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(duì)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(shù)研究。分析了排采井的氣體成分和地層產(chǎn)出水成分，研究了不同材質(zhì)在不同水型條件下的腐蝕規(guī)律，并在此基礎(chǔ)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(yàn)，措施后排采井日產(chǎn)液2.8 m3，日產(chǎn)氣585.29 m3。結(jié)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(shù)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(gòu)造帶291.24 km2，2號(hào)煤埋深1 000 m以內(nèi)，中部構(gòu)造形態(tài)為鼻狀構(gòu)造，西北部發(fā)育多個(gè)規(guī)模較小的正斷層。萬寶山構(gòu)造帶氣井的腐蝕介質(zhì)具有高礦化度、低pH值、含腐蝕性氣體（CO2）等特點(diǎn)，排水采氣生產(chǎn)過程中存在較強(qiáng)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(jié)構(gòu)單一，形成的吸附保護(hù)膜與鋼體之間的吸附力小，導(dǎo)致緩蝕率（65%）不理想。并且煤層氣排采井生產(chǎn)時(shí)油管產(chǎn)水，套管產(chǎn)氣，加入套管中的緩蝕劑與套管中的氣體結(jié)合后形成氣泡，與氣體一起被排出地面，也會(huì)影響緩蝕劑的緩蝕效果。

對(duì)緩蝕劑的成分進(jìn)行了優(yōu)化組合，以有機(jī)為主體，無機(jī)為輔體，優(yōu)選復(fù)合型緩蝕劑，形成嵌入式復(fù)合膜，提高了膜的吸附力及強(qiáng)度。同時(shí)，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(yīng)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(chǎn)出水成分分析

對(duì) Yan8井、Yan3-42-26井、Yan21井、Yan16井的產(chǎn)出液成分進(jìn)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(chǎn)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(jié)果，延川南萬寶山構(gòu)造帶煤層氣排采井產(chǎn)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(zhì)，pH值平均為6.4，且多數(shù)井的產(chǎn)出氣中含有CO2。因此，高Cl-含量引起的點(diǎn)蝕和CO2溶于水產(chǎn)生的電化學(xué)腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。NaHCO3型水中含有腐蝕性細(xì)菌SRB，平均礦化度7 900 mg/L，屬于弱堿性介質(zhì)，pH值平均為7.3，產(chǎn)出氣中含有CO2。因此，細(xì)菌腐蝕和CO2溶于水產(chǎn)生的電化學(xué)腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。

2　不同材質(zhì)的腐蝕規(guī)律

2.1CaCl2水型腐蝕規(guī)律

為了研究CaCl2水型對(duì)金屬材質(zhì)的腐蝕規(guī)律，對(duì)J55級(jí)、N80級(jí)、D級(jí)三種不同材質(zhì)的抽油桿進(jìn)行了在不同溫度下的CO2分壓實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：J55級(jí)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(jí)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(jí)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(duì)金屬材質(zhì)的腐蝕規(guī)律，對(duì)J55級(jí)、N80級(jí)、D級(jí)三種不同材質(zhì)的抽油桿進(jìn)行了40 ℃下的CO2分壓實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：J55級(jí)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(jí)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(jí)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(zhì)的腐蝕規(guī)律

以上實(shí)驗(yàn)結(jié)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(qiáng)； J55級(jí)、N80級(jí)、D級(jí)抽油桿材質(zhì)均為普通碳鋼，三種材質(zhì)的耐蝕性差別不大，D級(jí)抽油桿的耐蝕性相對(duì)強(qiáng)些，J55抽油桿材質(zhì)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(nèi)油管、抽油桿一般是隨井深增加而腐蝕變得更嚴(yán)重。

3　防腐工藝技術(shù)

3.1緩蝕劑防腐

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

3.1.2緩蝕劑優(yōu)選室內(nèi)評(píng)價(jià)了ZY-1#、KD-H03-1#、KD-H03-2#三種緩蝕劑。在CaCl2水型的動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)：加藥濃度為100 mg/L時(shí)，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(shí)，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(shí)，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(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)：在加藥濃度為100 mg/L時(shí)，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(shí)，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(shí)，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(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)

表6　NaHCO3水型緩蝕劑動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)

3.2消泡劑的優(yōu)選

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

對(duì)優(yōu)選消泡劑自制樣品1號(hào)和市售消泡劑在消泡時(shí)間、抑泡時(shí)間、離心穩(wěn)定性、稀釋穩(wěn)定性等方面進(jìn)行了對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)：優(yōu)選的消泡劑的消泡時(shí)間為8 s，抑泡時(shí)間為92 s，進(jìn)行離心穩(wěn)定性和稀釋穩(wěn)定性分析時(shí)未分層，充分說明自制樣品1號(hào)消泡劑具有較好的消泡、抑泡性能和儲(chǔ)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(yù)膜投加目前國內(nèi)較普遍應(yīng)用的預(yù)膜加量公式為

式中，V為預(yù)膜量，kg；D為管徑，cm；L為管長，km。

氣井投產(chǎn)或作業(yè)后要進(jìn)行一次緩蝕劑預(yù)膜處理，總預(yù)膜加量為填充油管預(yù)膜量和填充套管預(yù)膜量之和。初步設(shè)計(jì)時(shí)以?63 mm油管計(jì)算，油管內(nèi)徑52 mm、長度1 300 m，套管內(nèi)徑106 mm、長度1300 m。則填充油管的預(yù)膜量為V1=16 kg，填充套管的預(yù)膜量為V2=33 kg。因此，首次預(yù)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(duì)于產(chǎn)液量少于5 m3/d的氣井加藥量按產(chǎn)液量5m3/d計(jì)算，加藥量為30 kg；產(chǎn)液量高于5 m3/d的按實(shí)際產(chǎn)液量計(jì)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(guān)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(yàn)

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(yàn)，有效率100%。該技術(shù)平均延長排采井檢泵周期157 d。Y3-40-24U井投產(chǎn)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(yán)重；在840~1 160 m井段，抽油桿節(jié)箍和本體腐蝕嚴(yán)重；在980~1 160 m井段壓力計(jì)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(yàn)結(jié)果顯示產(chǎn)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(chǎn)270 d（目前仍在持續(xù)生產(chǎn)），日產(chǎn)液2.8 m3，日產(chǎn)氣585.29 m3，累計(jì)產(chǎn)氣19 002.11 m3。

5　結(jié)論

（1）延川南煤層氣排采井產(chǎn)出水有兩種水型：CaCl2型和NaHCO3型；CaCl2型水中CO2溶于水產(chǎn)生的電化學(xué)腐蝕和高含量的Cl-引起的點(diǎn)蝕是造成井筒腐蝕的主要原因；NaHCO3型水中細(xì)菌SRB腐蝕和CO2溶于水產(chǎn)生的電化學(xué)腐蝕是造成井筒腐蝕的主要原因。相同條件下，CaCl2型產(chǎn)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(hào)具有較好的消泡、抑泡性能。

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

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［3］張大全，高立新，周國定.國內(nèi)外緩蝕劑研究開發(fā)與進(jìn)展［J］.腐蝕與防護(hù)，2009，30（9）：604-608.

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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(xué)院采油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事機(jī)械采油工藝的研究及推廣工作，高級(jí)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.