气田缓蚀剂的应用与效益分析

2014-04-07窦建芝刘冬梅冯思洋

油气田地面工程 2014年9期

关键词：挂片大庆油田缓蚀剂

窦建芝刘冬梅冯思洋

1潍坊工程职业学院 2大庆油田采油六厂 3大庆油田水务公司中引水厂

气田缓蚀剂的应用与效益分析

窦建芝1 刘冬梅2 冯思洋3

1潍坊工程职业学院 2大庆油田采油六厂 3大庆油田水务公司中引水厂

大庆徐家围子深层天然气田CO2含量高，同时采出含水天然气中含有一定量的Cl-，这将加剧采出天然气中CO2的腐蚀作用。大庆油田在优选出咪唑啉类单剂条件下，根据协同效应原理，经复配研制得到新型缓蚀剂。该缓蚀剂在模拟现场腐蚀环境条件下能够有效成膜并起到缓蚀作用，室内评价对20#钢的挂片的缓蚀率为96.2%。现场应用时，采用连续加药方式，浓度为22mg/100m3气时，缓蚀率达88%以上，每100m3的处理费用小于0.05元，具有显著的经济效益。

气田；CO2腐蚀；缓蚀剂；腐蚀速率

目前，油田开发深层气已经成为以气补油长远发展的战略目标。勘探结果表明，大庆徐家围子深层天然气田CO2含量高，同时采出含水天然气中含有一定量的Cl-，这将加剧采出天然气中CO2的腐蚀作用。控制CO2腐蚀的技术主要有选择耐蚀材料、加注缓蚀剂、内壁涂层或衬里3类。国内外实践经验表明，上述3类方法中，加注缓蚀剂是既经济、可靠又十分灵活的控制腐蚀方法，在油气田中应用最为广泛。为有效控制CO2腐蚀给深层天然气开发带来的严重危害，从深层气组成和现场环境条件入手，优选适合于深层气田工况条件下使用的CO2缓蚀剂是十分必要的。

1 缓蚀剂的优选

对腐蚀速率影响因素的考察结果表明：温度、CO2浓度、Cl-浓度及介质流速均对腐蚀速率起促进作用。天然气生产的工况条件：温度20～55℃，CO2分压0.2～0.75 MPa，Cl-浓度1 000～5 000mg/ L，介质流速约2m/s。为在较短时间内对缓蚀剂配方进行有效评价，确定了腐蚀较为严重情况下室内实验条件如下：温度为60℃，分压为1.0 MPa，NaCl浓度为1.75%，动态实验转速条件确定为2.5m/s。以上所确定的室内评价参数条件，腐蚀程度将严重于现场工况，可用于室内进行缓蚀剂筛选，腐蚀实验周期确定为72 h。

在上述条件下进行缓蚀剂的筛选。大庆油田在优选出咪唑啉类单剂条件下，根据协同效应原理，经复配研制得到新型缓蚀剂。该缓蚀剂对于含盐环境下的CO2腐蚀具有较好的针对性。

应用所研制的新缓蚀剂，与目前国内使用较多的CT系列和ZT系列等缓蚀剂产品进行了室内对比评价研究，结果见表1。从表1可以看出，缓蚀率达96.2%，说明针对大庆深层气田含Cl-条件下的CO2腐蚀，其缓蚀性能优于在用的缓蚀剂产品。

表1 不同药剂在浓度200mg/L下的缓蚀效果

2 缓蚀剂现场应用

采用连续加药方式，在17号井开展了两种加药浓度的试验。表2为不同加药量下的缓蚀效果。加药后挂片测得缓蚀率达88.1%以上，在线监测缓蚀率达91.2%。

表2 17号井投加试验用新型缓蚀剂的缓蚀效果

对加药前后挂片外观进行比较，未加药挂片仅10天时间就出现了严重的坑蚀现象，加药后挂片经过20天取出后表面仍然光滑，缓蚀剂效果明显。图1为加药前后在线腐蚀监测的数据曲线，图中上部曲线为金属损失曲线，下部为腐蚀速率曲线。可以看出，随着缓蚀剂的注入，金属损失不再增加，腐蚀速率从0.245 3mm/a降至0.004 6mm/a。

图1 气井加药前后在线腐蚀监测曲线对比

另外在2号井和21号井也分别开展了缓蚀剂加注试验，结果如表3所示，缓蚀效果明显。

表3 缓蚀剂在2号井和21号井的缓蚀效果

3 经济效益分析

17号井试验期间日产气量13.5×104m3左右，每100 m3气加药量为22 mg时，缓蚀率为88.1%。缓蚀剂成本22元/公斤，每百立方米气的处理费用约为0.05元。单井投加缓蚀剂成本3.22万元/年，平均每年节约管道阀门更新维护费用约14.45万元。气田需添加缓蚀剂进行腐蚀防护的有51口井，合计可节约资金740万元。

另外，通过缓蚀剂的加注，有效减缓了站内管网、加热、分离等设备的腐蚀，可减少大量的设备维修更新费用，并可减少安全事故的发生概率以及维修施工对天然气生产的影响。以上具体应用情况分析表明，加注缓蚀剂具有很好的经济效益和社会效益。