蔣澤銀　李 偉　陳 文　陳 楠　蘇福燕　劉 爽

中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院

酸性氣藏泡沫排水復(fù)合緩蝕起泡劑研究

蔣澤銀李 偉陳 文陳 楠蘇福燕劉 爽

中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院

摘要酸性氣藏在酸性氣體及地層水的共同作用下，對(duì)油套管有較大的腐蝕。在對(duì)酸性氣藏進(jìn)行泡排時(shí)，需要使用緩蝕劑進(jìn)行腐蝕防護(hù)，而起泡劑和緩蝕劑之間存在配伍性的問(wèn)題。針對(duì)川渝酸性氣藏氣水質(zhì)特點(diǎn)，通過(guò)優(yōu)選適用于礦化度為0~293 g/L的起泡組分、配伍的水溶性緩蝕組分以及起泡組分和緩蝕組分的復(fù)配和性能評(píng)價(jià)，研制出復(fù)合緩蝕起泡劑CT5-7F。該劑在礦化度為0~293 g/L的地層水中、質(zhì)量濃度為1.5 g/L時(shí)，起泡能力大于185 mm、3 min泡高大于165 mm、15 min攜液量大于152 mL、腐蝕速率低于0.076 mm/a、緩蝕率大于80%，可用于酸性氣藏的泡排和防腐。

關(guān)鍵詞酸性氣藏泡沫排水緩蝕起泡劑腐蝕

川渝地區(qū)的氣藏中，含H2S和CO2的酸性氣藏較多。目前，西南油氣田主要的生產(chǎn)層系石炭系、雷口坡、飛仙關(guān)、嘉陵江組等酸性氣藏的700余口生產(chǎn)井中,泡排井約占1/3。由于H2S、CO2及地層水的共同作用對(duì)油套管有較大的腐蝕，因此，在投產(chǎn)初期普遍采用加注緩蝕劑的方法進(jìn)行油套管的腐蝕防護(hù)，而開(kāi)采到中后期需要實(shí)施泡排時(shí)，由于緩蝕劑與起泡劑會(huì)相互影響，大多數(shù)井為了維持正常的生產(chǎn)，停止加注緩蝕劑，如川東石炭系氣藏。也有部分井采取緩蝕劑與起泡劑交替加注的方式，如川中雷一1氣藏的部分產(chǎn)水量較小的井。在停注緩蝕劑的泡排井的修井作業(yè)中，發(fā)現(xiàn)部分井的油管腐蝕嚴(yán)重，甚至造成了油管斷落。

對(duì)于酸性氣藏的泡沫排水采氣，Marek Pakulski的研究認(rèn)為：①起泡劑作為一種良好的潤(rùn)濕劑，可能會(huì)加快油套管腐蝕，而起泡劑和緩蝕劑同時(shí)使用，通常比不用緩蝕劑的腐蝕低；②為了在泡排的同時(shí)降低腐蝕，需要選擇適當(dāng)?shù)钠鹋輨┖途徫g劑進(jìn)行復(fù)配；③可以通過(guò)選取相互配伍的起泡劑和緩蝕劑復(fù)配形成具有一定緩蝕作用的緩蝕起泡劑配方[1]。Samuel Campbell等對(duì)起泡劑與緩蝕劑聯(lián)合處理提高氣井產(chǎn)量的研究認(rèn)為，在泡排過(guò)程中，腐蝕可能很?chē)?yán)重，需要采取措施減輕腐蝕，并在4口不同類(lèi)型的氣井中，使用緩蝕劑和起泡劑復(fù)配的藥劑后，腐蝕速率大幅降低(降至0.025 mm/a以下)、產(chǎn)氣量增加并維持了氣井的正常生產(chǎn)[2]。

2002年~2011年，中原油田、江蘇油田及西南石油大學(xué)開(kāi)展了起泡劑與緩蝕劑的配伍性評(píng)價(jià)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，緩蝕率62%~80%[3-5]。西南油氣田公司也先后在張家場(chǎng)、中壩雷三中21井、五百梯天東51井和龍崗氣田開(kāi)展了泡排防腐的配伍性及聯(lián)作技術(shù)的研究及應(yīng)用，取得了較好的效果[6-10]。

1復(fù)合緩蝕起泡劑研究

川渝地區(qū)酸性氣藏地層水礦化度分布范圍為0~293 g/L，不同酸性氣田或同一酸性氣田不同區(qū)塊的氣質(zhì)和水質(zhì)差異大。而起泡劑有較強(qiáng)的選擇性，不同起泡劑適用的水質(zhì)礦化度不同。根據(jù)川渝地區(qū)酸性氣田氣、水質(zhì)情況，通過(guò)優(yōu)選起泡組分和配伍的水溶性緩蝕組分進(jìn)行復(fù)配，形成復(fù)合緩蝕起泡劑配方。

