高酸性气井井下油套管缓蚀剂防腐蚀现场应用

1、2008全国缓蚀防锈学术讨论与技术交流大会论文集高酸性气井井下油套管缓蚀剂防腐蚀现场应用黄红兵。熊伟,唐永帆。霍绍全,闰静(中石油西南油气田分公司天然气研究院,四川成都610213摘要】 龙会2号天然气中硫化氢含量为1.55%、二氧化碳含量为3.55%属高酸性天然气气井。该 井气产量(35-40×104m3/d,日产水量100300L,并采用筛管完井,未下封隔器,地层水对生产油套管的腐 蚀非常严重。针对该井的具体情况,室内进行了缓蚀剂的筛选评价,并开展了现场应用试验。结果表明,筛选 出的缓蚀剂对井下油套管起到了较好的保护效果,缓蚀剂加注工艺适合龙会2井的生产,有效地解决了该井 的腐蚀

2、状况。关键词缓蚀剂;高含硫;评价;应用中图分类号TGl74.42文献标识码B 文章编号】10011560(200806(增刊-0252-03O龙会2井基本并况龙会2井地处四川省达州市,位于龙会场潜伏构 造顶部,射孑L层位为飞三,岩性为深灰褐色夹鲕灰岩, 平均孔隙l%一7%,平均含水饱和度15%一40%。 龙会2井2002年8月开井生产,生产异常,主要表 现为较大的油套压差。目前,龙会2井产气量为(35×104一(40×104m3/d,油套压差6.8MPa。表1,表2分 别是龙会2井天然气分析及气井生产液分析数据。表1龙会2井天然气组成(体积分数H2S/(mgL一CI一/(m

3、gL1ca2+/(mgL1flCOf/(mgL一1水型 836716228112CaCl21缓蚀剂室内筛选评价1.1缓蚀剂物理性能评价评价方法及条件参照SY/T5273-2000(油田采出 水用缓蚀剂性能评价方法中乳化倾向测定方法。方 法提要:在室温和40温度下将含有一定质量浓度缓 蚀剂的油水混合液上下振动,使其乳化,以乳化液的稳 定程度来评价缓蚀剂的乳化倾向。若分层越快,出水 越多,乳状液就越不稳定,缓蚀剂的乳化倾向就越小反 收稿El期20080425 之,则为乳化倾向大的缓蚀剂。试验结果见表3。表3中结果表明,CT24缓蚀 剂的乳化倾向不明显,适合与龙会2井井下介质环境 相匹配。表3C&q

4、uot;124缓蚀剂乳化倾向评价结果序号凳缓蚀荆(。力g.L11l-1/时ra缈in水m桫L油m相/L 效果缓蚀剂的热稳定性评价方法是:在试验温度125条件下,分别将含有2000mg/L CT2.4和CT215缓 蚀剂的现场水样装入老化罐中,在1250C的烘箱中静置 72h,同时试验空白,观察溶液的变化,根据外观判断缓 蚀剂热稳定性能,试验结果见表4。评价结果看出,在125条件下,CT24、CT2-15.-252.-第4l卷增刊 2008年6月材料保护Materials ProtectionV01.41Supplement Jun.2008在龙会2井现场水中都未见胶状物质形成,具有较好 的热稳

5、定性。表4缓蚀剂热稳定性评价结果序号 缓蚀荆 结果1一 无色,有少量黑色细颗粒悬浮于水中动力黏度评价方法参照GB/T265-88的评价方 法,试验结果见表5。表5CT2.4缓蚀剂动力粘度测定值检测序号 试验温度/*C 缓蚀剂形态 动力黏度/(mPa81评价方法:常压静态腐蚀挂片,温度80。C,腐蚀液 分别采用白配水和龙会2井现场水,腐蚀液中H:s (1000±50mg/L,C02(400±50mg/L。试件材质 NT80SS,缓蚀剂浓度1000mg/L,试验周期72h,试验 结果见表6。表6C12.4缓蚀剂常压静态评价结果从表6可以看出,在自配水和现场水中加入适量 的CT2

