CO2驱油防腐配套工艺技术

邵立民

(中国石油化工股份有限公司东北油气分公司，吉林 长春 130062)



CO2驱油防腐配套工艺技术

邵立民

(中国石油化工股份有限公司东北油气分公司，吉林 长春 130062)

腰英台油田是典型的特低渗油藏，采收率低。为提高采收率，开展了CO2非混相驱提高采收率先导试验。由于油田含水高等特征，在CO2驱油过程中注采井面临严重的腐蚀。为了降低腐蚀的影响，通过理论分析、室内实验与现场实践，优化了机械封隔式注气管柱，现场实施表明该管柱工艺经济可靠，且防腐和密封性能良好，适用于腰英台油田CO2驱油试验区；优选的高效缓蚀剂在油藏条件下缓蚀率96.86%，能有效防止CO2腐蚀，现场实施17井次，最高腐蚀速率仅为0.020 2 mm/a。形成的适用于腰英台油田CO2驱油的防腐配套工艺技术，现场试验及监测数据表明，应用效果良好。

CO2驱 防腐 管材 缓蚀剂

腰英台油田构造上位于松辽盆地长岭凹陷东北部，储层岩性以粉砂岩为主，属于典型的低孔特低渗透油藏。2011年腰英台油田开展了CO2非混相驱先导试验，由于腰英台油田在投产初期即水质量分数高(60%)，目前已达92%，而CO2在高含水条件下将对生产管柱产生严重的腐蚀。此外，腰英台油田伴生气中CO2含量平均可达2%，实施CO2驱油后，随着气体突破，CO2分压不断上升，同样会加剧腐蚀，因此CO2驱注采井的防腐是至关重要的。

1 注入井防腐配套工艺技术

依据注气前注水压力情况，预计试验区注气井最终注入压力将小于20 MPa，井口注入CO2为10 ℃液态二氧化碳，对碳钢基本没有腐蚀。因此按照“经济适用”原则设计注气管柱及配套工艺[1]。

1.1 井口选择

井口选用250型碳钢气密性采气树，按照KQ65/25型气井阀门结构设计，BB级；BT密封，阀内所有密封件均选用聚四氟乙烯材料(PTFE)，其特点是除了熔融的碱金属、氟化介质以及高于300 ℃的氢氧化钠外，几乎不受任何化学试剂的腐蚀，能够满足现场的需要[2]。

1.2 注气管材选择

目前国内开展的CO2驱油项目在注入井管材上多选择耐蚀合金钢(如胜利油田高89区块采用3Cr不锈钢)或涂层油管(如吉林油田)，可以有效的起到防腐作用。由于试验区注入的是高纯度液态CO2，即使在井下气化后油管壁受腐蚀的影响较小，因此注入井管材选择N80气密封扣油管，保证高压CO2气体不渗漏至油套环空[3-4]。

1.3 防腐工艺

采用不锈钢材质Y221-114注CO2专用封隔器封隔注入层以上的油套环空部分，起到保护套管的作用，环空中替入防腐液。为实现后期防腐液的更换和泄液起管柱作业，封隔器以上下入滑套开关。为防止注入的CO2与水直接接触产生腐蚀或冻堵，在注气开始前和气水交替注入前，向井筒中注入隔离液，隔离液成分为-20号柴油。

1.4 注气管柱设计及现场应用

根据CO2注入的现场要求，注入井管柱设计为：“喇叭口+监测环+平式油管1根+ZQY221-114注CO2专用封隔器+滑套开关+N80气密封油管+监测环+ N80气密封油管+油管悬挂器” 见图1。

图1 注气井管柱示意图

2011年至2015年，试验区注气井施工14井次，施工成功率100%。至2012年底，注气井已累计注入CO2124 843 m3，并成功实施了1轮次的气水交替，注气井运行正常，表明能够满足现场气水交替注入的需要。

2 采出井防腐配套工艺技术

对试验区块油井前期作业情况统计可见，伴

生腐蚀井占总井数的45%，在气驱后腐蚀将更加严重。因此，采油工艺需解决的重点问题是腐蚀。

2.1 防腐工艺

目前常用的CO2防腐工艺包括耐磨耐蚀合金技术、防腐涂层技术、阴极保护技术、缓蚀剂防腐技术。结合腰西区块特征，对防腐工艺开展优选评价[5]。

(1)高效缓蚀剂的优选

缓蚀剂防腐是目前应用较为广泛、有效和经济的方法。利用高温高压反应釜，在20种在矿场应用效果较好的缓蚀剂选四种进行评选实验[6]。

实验条件为分压2.5 MPa，温度90 ℃、缓蚀剂质量浓度为50 mg/L。实验结果见表1。由表1可见，四种缓蚀剂均可使N80钢腐蚀速率大幅下降，20号样品效果最佳，可作为现场高效防CO2腐蚀缓蚀剂。

