延川南煤層氣田排采井桿管防腐工藝

張宏錄　謝先平　馬秀敏　張龍勝　池圣平

（1. 中國石化華東分公司工程院，江蘇南京　210031；2. 中國石化華東分公司非常規(guī)指揮部，江蘇南京　210031）

延川南煤層氣田排采井桿管防腐工藝

張宏錄1謝先平2馬秀敏1張龍勝1池圣平2

（1. 中國石化華東分公司工程院，江蘇南京210031；2. 中國石化華東分公司非常規(guī)指揮部，江蘇南京210031）

針對延川南煤層氣田部分排采井因桿管腐蝕造成的檢泵作業(yè)，開展了排采井防腐工藝的技術研究。分析了排采井的氣體成分和地層產出水成分，研究了不同材質在不同水型條件下的腐蝕規(guī)律，并在此基礎上找出了延川南區(qū)塊桿管腐蝕的主要原因，優(yōu)選KD-H03-1#型和KD-H03-2#型兩種緩蝕劑。該工藝在Y3-40-24U等5口井開展了現(xiàn)場試驗，措施后排采井日產液2.8 m3，日產氣585.29 m3。結果表明：CaCl2水型下加緩蝕劑KD-H03-1#能延緩井下桿、管、泵的腐蝕，延長檢泵周期，為延川南區(qū)塊排采井的連續(xù)性排采提供了新的技術支持。

延川南；煤層氣；排采井；桿管；腐蝕

延川南煤層氣田萬寶山構造帶291.24 km2，2號煤埋深1 000 m以內，中部構造形態(tài)為鼻狀構造，西北部發(fā)育多個規(guī)模較小的正斷層。萬寶山構造帶氣井的腐蝕介質具有高礦化度、低pH值、含腐蝕性氣體（CO2）等特點，排水采氣生產過程中存在較強的腐蝕性［1］。在常規(guī)油井中，防止井下桿管腐蝕的主要方法是向套管中加入緩蝕劑［2］，由于緩蝕主劑的分子結構單一，形成的吸附保護膜與鋼體之間的吸附力小，導致緩蝕率（65%）不理想。并且煤層氣排采井生產時油管產水，套管產氣，加入套管中的緩蝕劑與套管中的氣體結合后形成氣泡，與氣體一起被排出地面，也會影響緩蝕劑的緩蝕效果。

對緩蝕劑的成分進行了優(yōu)化組合，以有機為主體，無機為輔體，優(yōu)選復合型緩蝕劑，形成嵌入式復合膜，提高了膜的吸附力及強度。同時，在套管中加入緩蝕劑后，再加入消泡劑，防止緩蝕劑形成氣泡后被氣體帶出地面，從而提高了緩蝕劑的應用效果。

1　排采井桿管腐蝕的原因

1.1氣體成分分析

分析了Yan8井、Yan6井、Yan21井、Yan16井的氣體組分，均含有CO2氣體，平均含量值為2.47%，見表1。

表1　延川南區(qū)塊氣體成分分析（部分井）

1.2地層產出水成分分析

對 Yan8井、Yan3-42-26井、Yan21井、Yan16井的產出液成分進行分析得出：Yan8井水型為NaHCO3型，pH值為7.7，呈弱堿性，礦化度較低，礦 化 度 為5 225 mg/L；Yan3-42-26井、Yan21井和Yan16井水型為CaCl2型，礦化度較高，礦化度為30936~168 542 mg/L，平均85 502 mg/L，pH值6.2~6.4，呈弱酸性。見表2及續(xù)表2。

表2　延川南區(qū)塊產出液成分分析（部分井）

1.3腐蝕原因分析

根據(jù)Yan8井、Yan3-42-26井、Yan21井、Yan16井的水樣、氣樣分析結果，延川南萬寶山構造帶煤層氣排采井產出水有2種水型：CaCl2型和NaHCO3型。CaCl2型水的礦化度較高，平均約56 000 mg/L，Cl-平均含量約35 000 mg/L，屬于弱酸性介質，pH值平均為6.4，且多數(shù)井的產出氣中含有CO2。因此，高Cl-含量引起的點蝕和CO2溶于水產生的電化學腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。NaHCO3型水中含有腐蝕性細菌SRB，平均礦化度7 900 mg/L，屬于弱堿性介質，pH值平均為7.3，產出氣中含有CO2。因此，細菌腐蝕和CO2溶于水產生的電化學腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。

2　不同材質的腐蝕規(guī)律

2.1CaCl2水型腐蝕規(guī)律

為了研究CaCl2水型對金屬材質的腐蝕規(guī)律，對J55級、N80級、D級三種不同材質的抽油桿進行了在不同溫度下的CO2分壓實驗。實驗結果表明：J55級抽油桿在40℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.560 8 mm/a，在20 ℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.205 6 mm/a；N80級抽油桿在40℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.537 9 mm/a，在20 ℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.1985mm/a；D級抽油桿在40 ℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.506 5 mm/a，在20 ℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.172 5 mm/a，見表3。