6、4缓蚀剂后,都能将金属的腐蚀降到0.076ram/ a以下,且试片表面为光亮均匀的腐蚀形态,有效地减 缓了试件材质的腐蚀。1.3室内试验结果(1CT2.4水溶性缓蚀剂理化性能评价结果表明, 该缓蚀剂适合在龙会2井介质环境中使用。该缓蚀剂 乳化倾向小,热稳定性好,在与清水混合后动力黏度大 大下降,由69.10mPa8降至5.03mPas,有助于缓蚀 剂人井后的流动。(2CT2.4水溶性缓蚀剂室内腐蚀防护性能评价 结果表明,该缓蚀剂能够将腐蚀速率控制在0.076 mm/a驼A下,并且能够明显改善试片表面腐蚀形态。 综合以上试验结果,CT2.4缓蚀剂可在龙会2井现 场进行试验。2龙会2井缓蚀剂现场试

7、验2.1井口腐蚀挂片结果缓蚀剂的现场试验按照现场试验方案进行。龙会 2井井口进行了两个周期历时50d的腐蚀挂片试验 (第一周期25d,第二周期18d,第一周期试验结果见 表7。表7第一周期井口腐蚀挂片结果表7的结果显示,试后片的腐蚀速率较小,平均腐 蚀速率为0.00323mm/a,试片表面腐蚀状况为均匀腐 蚀,序号5试片呈现局部色泽加深。第二周期试验结果见表8。在试验周期内试片平 均腐蚀速率为0.00232mm/a,试片表面呈均匀腐蚀状 态。表8第二周期井口腐蚀挂片结果表9是50d试验期间的一组挂片试验结果。 表950天井口腐蚀挂片结果-253-.表9结果显示,试片平均腐蚀速率与第一、二周期2

8、008全国缓蚀防锈学术讨论与技术交流大会论文集结果相近,试片表面的腐蚀形态也相近为均匀腐蚀状 态,序号3试片呈现局部色彩加深。从图l一3可以看出,温度49qC、压力12MPa,金 属试片表面腐蚀形态均呈现为均匀腐蚀,无局部腐蚀。 另外,结合表7一表9可以看出,缓蚀剂日常加注量 11L/d和6L/d,2个试验周期试片的平均腐蚀速率相 近,试片表面的腐蚀形态变化不大,表明试验试片得到 了较好的保护。因此,选择6L/d的加注量对龙会2井 井下油套管进行腐蚀防护即能满足要求。图1第一周期试后片 镰?j鍪 图 豳ti j。1然I j|w。囊t。麟鬻图2第二周期试后片图350d试验期试后片2.2缓蚀剂残余

9、浓度监测结果采用缓蚀剂残余浓魔监测手段,进行了两个周期 的缓蚀剂现场效果监测试验。将预膜缓蚀剂总液量680L注入油套环空,预膜结 束7h后缓蚀剂返排浓度达到30000mg/L,随即开启 加注泵进行缓蚀剂日常加注,从预膜开始计时28h后, 缓蚀剂返排达到最高峰,返排浓度达2.5×105mg/L (见图4。第一周期缓蚀剂浓度监测曲线见图5。考查了缓?一E一、一曩甚孽5一屯图4从预膜到第一周期结束缓蚀剂残余浓度曲线蚀剂日加注量11L的效果,监测到缓蚀剂日平均返排 浓度为7500mg/L。结合井口腐蚀挂片数据,试片已 经达到了良好的防护效果。-。J矾 V、.h产13:306:0024:0017L:006:0020:0013:IMI 6:00tlh图5第一周期缓蚀剂残余浓度监测曲线第二周期缓蚀剂日加注量为6L,缓蚀剂残余浓度 变化曲线见图6。从图6可以看出,缓蚀剂El平均返排 浓度在4500mg/L左右,结合井口腐蚀挂片结果,达到 了较好的防腐蚀效果。图6缓蚀剂13常加注第二周期残余浓度监测曲线3结论(1龙会2井使用CT2.4水溶性缓蚀剂用量6 L/d,能够满足井下防腐蚀需要,可将腐蚀速率控制在 0.076mm/a以下。(2井口腐蚀挂片和缓蚀剂残余浓度监测是井下 缓蚀剂有效保护可信的监测方法。(3CT2.4水溶性缓蚀剂入井后能够顺利返排,不 会对并底造成堵塞。.-2