一種煤層氣井井筒緩蝕阻垢劑的研究及應用

蔣建勛，李靜

(西南石油大學 油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500)

煤層氣開采過程中的阻垢和緩蝕是一個難題，在排水過程中，特別是氣液同產階段，高含CO2的高硬度地層水在井筒中流動時極易造成腐蝕和結垢[1-2]。2017年該區塊共修井580井次，其中因井筒腐蝕漏失修井256次、井筒堵塞修井80井次、泵堵塞修井33井次，平均泵深800 m，腐蝕發生在泵上0～100 m，平均檢泵周期為井下201 d。頻繁檢泵不僅帶來高昂的作業費用，還嚴重傷害氣井產能。

為了延長檢泵周期，減緩井下腐蝕和結垢，在現場觀測和文獻調研的基礎上[3-6]，針對腐蝕、結垢的特點，研制了一種高效低毒的緩蝕阻垢劑，現場試驗效果顯著，平均延長100 d的檢泵周期，降低了修井作用費用。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

羥基乙叉二膦酸(HEDP)、2-羥基膦酰基乙酸(HPAA)、馬來酸/丙烯酸共聚物(MA/AA)、無水乙醇、AES、十七烯基胺乙基咪唑啉季銨鹽、EDTA、氫氧化鈉、硫酸、鹽酸、丙酮等均為分析純；石油醚(60～90 ℃)；高純氮(純度≥99.99%)；二氧化碳(純度≥99.95%)。

FS-Ⅲ高溫高壓動態反應釜；IC761離子色譜儀；PHS-3E型pH計；AL204型電子分析天平；HX-HH420A4型恒溫水浴鍋。

1.2 緩蝕效能測定實驗

緩蝕效能評價實驗基本流程遵循SY/T 5273—2000《油田采出液用緩蝕劑性能評價方法》。首先，取現場采出液600 mL置于反應釜內，3片N80掛片外型尺寸為50 mm×13 mm×1.5 mm，在40 ℃的環境下實驗7 d，實驗壓力3 MPa，CO2分壓7 300 Pa，按照式(1)～(3)確定反應釜轉子的線速率、腐蝕速率和緩蝕率。

(1)

式中V——掛片線速度，m/s；

Q——井筒截面流量，m3/s；

d2——套管內徑，cm；

d1——抽油桿外徑，cm

(2)

式中rcorr——均勻腐蝕速率，mm/a；

m——實驗前的試片質量，g；

m1——實驗后的試片質量，g；

S1——試片總面積，cm2；

ρ——試片材料的密度，g/cm3；

t——實驗時間，h；

(3)

式中η1——緩蝕率，%；

Δm0——空白實驗中試片的質量損失，g；

Δm1——加藥實驗中試片的質量損失，g。

1.3 阻垢效能測定實驗

阻垢效能評價實驗使用靜態阻垢法進行實驗評價，通過對不同的現場采出液靜態阻垢實驗添加不同種類的緩蝕阻垢劑，設置對照實驗確定各種緩蝕阻垢劑的阻垢率，從而確定適用的緩蝕阻垢劑配方，然后通過添加不同濃度的適用阻垢劑，確定阻垢劑的最佳適用濃度。

阻垢率計算公式如下：

(4)

式中M2——加緩蝕阻垢劑后混合溶液中鈣鎂離子濃度，mg/L；

M1——未加緩蝕阻垢劑混合溶液中鈣鎂離子濃度，mg/L；

M0——A溶液中測定的鈣鎂離子濃度之半，mg/L。

2 結果與討論

2.1 腐蝕結垢能力評價

2.1.1 采出液腐蝕能力評價 利用高溫高壓動態反應釜對8個現場采出液樣品的腐蝕能力進行評價，樣品腐蝕速率見表1。

表1 煤層氣井采出液腐蝕速率分布Table 1 The corrossion rate distribution of water form CBM well

由表1可知，采出液的最低腐蝕速率為1.124 1 mm/a，最高腐蝕速率為1.333 1 mm/a，平均腐蝕速率為1.190 1 mm/a，屬于比較嚴重的腐蝕。

根據分析可發現，該煤層氣區塊是由于采出氣體中含有二氧化碳、較低的pH值、氯離子含量相對較高造成的電化學腐蝕，可以歸納為CO2電化學腐蝕，而鈣鎂離子和煤粉的存在造成井筒結垢，結垢也加劇了腐蝕。結垢成分主要為碳酸鈣鎂。