1.1起泡組分優(yōu)選

室內(nèi)選取了甜菜堿類(lèi)兩性離子A、磺酸鹽類(lèi)陰離子B和C以及氧化叔胺類(lèi)陽(yáng)離子D 4種起泡組分在不同礦化度地層水中的泡排性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)研究(表1)。起泡能力、穩(wěn)泡性按GB/T 13173-2008 《表面活性劑 洗滌劑試驗(yàn)方法》中Ross-Miles法測(cè)定，攜液量采用SY/T 5761-1995《排水采氣用起泡劑CT5-2》中規(guī)定的泡沫攜液量測(cè)定裝置測(cè)定，溫度90 ℃、質(zhì)量濃度1.0 g/L。

表1 4種起泡組分在不同礦化度地層水中的泡排性能Table1 Foam-dewateringperformancesof4foamingcomponentsindifferentsalinityformationwater起泡組分適應(yīng)地層水水樣起泡能力/mm穩(wěn)泡性/mm攜液量/mL礦化度/(g·L-1)水型AQL13105151340.29NaHCO3LG001-790101243.34CaCl2LG001-62201512530.76CaCl2YH19535144217.57CaCl2QL289245137293.00CaCl2BQL1310091390.29NaHCO3LG27150151450.31NaHCO3LG001-7140101433.34CaCl2LG001-61701013530.76CaCl2CQL287515145293.00CaCl2YH18022142217.57CaCl2DQL13105201480.29NaHCO3LG001-62152014030.76CaCl2

由表1可見(jiàn)，兩性離子起泡組分A適應(yīng)的礦化度范圍廣，在0~293 g/L的礦化度下都具有良好的泡排性能，而其他3種起泡組分適應(yīng)的礦化度范圍小，不能同時(shí)滿(mǎn)足高、低礦化度地層水氣井的泡排。從甜菜堿類(lèi)兩性離子的分子結(jié)構(gòu)上分析，由于A中既含有磺基陰離子基團(tuán)又含有季胺陽(yáng)離子基團(tuán)，且陰離子和陽(yáng)離子基團(tuán)可形成穩(wěn)定的內(nèi)鹽，故同時(shí)具有陰離子和陽(yáng)離子基團(tuán)的性能，對(duì)外又表現(xiàn)出非離子的特性。因此，兩性離子起泡組分A比單獨(dú)的陰離子和陽(yáng)離子的起泡組分具有更優(yōu)的適應(yīng)礦化度的能力。

1.2緩蝕組分的選取

根據(jù)起泡組分A兩性離子的特點(diǎn)，從配伍性方面考慮，選取了酰胺類(lèi)E、咪唑啉季銨鹽F和喹啉季銨鹽CI-15N等3種水溶性緩蝕組分，并對(duì)3種緩蝕組分與起泡組分A復(fù)合使用的泡排性能和防腐性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表2和表3。防腐性能按SY/T 5273-2000《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》評(píng)價(jià)。評(píng)價(jià)條件：ρ( H2S)1 400 mg/L，ρ(CO2)250 mg/L，溫度80 ℃，常壓，試驗(yàn)周期72 h，材質(zhì)BG95SS。

由表2可見(jiàn)，3種緩蝕組分與起泡組分A復(fù)合使用的泡排性能良好。由表3可見(jiàn)，緩蝕組分CI-15N與起泡組分A復(fù)合使用的防腐性能最優(yōu)，腐蝕速率均小于0.076 mm/a，且其緩蝕率總體優(yōu)于緩蝕組分F，而緩蝕組分E的腐蝕速率大于0.076 mm/a。因此，選取喹啉季銨鹽CI-15N作為復(fù)配用緩蝕組分。

表2 緩蝕組分對(duì)起泡組分A泡排性能的影響Table2 Influenceofcorrosioninhibitioncomponentonfoam-dewateringperformancesoffoamingcomponentAρ(緩蝕組分)/(g·L-1)ρ(起泡組分)/(g·L-1)溫度/℃起泡能力/mm穩(wěn)泡性/mm攜液能力/mL井號(hào)0.05E1.0A9015522130LG001-79011520146LG001-29014025154LG001-8-10.05F1.0A9013545152QL289014521147QL13901502154WO859015525150WO580.05CI-15N1.0A9010850139YH19023035135LG001-69014525130LG001-79011522138QL139010840142QL28

表3 起泡組分對(duì)緩蝕組分的緩蝕性能的影響Table3 Influenceoffoamingcomponentoncorrosioninhibitionperformancesρ(起泡組分)/(g·L-1)ρ(緩蝕組分)/(g·L-1)腐蝕速率/(mm·a-1)緩蝕率/%井號(hào)試片描述1.0 A0.05 E0.087065.5LG001-7局部腐蝕1.0A0.05F0.062031.94QL28均勻腐蝕0.022491.56QL13均勻腐蝕0.064767.32WO85均勻腐蝕0.077968.78WO58均勻腐蝕1.0A0.05CI-15N0.053549.0YH1均勻腐蝕0.039883.3LG001-6均勻腐蝕0.015891.0LG001-7均勻腐蝕0.027684.2QL13均勻腐蝕0.038378.7QL28均勻腐蝕