表3　CaCl2水型腐蝕規(guī)律

2.2NaHCO3水型腐蝕規(guī)律

為了研究NaHCO3水型對金屬材質的腐蝕規(guī)律，對J55級、N80級、D級三種不同材質的抽油桿進行了40 ℃下的CO2分壓實驗。實驗結果表明：J55級抽油桿在40 ℃、CO2分壓為0.1 MPa下腐蝕速率為0.240 5 mm/a，在40 ℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.470 6 mm/a；N80級抽油桿在40 ℃、CO2分壓為0.1 MPa下腐蝕速率為0.213 1 mm/a，在40 ℃、CO2分壓0.4 MPa下腐蝕速率為0.3268mm/a；D級抽油桿在40 ℃、CO2分壓為0.1 MPa下腐蝕速率為0.198 7 mm/a，在40 ℃、CO2分壓為0.4 MPa下腐蝕速率為0.328 7 mm/a，見表4。

表4　NaHCO3水型腐蝕規(guī)律

2.3不同材質的腐蝕規(guī)律

以上實驗結果表明：相同條件下，CaCl2水型的腐蝕速率要大于NaHCO3水型，說明CaCl2水的腐蝕性更強； J55級、N80級、D級抽油桿材質均為普通碳鋼，三種材質的耐蝕性差別不大，D級抽油桿的耐蝕性相對強些，J55抽油桿材質最弱；隨著CO2分壓和溫度的增加，抽油桿的腐蝕增大。因此，井筒內油管、抽油桿一般是隨井深增加而腐蝕變得更嚴重。

3　防腐工藝技術

3.1緩蝕劑防腐

3.1.1緩蝕劑防腐原理金屬在電解質或潮濕空氣形成的水膜中的腐蝕過程是由兩個共軛的電化學反應（陽極反應和陰極反應）組成。緩蝕劑吸附在金屬表面后，能分別或同時抑制陽極、陰極反應，從而減小腐蝕過程中的腐蝕電流，達到緩蝕目的［3］。

3.1.2緩蝕劑優(yōu)選室內評價了ZY-1#、KD-H03-1#、KD-H03-2#三種緩蝕劑。在CaCl2水型的動態(tài)實驗發(fā)現(xiàn)：加藥濃度為100 mg/L時，KD-H03-1# 在CaCl2水型下緩蝕率為81.90%，性能優(yōu)于ZY-1# 和KD-H03-2#；在加藥濃度為150 mg/L時，KDH03-1#在CaCl2水型下緩蝕率為83.85%，性能優(yōu)于ZY-1#和KD-H03-2#；在加藥濃度為200 mg/L時，KD-H03-1#在CaCl2水型下緩蝕率為86.91%，性能優(yōu)于ZY-1#和KD-H03-2#。

KD-H03-2#在NaHCO3水型的動態(tài)實驗發(fā)現(xiàn)：在加藥濃度為100 mg/L時，KD-H03-2#在NaHCO3水型下緩蝕率為80.63%，性能優(yōu)于ZY-1#和KDH03-1#；在加藥濃度為150 mg/L時，KD-H03-2#在NaHCO3水型下緩蝕率為81.80%，性能優(yōu)于ZY-1# 和KD-H03-1#；在加藥濃度為200 mg/L時，KDH03-2#在NaHCO3水型下緩蝕率為85.65%，性能優(yōu)于ZY-1#和KD-H03-1#（見表5、表6）。

表5　CaCl2水型緩蝕劑動態(tài)評價

表6　NaHCO3水型緩蝕劑動態(tài)評價

3.2消泡劑的優(yōu)選

工業(yè)常用消泡劑一般分為有機消泡劑［4］、有機硅消泡劑［5］和聚醚型消泡劑三類［6］。有機硅消泡劑具有瞬時消泡的作用和持久抑泡的能力，一般單獨使用二甲基硅油或聚醚改性硅油，應用范圍受到一定限制。優(yōu)選后的消泡劑自制樣品1號的配方為：硅膏質量分數(shù)為12%，二氧化硅質量分數(shù)為硅膏的10%，高低黏度硅油質量比為1∶2，聚醚改性硅油質量分數(shù)為4%，HLB（乳化劑親水親油平衡值）為9. 5的復配乳化劑的質量分數(shù)為6%，增稠劑質量分數(shù)為0. 5%。

對優(yōu)選消泡劑自制樣品1號和市售消泡劑在消泡時間、抑泡時間、離心穩(wěn)定性、稀釋穩(wěn)定性等方面進行了對比分析，發(fā)現(xiàn)：優(yōu)選的消泡劑的消泡時間為8 s，抑泡時間為92 s，進行離心穩(wěn)定性和稀釋穩(wěn)定性分析時未分層，充分說明自制樣品1號消泡劑具有較好的消泡、抑泡性能和儲存穩(wěn)定性及稀釋穩(wěn)定性，見表7。