表1 缓蚀剂评选实验结果

(2)阴极保护器评选

针对高含二氧化碳产出水介质环境，进行了80 ℃温度条件下的阳极材质优选实验。选择A11、A21、R和A12四种材质阳极，进行电化学性能评价实验，结果见表2。

表2 80 ℃时阳极电化学性能评价结果

可见A12型阳极综合性能良好，在高温介质环境中工作电位稳定且达到有效保护，表面溶解性能好，对介质无污染，电流效率明显高于其它阳极，且达到了70%以上的高效率。

(3)管材选择

结合试验区腐蚀和偏磨严重的特点，要求选用管材具有耐磨耐蚀的特点。通过实验优选出两种适合试验区的管材。

TC3000C涂层油管适用于酸性环境(含CO2、pH值≤5)，其涂层具有良好的附着力、耐磨性和抗腐蚀性，涂层厚度仅150～250 μm，最大使用温度180 ℃，可以满足试验区CO2驱油采油井的实际井况。

HDPE内衬油管通过在油管表面内衬一层高密度聚乙烯新材料，通过分子结构改性和添加特种助剂达到抗磨耐温性能，形成的内衬层表面光滑，摩擦系数较低，并且耐腐蚀。这种抗磨防腐的特性可以满足现场需要。

3 现场应用

结合防腐、防气、防偏磨的技术要求，对CO2驱油采油工艺管柱进行了优化设计，形成了“螺旋导流筛管+防腐泵+阴极保护器+涂层/内衬油管+腐蚀监测环”采油工艺管柱，井口加注高效缓蚀剂，可满足现场技术需要。

2011年至今，已现场实施17井次，从动态监测结果分析，效果良好。如DB33-5-3井，2012年1月下入防腐防气管柱，5月该井气窜，CO2含量30%，8月取出该井中两套腐蚀监测环进行测试，最高腐蚀速率仅为0.020 2 mm/a，低于0.076 mm/a的标准，防腐效果良好。

表3 DB33-5-3井腐蚀监测数据表

DB33-1-4井早期即气窜，实施防腐防气措施前，受气体影响泵充满度低，产量逐步下降。措施后测试结果表明，该井示功图饱满，泵充满度高，泵效由32.1%升至39.1%，产油量由3.5 t升至6.6 t。

4 结 论

(1)机械封隔式注气管柱工艺经济可靠，防腐和密封性能良好，适用于腰西CO2驱油试验区。

(2)评选的高效缓蚀剂油藏条件下缓蚀效率96.86%。监测结果表明，能够有效防止CO2腐蚀。

[1] 郭永辉.草舍油田CO2驱油先导试验区工艺技术研究及效果[J].内蒙古石油化工，2008(10)：14-16

[2] 王峰.CO2驱采油井筒腐蚀规律及防治方法研究 [D]．大庆：东北石油大学，2011.46-49

[3] 李式国.CO2驱注采井防腐技术研究[D]．大庆：东北石油大学，2010.22-27

[4] 杨昌华,王庆,董俊艳,等.高温高盐油藏CO2驱油泡沫封窜体系研究与应用[J]．石油钻采工艺，2012(5)：95-101

[5] 张贤松.油藏窜流通道对CO2混相驱开发效果影响研究[J]．石油化工应用，2010(9)：13-16

[6] 李春,伊向艺，刘伟，等.草舍油田CO2泡沫驱起泡剂的选择[J]．油田化学，2007，24(3)：255-257

(编辑 王菁辉)

Supporting Corrosion Prevention Technology of CO2Oil Displacement

ShaoLimin

(SINOPECNortheastOil&GasCompany,Changchun130062，China)

Yaoyingtai Oil Field is a typical low permeability oil reservoir with low oil recovery. In order to improve the recovery rate, the pilot test of CO2non miscible flooding to improve oil recovery rate was performed. Due to the high water content in oil field, the injection production wells are subject to severe corrosion in the process of CO2flooding. In order to reduce the impact of corrosion and through theoretical analysis, laboratory experiment and field practices, the mechanical packer injection pipe column is optimized. The on-site implementation shows that the pipe column technique is economic and reliable, and anticorrosion and sealing performances are good. It is applicable for Yaoyingtai Oilfield’s CO2flooding test area; The corrosion inhibition efficiency of optimum corrosion inhibition agent at reservoir conditions is 96.86%. The CO2corrosion can be effectively prevented. In 17 times of on-site implementation in wells, the maximum corrosion rate is only 0.0202 mm/a. The data of field testing and monitoring of package supporting corrosion prevention technology of CO2oil displacement show that the application result is excellent.

CO2floding， anti-corrosion, piping materials, corrosion inhibitor

2016-01-20；修改稿收到日期：2016-02-28。

邵立民(1979- )，高级工程师，硕士，在该公司工程技术管理部主要从事采油工程研究工作。E-mail：shaolimin2012@126.com