從分子結(jié)構(gòu)上分析，起泡組分A為含有酰胺、磺基陰離子和季銨陽(yáng)離子基團(tuán)的兩性離子表面活性劑，與喹啉季銨鹽接觸后，其磺基陰離子基團(tuán)可與喹啉季銨鹽的陽(yáng)離子基團(tuán)結(jié)合，形成一種同時(shí)具有3個(gè)氮原子的物質(zhì)，增加了緩蝕成分的吸附中心，因此，兩者之間有較好的緩蝕協(xié)同性。

1.3復(fù)合緩蝕起泡劑配方及性能

CI-15N緩蝕組分和起泡組分A按1∶20的比例復(fù)配形成復(fù)合緩蝕起泡劑CT5-7F。復(fù)配后的起泡劑外觀見(jiàn)圖1，配方的泡排、防腐性能如表4所示。評(píng)價(jià)條件：起泡能力、穩(wěn)泡性、攜液量測(cè)試溫度90 ℃，ρ(CT5-7F)1.5 g/L，腐蝕評(píng)價(jià)溫度80 ℃、常壓、72 h， BG95SS材質(zhì)、ρ(H2S)1 400 mg/L、ρ(CO2)250 mg/L。

表4 復(fù)合緩蝕起泡劑泡排及防腐性能Table4 Performancesoffoam-dewateringandcorrosioninhibition復(fù)合緩蝕起泡劑起泡能力/mm穩(wěn)泡性/mm攜液量/mL腐蝕速率/(mm·a-1)緩蝕率/%現(xiàn)場(chǎng)水樣CT5-7F2301501640.053595.0TD182051701580.039888.5M501851651520.029583.6QL28

由圖1可見(jiàn)，形成的復(fù)合緩蝕起泡劑為均一透明液體，無(wú)沉淀和分層。由表4可見(jiàn)，在礦化度為0~293 g/L的地層水中，泡排性能較好，腐蝕速率均低于0.076 mm/a，緩蝕率大于80%。

2結(jié) 論

(1) 川渝地區(qū)酸性氣田泡排防腐現(xiàn)狀及國(guó)內(nèi)外酸性氣藏泡排防腐研究情況表明，在酸性氣藏泡排的同時(shí)，有必要加注緩蝕劑進(jìn)行油套管的腐蝕防護(hù)。

(2) 國(guó)內(nèi)外酸性氣藏泡排防腐研究及本研究結(jié)果表明，可通過(guò)選取配伍的起泡組分和緩蝕組分進(jìn)行復(fù)配，形成同時(shí)達(dá)到泡排及防腐蝕要求的緩蝕起泡劑。

(3) 本研究通過(guò)優(yōu)選適用礦化度范圍較廣的起泡組分和水溶性緩蝕組分，研制了CT5-7F復(fù)合緩蝕起泡劑。該劑在礦化度0~293 g/L的地層水中，質(zhì)量濃度為1.5 g/L時(shí)，起泡能力大于185 mm、3 min泡高大于165 mm、15 min攜液量大于152 mL、腐蝕速率低于0.076 mm/a、緩蝕率大于80%?？捎糜谒嵝詺獠氐呐菖藕头栏?/p>

參 考 文 獻(xiàn)

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Research of corrosion inhibition and foaming compound agent for acidic gas reservoir

Jiang Zeyin, Li Wei, Chen Wen, Chen Nan, Su Fuyan, Liu Shuang

(ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOilandGasfieldCompany)

Abstract:Corrosion rates of tubing and casing could be excessive in acidic gas reservoir for the interaction of the acid gas and formation water. Therefore, wells being treated with foaming agent should also be treated with an appropriate corrosion inhibitor simultaneously. However, mixing corrosion inhibitor and foaming agent would lead to chemical incompatibility. Based on the characteristics of acidic gas reservoir in Sichuan and Chongqing, through the optimization of foaming agent applying to salinity range of 0 ~ 293 g/L and water soluble corrosion inhibitor, with the distribution and performance evaluation of them, CT5-7F has been developed. This compound agent could be used in the formation water with salinity from 0 to 293 g/L, When the dosage is 1.5 g/L, producing foam ability is more than 185 mm, foam stability is more than 165 mm, liquid-carrying volume is more than 152 mL/15 min， corrosion rate is lower than 0.076 mm/a and inhibition rate is more than 80%, can be used in acidic nature gas field.

Key words:acidic gas reservoir, foam-dewatering, corrosion inhibition and foaming compound agent, corrosion

收稿日期：2014-06-11；編輯：馮學(xué)軍

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357.3

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.02.015

作者簡(jiǎn)介：蔣澤銀(1975-)，高級(jí)工程師。1998年畢業(yè)于四川大學(xué)化學(xué)工程系有機(jī)化工專(zhuān)業(yè)，2010西南石油大學(xué)石油與天然氣工程專(zhuān)業(yè)碩士畢業(yè)，長(zhǎng)期從事天然氣井泡沫排水采氣研究工作。E-mail：jiangzy@petrochina.com.cn