表7　優(yōu)選消泡劑與市售消泡劑性能比較

3.3緩蝕劑的投加

3.3.1預膜投加目前國內較普遍應用的預膜加量公式為

式中，V為預膜量，kg；D為管徑，cm；L為管長，km。

氣井投產或作業(yè)后要進行一次緩蝕劑預膜處理，總預膜加量為填充油管預膜量和填充套管預膜量之和。初步設計時以?63 mm油管計算，油管內徑52 mm、長度1 300 m，套管內徑106 mm、長度1300 m。則填充油管的預膜量為V1=16 kg，填充套管的預膜量為V2=33 kg。因此，首次預膜加量可選擇49 kg，一次全部加入。

3.3.2加藥周期緩蝕劑投加濃度為200 mg/L，投加周期為30d，對于產液量少于5 m3/d的氣井加藥量按產液量5m3/d計算，加藥量為30 kg；產液量高于5 m3/d的按實際產液量計算加藥量。采用油套環(huán)空周期加藥方式，每次投加緩蝕劑完成后均要關套管2 h，使緩蝕劑沿油套管空間流到井底與井下液體混合。

4　現(xiàn)場試驗

排采井桿管防腐工藝于2014年在延川南煤層氣田開展了5井次的現(xiàn)場試驗，有效率100%。該技術平均延長排采井檢泵周期157 d。Y3-40-24U井投產于2014年1月，于2014年6月1日檢泵發(fā)現(xiàn)，在20~140 m井段、180~320 m井段、480~640 m井段抽油桿節(jié)箍腐蝕嚴重；在840~1 160 m井段，抽油桿節(jié)箍和本體腐蝕嚴重；在980~1 160 m井段壓力計電纜線見多處腐蝕；泵筒及固定閥外壁均有腐蝕現(xiàn)象。水樣化驗結果顯示產出液屬于CaCl2水型。該井于2014年6月5日開始加藥，每天從油套環(huán)空加入15 kg緩蝕劑KD-H03-1#，一共連續(xù)加藥35d。截至2014年12月31日，該井已連續(xù)生產270 d（目前仍在持續(xù)生產），日產液2.8 m3，日產氣585.29 m3，累計產氣19 002.11 m3。

5　結論

（1）延川南煤層氣排采井產出水有兩種水型：CaCl2型和NaHCO3型；CaCl2型水中CO2溶于水產生的電化學腐蝕和高含量的Cl-引起的點蝕是造成井筒腐蝕的主要原因；NaHCO3型水中細菌SRB腐蝕和CO2溶于水產生的電化學腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。相同條件下，CaCl2型產出水的腐蝕速率要大于NaHCO3型。

（2）在CaCl2水型下加緩蝕劑KD-H03-1#、在NaHCO3水型下加緩蝕劑KD-H03-2#能有效延緩井下桿管泵的腐蝕，優(yōu)選的消泡劑自制樣品1號具有較好的消泡、抑泡性能。

（3）排采井桿管防腐技術在延川南煤層氣田現(xiàn)場應用效果良好，平均延長檢泵周期157 d，有效率100%。

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［2］尹瑞新，李彬，陳翠雙，等.稠油油藏桿管腐蝕偏磨治理技術研究［J］.新疆石油科技，2011，21（3）：15-18.

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［4］史云梅，黃曉東，孔德玉，等.渤海埕北油田原油消泡劑BHX-06的開發(fā)［J］.油田化學，2007，24（3）：219-222.

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（修改稿收到日期2015-04-26）

〔編輯李春燕〕

Corrosion resistance technology for rod and tube in drainage wells in South Yanchuan coalbed methane field

ZHANG Honglu1, XIE Xianping2, MA Xiumin1, ZHANG Longsheng1, CHI Shengping2
（1. Engineering Institute of East China Branch of SINOPEC, Nanjing 210031, China; 2. Unconventional Command of East China Branch of SINOPEC, Nanjing 210031, China）

In view of pump inspection caused by corrosion to rod and tube in some drainage wells in South Yanchuan coalbed methane field, research has been conducted on corrosion resistance technology for drainage wells. The gas components from drainage wells and the components of produced formation water are analyzed; research has been done on the corrosion law of various materials in different water type conditions, and based on this, the main causes have been identified for rod and tube corrosion in South Yanchuan Block, and two corrosion inhibitors are selected: KD-H03-1# and KD-H03-2#. This technology was tested on five wells, including Well Y3-40-24U; After treatment, the daily fluid production of drainage wells was 2.8 m3and daily gas production was 585.29 m3. The result shows that addition of KD-H03-1# inhibitor to CaCl2water type can delay corrosion to downhole rod, tubing and pump and can extend the pump inspection period, providing new technical support for continuous drainage and production of drainage wells in South Yanchuan Block.

South Yanchuan; coalbed methane; drainage well; rod and tube; corrosion

TE983

B

1000 – 7393（ 2015 ） 03 – 0110 – 04

10.13639/j.odpt.2015.03.025

張宏錄，1966 年生。1989年畢業(yè)于江漢石油學院采油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事機械采油工藝的研究及推廣工作，高級工程師。電話：13851762716。E-mail:zhl5456@sina.com。

引用格式：張宏錄，謝先平，馬秀敏，等.延川南煤層氣田排采井桿管防腐工藝［J］.石油鉆采工藝，2015，37（3）：110-113.