某天然气田油管和集气管道腐蚀结垢行为与控制效果研究*

2020-12-17闫柯乐牛鲁娜吴伟然

安全、健康和环境 2020年11期

蒋秀,许可,闫柯乐,牛鲁娜,吴伟然

(1.中国石化青岛安全工程研究院，山东青岛 266104 2.中国石化华北油气分公司,陕西榆林 719000)

0 前言

随着某天然气田开发进入中后期，产出水量逐渐增加，矿化度较高，水质成分复杂。大部分气井及集气站均存在结垢，使管径缩小，井筒垢卡,现场管理难度加大，停产维修、清洗管线费用增加，严重影响气田的正常生产。结垢还可能导致垢下腐蚀，结垢处与周围形成浓差电池，一般结垢处为阳极，其周围为阴极，则成为大阴极小阳极结构，垢下的金属越腐蚀越深，最终形成蚀坑，致使局部腐蚀穿孔，这也被称为垢下小孔腐蚀。

另外，该气田还存在水合物堵塞问题，尽管采用了加注缓蚀剂和常规热力学抑制剂甲醇的方法，但仍存在结垢、小孔腐蚀及频繁水合物堵塞等问题，尤其在每年9月至来年5月，水合物堵塞问题尤为严重。甲醇存在加注量大、毒性大、易对环境造成污染及促进腐蚀等缺点。现场缓蚀剂、阻垢剂和甲醇分别单独加注，现场操作频繁，工作量大，急需开发一种高效的具有动力学水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂。

通过研究某天然气田3口典型气井的结垢和腐蚀规律，针对其结垢和腐蚀问题, 研制了一种具有水合物抑制功能的新型阻垢缓蚀剂, 并开展了室内及现场性能系统评价(水合物抑制性能研究不属于本文的研究范畴), 表明该阻垢缓蚀剂可解决该天然气田井底油管和地面集气管道的结垢腐蚀问题, 并在现场得到了应用。

1 实验方法

从该气田位于马五组、山西组和太原组层位的生产井集气站分别采集了产出水，采用HACH DREL 2800水质分析仪对产出水成分进行分析。井口腐蚀结垢模拟实验在高温高压釜中进行，在液相悬挂3个腐蚀挂片模拟N80钢在井口环境的腐蚀与结垢行为。阻垢缓蚀剂室内性能测试在常温、常压下进行，实验周期为3 d，材质与集输管道材质相同，为L415钢。现场实验通过特制的腐蚀支架在山西组某井井口、井下2 500 m和井口回压阀内进行腐蚀挂片，分别模拟井口、井下2 500 m处及集气站内管道的腐蚀与结垢情况，井口回压阀内共安装4个挂片，其中2个为20#钢，另外2个为N80钢，井下2 500 m处4个挂片均为N80钢，挂片尺寸为40 mm×13 mm×2 mm。所有试样工作表面依次经150#，400#和600#水磨砂纸打磨，丙酮超声清洗，干燥，然后用感量为0.1 mg的电子天平称重。实验后进行称重，获得金属表面垢层质量。金属表面的腐蚀产物膜清洗液配置及使用方法参照GB/T 16545—2015《金属和合金的腐蚀腐蚀试样上腐蚀产物的清除》。采用失重法获得金属的均匀腐蚀速率。采用带有能谱分析(EDX)功能的S3400N 型扫描电镜(SEM)观察试样表面形貌，采用3维光学轮廓仪对小孔腐蚀深度进行测量。

2 结果与讨论

2.1 水样分析

表1为各生产井产出水的成分，其中A井、B井和C井的pH值分别为4.7，7.0和5.2，Ca2+、Cl-含量和矿化度较高，其中A井和C井的矿化度分别高达130 000 mg/L和240 000 mg/L。

表1 三口井的产出水水样成分分析结果 mg/L

2.2 腐蚀结垢行为研究

2.2.1结垢趋势预测研究

表2 气井生产参数

采用多元回归方法，建立CaCO3结垢预测方法中的指数与温度和离子强度的数学拟合模型，预测3口井井底部位的结垢趋势，结果见表3。可以看出，3口井井底均存在CaCO3结垢，且结垢趋势严重。

表3 3口井井底结垢预测结果

表3中的化学计算的预测方法无法根据产出水水质反推井底水中离子含量，因此计算时粗略认为水中离子浓度随油管深度不发生变化。为了保证预测结果贴合现场实际，更好地指导企业开展防垢工作，本研究利用自主研发的基于热力学和动力学的油气田产出水结垢趋势和结垢量预测软件[5]进行预测，软件方法综合考虑了油气井井口产出水成分、产水量、产气量、温度、压力、流速、管壁表面粗糙度、流体流速等对井筒结垢的影响，是基于油管内离子浓度场、温度场和压力场等的多物理场耦合机制的结垢预测方法。

