冀東油田防CO2腐蝕緩蝕劑的研究與應(yīng)用

趙永剛 張燕 閆永強(qiáng)

摘要：隨著冀東油田CO吞吐水平井控水技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，大量的CO注入到地層，由此產(chǎn)生的腐蝕問(wèn)題愈加突出。本文通過(guò)室內(nèi)模擬現(xiàn)場(chǎng)條件分析了溫度、CO分壓對(duì)冀東油田油氣井管線的腐蝕影響，研制了一種防CO腐蝕的緩蝕劑，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了良好的效果。

背景：CO吞吐水平井控水是發(fā)展較快的一項(xiàng)提高原油采收率工藝技術(shù)，可應(yīng)用于多種條件的油藏。然而，在CO吞吐過(guò)程中大量注入的CO已經(jīng)成為油氣井及設(shè)備腐蝕的主要因素。控制油氣井管腐蝕的方法主要有選用耐蝕材料、有機(jī)或無(wú)機(jī)涂層、添加化學(xué)藥劑以及管道清掃等。由于CO吞吐中腐蝕發(fā)生的部位廣泛，在防腐過(guò)程中應(yīng)盡量做到既不能造成環(huán)境污染，更不能傷害油氣資源，還要綜合考慮開(kāi)采成本問(wèn)題，在不改變工藝條件下，選擇投加緩蝕劑是一種切實(shí)有效的措施，因而研究防CO腐蝕的緩蝕劑具有十分重要的意義。

1 室內(nèi)研究

1.1 不同CO2分壓的腐蝕情況

（1）模擬地面管線的腐蝕影響

冀東油田采出液到達(dá)地面后的溫度約為60℃，取現(xiàn)場(chǎng)采出液，使用A3鋼片測(cè)定不同CO2分壓條件下的腐蝕速率變化情況，結(jié)果見(jiàn)圖1。

從圖1可以看出，CO2分壓達(dá)到2MPa時(shí)，腐蝕速率達(dá)到最大值，當(dāng)CO2分壓大于等于0.1MPa時(shí)，腐蝕速率超過(guò)標(biāo)準(zhǔn)要求的0.0765mm/a。

（2）模擬井底管線的腐蝕情況

冀東油田采出液地層溫度約為90℃，取現(xiàn)場(chǎng)采出液，使用N80鋼片測(cè)定不同CO2分壓條件下的腐蝕速率變化情況，結(jié)果見(jiàn)圖2。

從圖2可以看出，在地層溫度90℃條件下，不存在CO2分壓時(shí)，采出液的腐蝕速率即超過(guò)標(biāo)準(zhǔn)要求。

1.2 防CO2腐蝕緩蝕劑的研制

1.3防 CO腐蝕緩蝕劑的性能評(píng)價(jià)

防CO緩蝕劑的性能評(píng)價(jià)參照SY/T5273-1991《油田注水緩蝕劑評(píng)價(jià)方法》進(jìn)行。在溫度60℃，CO分壓1MPa條件下，緩蝕劑加藥濃度為200mg/L，掛片時(shí)間為72h進(jìn)行動(dòng)態(tài)掛片試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。在溫度90℃，CO分壓2.3MPa條件下，緩蝕劑加藥濃度為200mg/L，掛片時(shí)間為72h進(jìn)行動(dòng)態(tài)掛片試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

從表1和表2評(píng)價(jià)結(jié)果可以看出，研制的JRHS-2型防CO2緩蝕劑的緩蝕效果明顯。

2、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

冀東油田南堡NP23-P2002井在投產(chǎn)期間采出液約180m/d，含水50%，產(chǎn)天然氣量約7×10m/d，天然氣中CO含量為21.33%;H2S含量為54mg/m。現(xiàn)場(chǎng)連續(xù)31天投加了防CO腐蝕緩蝕劑JRHS-2，加藥量為100kg/d，加藥濃度約550mg/L，加藥期間現(xiàn)場(chǎng)掛片監(jiān)測(cè)了采出液的腐蝕情況。防CO腐蝕緩蝕劑JRHS-2可以有效保證采出液腐蝕率控制在0.076mm/a以下。

隨后，防CO腐蝕緩蝕劑JRHS-2又在冀東油田油田南堡NP23-P2004井和NP23-P2006和進(jìn)行了投加。

3、結(jié)論

（1）冀東油田采出液在60℃，CO2分壓達(dá)到0.1MPa時(shí)，腐蝕速率超標(biāo)，當(dāng)溫度達(dá)到90℃，不存在CO2分壓的情況下腐蝕速率超標(biāo)。

（2）研制的JRHS-2型防CO2緩蝕劑的緩蝕效果明顯，效果優(yōu)于同類藥劑。

（3）JRHS-2型防CO2緩蝕劑在冀東油田南堡油井采出液得到應(yīng)用后，有效的控制腐蝕速率在0.076mm/a以內(nèi)。

參考文獻(xiàn)：

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