延川南煤层气田排采井杆管防腐工艺

张宏录　谢先平　马秀敏　张龙胜　池圣平

（1. 中国石化华东分公司工程院，江苏南京　210031；2. 中国石化华东分公司非常规指挥部，江苏南京　210031）

延川南煤层气田排采井杆管防腐工艺

张宏录1谢先平2马秀敏1张龙胜1池圣平2

（1. 中国石化华东分公司工程院，江苏南京210031；2. 中国石化华东分公司非常规指挥部，江苏南京210031）

针对延川南煤层气田部分排采井因杆管腐蚀造成的检泵作业，开展了排采井防腐工艺的技术研究。分析了排采井的气体成分和地层产出水成分，研究了不同材质在不同水型条件下的腐蚀规律，并在此基础上找出了延川南区块杆管腐蚀的主要原因，优选KD-H03-1#型和KD-H03-2#型两种缓蚀剂。该工艺在Y3-40-24U等5口井开展了现场试验，措施后排采井日产液2.8 m3，日产气585.29 m3。结果表明：CaCl2水型下加缓蚀剂KD-H03-1#能延缓井下杆、管、泵的腐蚀，延长检泵周期，为延川南区块排采井的连续性排采提供了新的技术支持。

延川南；煤层气；排采井；杆管；腐蚀

延川南煤层气田万宝山构造带291.24 km2，2号煤埋深1 000 m以内，中部构造形态为鼻状构造，西北部发育多个规模较小的正断层。万宝山构造带气井的腐蚀介质具有高矿化度、低pH值、含腐蚀性气体（CO2）等特点，排水采气生产过程中存在较强的腐蚀性［1］。在常规油井中，防止井下杆管腐蚀的主要方法是向套管中加入缓蚀剂［2］，由于缓蚀主剂的分子结构单一，形成的吸附保护膜与钢体之间的吸附力小，导致缓蚀率（65%）不理想。并且煤层气排采井生产时油管产水，套管产气，加入套管中的缓蚀剂与套管中的气体结合后形成气泡，与气体一起被排出地面，也会影响缓蚀剂的缓蚀效果。

对缓蚀剂的成分进行了优化组合，以有机为主体，无机为辅体，优选复合型缓蚀剂，形成嵌入式复合膜，提高了膜的吸附力及强度。同时，在套管中加入缓蚀剂后，再加入消泡剂，防止缓蚀剂形成气泡后被气体带出地面，从而提高了缓蚀剂的应用效果。

1　排采井杆管腐蚀的原因

1.1气体成分分析

分析了Yan8井、Yan6井、Yan21井、Yan16井的气体组分，均含有CO2气体，平均含量值为2.47%，见表1。

表1　延川南区块气体成分分析（部分井）

1.2地层产出水成分分析

对 Yan8井、Yan3-42-26井、Yan21井、Yan16井的产出液成分进行分析得出：Yan8井水型为NaHCO3型，pH值为7.7，呈弱碱性，矿化度较低，矿 化 度 为5 225 mg/L；Yan3-42-26井、Yan21井和Yan16井水型为CaCl2型，矿化度较高，矿化度为30936~168 542 mg/L，平均85 502 mg/L，pH值6.2~6.4，呈弱酸性。见表2及续表2。

表2　延川南区块产出液成分分析（部分井）

1.3腐蚀原因分析

根据Yan8井、Yan3-42-26井、Yan21井、Yan16井的水样、气样分析结果，延川南万宝山构造带煤层气排采井产出水有2种水型：CaCl2型和NaHCO3型。CaCl2型水的矿化度较高，平均约56 000 mg/L，Cl-平均含量约35 000 mg/L，属于弱酸性介质，pH值平均为6.4，且多数井的产出气中含有CO2。因此，高Cl-含量引起的点蚀和CO2溶于水产生的电化学腐蚀是造成井筒腐蚀的主要原因。NaHCO3型水中含有腐蚀性细菌SRB，平均矿化度7 900 mg/L，属于弱碱性介质，pH值平均为7.3，产出气中含有CO2。因此，细菌腐蚀和CO2溶于水产生的电化学腐蚀是造成井筒腐蚀的主要原因。

2　不同材质的腐蚀规律

2.1CaCl2水型腐蚀规律

为了研究CaCl2水型对金属材质的腐蚀规律，对J55级、N80级、D级三种不同材质的抽油杆进行了在不同温度下的CO2分压实验。实验结果表明：J55级抽油杆在40℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.560 8 mm/a，在20 ℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.205 6 mm/a；N80级抽油杆在40℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.537 9 mm/a，在20 ℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.1985mm/a；D级抽油杆在40 ℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.506 5 mm/a，在20 ℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.172 5 mm/a，见表3。