2.1.2 采出液結垢能力評價 通過滴定的方法確定MHA-B緩蝕阻垢劑使用后溶液的鈣離子濃度的變化，從而確定其結垢能力。實驗溫度40 ℃，8份樣品，具體結垢數據見表2。

由表2可知，最低結垢率82%，最高結垢率85%，平均結垢率83%，結垢十分嚴重。

表2 煤層氣井采出液結垢率分布Table 2 The scaling rate distribution of water form CBM well

2.2 緩蝕阻垢劑的研制

通過對采出液和采出氣的針對性分析，采用2-羥基膦酰基乙酸、十七烯基胺乙基咪唑啉季銨鹽和馬來酸/丙烯酸共聚物為主要成分，羥基乙叉二膦酸、無水乙醇和AES為輔助原料，進行復配，通過協同增效作用達到最佳效果。通過實驗確定了5種緩蝕阻垢劑配方，具體配方比例成分見表3。

表3 5種緩蝕阻垢劑成分

注：以上含量均為摩爾分數。

2.3 緩蝕阻垢劑的緩蝕阻垢性能評價

2.3.1 緩蝕性能評價 通過使用高溫高壓反應釜的失重法對MHA-A、MHA-B、MHA-C、MHA-D和MHA-E這5種緩蝕阻垢劑進行緩蝕性能評價實驗，具體結果見表4，圖1。

表4 不同緩蝕阻垢劑的緩蝕能力

圖1 不同緩蝕阻垢劑的緩蝕能力 Fig 1 Corrosion inhibition ability of different corrosion and scale inhibitors

由圖1可知，MHA-B型緩蝕阻垢劑具有最好緩蝕能力，效果明顯，最低腐蝕速率可以達到0.058 0 mm/a，該緩蝕具有較長的緩蝕作用周期，注入井筒后可以達到保護井筒，延長油管使用年限，減少修井頻次的效果。

2.3.2 阻垢性能評價 先通過緩蝕能力評價可以看出MHA-B型緩蝕阻垢劑緩蝕性能優良，再通過滴定的方法確定MHA-B型緩蝕阻垢劑使用后溶液的鈣離子濃度的變化，從而確定其阻垢率。實驗溫度40 ℃，加量分別為2，4，6，8，10，20，40，80 mg/L 時，MHA-B緩蝕阻垢劑的阻垢率變化見圖2。

由圖2可知，當加藥量小于20 mg/L時阻垢率逐漸上升，當加藥量為20 mg/L時，阻垢率可以達到95%，當加藥量>20 mg/L后隨著加藥濃度的上升，阻垢率上升緩慢，所以加藥量為20 mg/L是最經濟的加藥濃度。

綜上可知，從緩蝕阻垢劑的緩蝕效果和阻垢效果評價實驗來看，MHA-B緩蝕阻垢劑具有良好的緩蝕阻垢性能。

圖2 各濃度條件下的阻垢效果

3 現場實驗

選取鄂東煤層氣田某區塊煤層氣井的52口實驗井進行實驗，受實驗條件限制，采用間歇性泵注加注緩蝕阻垢劑，添加緩蝕阻垢劑前平均檢泵周期為201 d，井筒腐蝕結垢現象十分嚴重，添加緩蝕阻垢劑后，平均檢泵周期延長100 d左右，腐蝕結垢現象得到顯著改善。

4 結論

(1)加入藥劑后，油井采出液的結垢能力明顯減弱，油井未發生因結垢而造成的檢泵，藥劑的阻垢效果明顯。

(2)加入藥劑后，油井采出液的腐蝕得到明顯的控制，腐蝕速率從1.190 1 mm/a降低到了0.058 0 mm/a，緩蝕率高達95%，因腐蝕造成的檢泵次數明顯較少，藥劑的緩蝕效果明顯。

(3)MHA-B型緩蝕阻垢劑的使用濃度僅為20 mg/L，遠低于其他同類緩蝕劑，具有低濃度、高效能的優點。

(4)進行現場實驗后，由于腐蝕結垢造成的檢泵次數明顯減少，檢泵周期延長100 d，實驗效果顯著，具有良好的應用前景，有力地保證了該區塊煤層氣井開采的連續性。