采用开发的软件计算了3口井不添加阻垢剂时产出水在油管内365 d的结垢趋势和结垢量随井深的变化，如图1和图2所示。可以看出，除A井井深小于1 200 m范围内不出现结垢外，随井深增加，CaCO3结垢趋势和结垢量都随之增加，结垢趋势指数Is值几乎呈线性增加。这主要是由于温度是影响结垢趋势和结垢量的重要因素，随井深增加，油管内温度增加，使垢物实际状态和平衡状态的自由能之差△G加大，从而结垢量随井深增加而增加[6]；压力随井深增加而增大，升高压力可降低CaCO3结垢趋势，但其影响不明显[7]。A井井深小于1 100 m时，Is指数小于0，无结垢趋势；当井深大于1 200 m时，温度和压力达到了结垢的热力学条件，Is指数大于0，开始出现结垢可能。矿化度高的A井和C井结垢量明显高于矿化度低的B井(图2)，因此，根据结垢量计算结果，如果不采取阻垢措施，A井和C井在井底部位结垢厚度已超过井筒内径，会产生堵管的情况，B井油管内的结垢量也会随时间而逐渐增加，这也说明有采取阻垢措施的必要性。此外，由于3口井产出水中硫酸根离子含量均较低，不足以形成硫酸盐垢物沉积。

图1 三口井的结垢趋势随井深的变化

图2 三口井的结垢量随井深的变化

2.2.2腐蚀结垢模拟实验研究

气田油管采用N80钢，集气站内集气管道采用20#无缝钢管。根据C井的产出水成分配置实验溶液，模拟井口的实验条件，压力为4.5 MPa，温度为25 ℃，实验周期为7 d，实验材质为N80钢。图3为腐蚀挂片表面形貌，可以看出金属表面有致密的垢层覆盖，见图3(a)，阻碍了腐蚀介质向金属表面的传递，导致金属的均匀腐蚀速率较低(0.001 mm/a)。清洗表面垢层后，金属表面主要呈现出均匀腐蚀的形貌，见图3(b)，这可能与实验时间较短有关。

图3 C井井口挂片表面形貌及清洗产物后金属表面形貌

2.2.3缓蚀阻垢剂性能测试

2.2.3.1室内性能测试实验

根据C井的产出水成分配置实验溶液，在常温、常压下对含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂性能进行了3 d静态实验。图4为L415钢的腐蚀速率随含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂浓度的变化，可见腐蚀速率随缓蚀阻垢剂浓度的增加而明显降低，具有良好的缓蚀性能。添加50～100 mg/L的缓蚀阻垢剂时，腐蚀速率低于工业要求的0.076 mm/a。当不添加缓蚀阻垢剂(空白)时，金属表面的垢层质量达到0.02 g，当添加100 mg/L的缓蚀阻垢剂时，金属表面的垢层质量降为0.003 g，阻垢效果明显，阻垢率可达85%。当单独加3%的水合物抑制剂时，金属的腐蚀速率为 0.05 mm/a，说明添加高浓度(30 000 mg/L)的水合物抑制剂，对腐蚀有抑制效果。当添加3%的含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂时，金属的腐蚀速率为 0.03 mm/a，这进一步说明水合物抑制剂和缓蚀阻垢剂对腐蚀控制有协同作用。

图4 均匀腐蚀速率随含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂浓度的变化

2.2.3.2现场性能测试实验

2018年10～11月对山西组层位的某井进行了井口、井下2 500 m和井口回压阀内腐蚀挂片实验，实验周期为31 d。图5为3个部位的腐蚀挂片表面形貌，可以看出井口回压阀内腐蚀挂片和井口腐蚀挂片表面均被产物膜覆盖，井下2 500 m处的产物膜变得更厚，堆积得更加明显。井下2 500 m处产物膜的EDS分析表明：产物膜主要含Fe (15.8%)、Ca(6.60%)、C(15.22%)、O(61.82%)、Mn(0.19%)、Si(0.23%)和Cl(0.14%)，因此，这层腐蚀产物膜主要由CaCO3、FeCO3、铁的氧化物等组成。清洗产物膜后，3个部位均出现了明显的小孔腐蚀。腐蚀速率的实验结果见表4，集气站内管线和井口腐蚀挂片的均匀腐蚀速率较低，分别为0.066 mm/a和0.015 mm/a，腐蚀等级分别为中等和低，但均发生了严重小孔腐蚀，小孔腐蚀速率为0.32 mm/a和0.31 mm/a，小孔腐蚀等级均为高，因此，井口油管和集气站管道的主要腐蚀风险为小孔腐蚀。井下2 500 m处的腐蚀挂片的均匀腐蚀速率为0.23 mm/a，小孔腐蚀速率为0.72 mm/a，均匀腐蚀与小孔腐蚀等级分别为高和严重。由此可见，油管在井下的均匀腐蚀速率和小孔腐蚀速率均明显高于井口。

表4 未添加含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂期间的腐蚀数据 mm/a

按照35 L/d从套管向井内加注含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂(其中有效阻垢缓蚀剂为3.5 L)，加注时间为30 d，含水合物抑制功能的阻垢缓蚀剂从油管排出，保护套管、油管和集气站管道。在井口、井下2 500 m和井口回压阀内分别进行腐蚀挂片监测阻垢缓蚀剂效果，腐蚀速率的实验结果见表5，可见加注阻垢缓蚀剂后集气站内管道、井口和井下2 500 m处的腐蚀挂片的均匀腐蚀速率远低于0.076 mm/a；与表4比较可知，集气站内管道和井下2 500 m处的缓蚀效率达到97%。各腐蚀挂片表面光亮，没有明显的产物堆积，可见打磨痕迹，无小孔腐蚀(图6)。同时，加注含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂期间气井水样pH值无明显变化，加注15 d后铁离子浓度由23 mg/L降为5 mg/L，这也说明含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂对腐蚀的抑制效果良好。因此，从腐蚀速率，铁离子浓度变化及金属表面形貌可以看出，含水合物抑制功能的缓蚀阻垢剂的缓蚀、阻垢效果良好。