表3　CaCl2水型腐蚀规律

2.2NaHCO3水型腐蚀规律

为了研究NaHCO3水型对金属材质的腐蚀规律，对J55级、N80级、D级三种不同材质的抽油杆进行了40 ℃下的CO2分压实验。实验结果表明：J55级抽油杆在40 ℃、CO2分压为0.1 MPa下腐蚀速率为0.240 5 mm/a，在40 ℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.470 6 mm/a；N80级抽油杆在40 ℃、CO2分压为0.1 MPa下腐蚀速率为0.213 1 mm/a，在40 ℃、CO2分压0.4 MPa下腐蚀速率为0.3268mm/a；D级抽油杆在40 ℃、CO2分压为0.1 MPa下腐蚀速率为0.198 7 mm/a，在40 ℃、CO2分压为0.4 MPa下腐蚀速率为0.328 7 mm/a，见表4。

表4　NaHCO3水型腐蚀规律

2.3不同材质的腐蚀规律

以上实验结果表明：相同条件下，CaCl2水型的腐蚀速率要大于NaHCO3水型，说明CaCl2水的腐蚀性更强； J55级、N80级、D级抽油杆材质均为普通碳钢，三种材质的耐蚀性差别不大，D级抽油杆的耐蚀性相对强些，J55抽油杆材质最弱；随着CO2分压和温度的增加，抽油杆的腐蚀增大。因此，井筒内油管、抽油杆一般是随井深增加而腐蚀变得更严重。

3　防腐工艺技术

3.1缓蚀剂防腐

3.1.1缓蚀剂防腐原理金属在电解质或潮湿空气形成的水膜中的腐蚀过程是由两个共轭的电化学反应（阳极反应和阴极反应）组成。缓蚀剂吸附在金属表面后，能分别或同时抑制阳极、阴极反应，从而减小腐蚀过程中的腐蚀电流，达到缓蚀目的［3］。

3.1.2缓蚀剂优选室内评价了ZY-1#、KD-H03-1#、KD-H03-2#三种缓蚀剂。在CaCl2水型的动态实验发现：加药浓度为100 mg/L时，KD-H03-1# 在CaCl2水型下缓蚀率为81.90%，性能优于ZY-1# 和KD-H03-2#；在加药浓度为150 mg/L时，KDH03-1#在CaCl2水型下缓蚀率为83.85%，性能优于ZY-1#和KD-H03-2#；在加药浓度为200 mg/L时，KD-H03-1#在CaCl2水型下缓蚀率为86.91%，性能优于ZY-1#和KD-H03-2#。

KD-H03-2#在NaHCO3水型的动态实验发现：在加药浓度为100 mg/L时，KD-H03-2#在NaHCO3水型下缓蚀率为80.63%，性能优于ZY-1#和KDH03-1#；在加药浓度为150 mg/L时，KD-H03-2#在NaHCO3水型下缓蚀率为81.80%，性能优于ZY-1# 和KD-H03-1#；在加药浓度为200 mg/L时，KDH03-2#在NaHCO3水型下缓蚀率为85.65%，性能优于ZY-1#和KD-H03-1#（见表5、表6）。

表5　CaCl2水型缓蚀剂动态评价

表6　NaHCO3水型缓蚀剂动态评价

3.2消泡剂的优选

工业常用消泡剂一般分为有机消泡剂［4］、有机硅消泡剂［5］和聚醚型消泡剂三类［6］。有机硅消泡剂具有瞬时消泡的作用和持久抑泡的能力，一般单独使用二甲基硅油或聚醚改性硅油，应用范围受到一定限制。优选后的消泡剂自制样品1号的配方为：硅膏质量分数为12%，二氧化硅质量分数为硅膏的10%，高低黏度硅油质量比为1∶2，聚醚改性硅油质量分数为4%，HLB（乳化剂亲水亲油平衡值）为9. 5的复配乳化剂的质量分数为6%，增稠剂质量分数为0. 5%。

对优选消泡剂自制样品1号和市售消泡剂在消泡时间、抑泡时间、离心稳定性、稀释稳定性等方面进行了对比分析，发现：优选的消泡剂的消泡时间为8 s，抑泡时间为92 s，进行离心稳定性和稀释稳定性分析时未分层，充分说明自制样品1号消泡剂具有较好的消泡、抑泡性能和储存稳定性及稀释稳定性，见表7。

表7　优选消泡剂与市售消泡剂性能比较

3.3缓蚀剂的投加

3.3.1预膜投加目前国内较普遍应用的预膜加量公式为

式中，V为预膜量，kg；D为管径，cm；L为管长，km。

气井投产或作业后要进行一次缓蚀剂预膜处理，总预膜加量为填充油管预膜量和填充套管预膜量之和。初步设计时以Ø63 mm油管计算，油管内径52 mm、长度1 300 m，套管内径106 mm、长度1300 m。则填充油管的预膜量为V1=16 kg，填充套管的预膜量为V2=33 kg。因此，首次预膜加量可选择49 kg，一次全部加入。

3.3.2加药周期缓蚀剂投加浓度为200 mg/L，投加周期为30d，对于产液量少于5 m3/d的气井加药量按产液量5m3/d计算，加药量为30 kg；产液量高于5 m3/d的按实际产液量计算加药量。采用油套环空周期加药方式，每次投加缓蚀剂完成后均要关套管2 h，使缓蚀剂沿油套管空间流到井底与井下液体混合。

4　现场试验

排采井杆管防腐工艺于2014年在延川南煤层气田开展了5井次的现场试验，有效率100%。该技术平均延长排采井检泵周期157 d。Y3-40-24U井投产于2014年1月，于2014年6月1日检泵发现，在20~140 m井段、180~320 m井段、480~640 m井段抽油杆节箍腐蚀严重；在840~1 160 m井段，抽油杆节箍和本体腐蚀严重；在980~1 160 m井段压力计电缆线见多处腐蚀；泵筒及固定阀外壁均有腐蚀现象。水样化验结果显示产出液属于CaCl2水型。该井于2014年6月5日开始加药，每天从油套环空加入15 kg缓蚀剂KD-H03-1#，一共连续加药35d。截至2014年12月31日，该井已连续生产270 d（目前仍在持续生产），日产液2.8 m3，日产气585.29 m3，累计产气19 002.11 m3。

5　结论

（1）延川南煤层气排采井产出水有两种水型：CaCl2型和NaHCO3型；CaCl2型水中CO2溶于水产生的电化学腐蚀和高含量的Cl-引起的点蚀是造成井筒腐蚀的主要原因；NaHCO3型水中细菌SRB腐蚀和CO2溶于水产生的电化学腐蚀是造成井筒腐蚀的主要原因。相同条件下，CaCl2型产出水的腐蚀速率要大于NaHCO3型。

（2）在CaCl2水型下加缓蚀剂KD-H03-1#、在NaHCO3水型下加缓蚀剂KD-H03-2#能有效延缓井下杆管泵的腐蚀，优选的消泡剂自制样品1号具有较好的消泡、抑泡性能。

（3）排采井杆管防腐技术在延川南煤层气田现场应用效果良好，平均延长检泵周期157 d，有效率100%。

［1］衣延安.油田杆管腐蚀机理及化学防腐技术的应用［J］.计量与测试技术，2012，39（3）：14-16.

［2］尹瑞新，李彬，陈翠双，等.稠油油藏杆管腐蚀偏磨治理技术研究［J］.新疆石油科技，2011，21（3）：15-18.

［3］张大全，高立新，周国定.国内外缓蚀剂研究开发与进展［J］.腐蚀与防护，2009，30（9）：604-608.

［4］史云梅，黄晓东，孔德玉，等.渤海埕北油田原油消泡剂BHX-06的开发［J］.油田化学，2007，24（3）：219-222.

［5］黄成，杜正雄，彭敬东，等.高效有机硅消泡剂的研制与应用［J］.化学研究与应用，2013，25（5）：765-768.

［6］戚杰，魏伟，张磊，等. FG-4固体消泡剂与加药装置的研发与应用［J］.开发工程，20134，34（2）：61-64.

（修改稿收到日期2015-04-26）

〔编辑李春燕〕

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

张宏录，1966 年生。1989年毕业于江汉石油学院采油工程专业，现主要从事机械采油工艺的研究及推广工作，高级工程师。电话：13851762716。E-mail:zhl5456@sina.com。

引用格式：张宏录，谢先平，马秀敏，等.延川南煤层气田排采井杆管防腐工艺［J］.石油钻采工艺，2015，37（3）：110-113.