一种煤层气井井筒缓蚀阻垢剂的研究及应用

蒋建勋，李静

(西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500)

煤层气开采过程中的阻垢和缓蚀是一个难题，在排水过程中，特别是气液同产阶段，高含CO2的高硬度地层水在井筒中流动时极易造成腐蚀和结垢[1-2]。2017年该区块共修井580井次，其中因井筒腐蚀漏失修井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，腐蚀发生在泵上0～100 m，平均检泵周期为井下201 d。频繁检泵不仅带来高昂的作业费用，还严重伤害气井产能。

为了延长检泵周期，减缓井下腐蚀和结垢，在现场观测和文献调研的基础上[3-6]，针对腐蚀、结垢的特点，研制了一种高效低毒的缓蚀阻垢剂，现场试验效果显著，平均延长100 d的检泵周期，降低了修井作用费用。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

羟基乙叉二膦酸(HEDP)、2-羟基膦酰基乙酸(HPAA)、马来酸/丙烯酸共聚物(MA/AA)、无水乙醇、AES、十七烯基胺乙基咪唑啉季铵盐、EDTA、氢氧化钠、硫酸、盐酸、丙酮等均为分析纯；石油醚(60～90 ℃)；高纯氮(纯度≥99.99%)；二氧化碳(纯度≥99.95%)。

FS-Ⅲ高温高压动态反应釜；IC761离子色谱仪；PHS-3E型pH计；AL204型电子分析天平；HX-HH420A4型恒温水浴锅。

1.2 缓蚀效能测定实验

缓蚀效能评价实验基本流程遵循SY/T 5273—2000《油田采出液用缓蚀剂性能评价方法》。首先，取现场采出液600 mL置于反应釜内，3片N80挂片外型尺寸为50 mm×13 mm×1.5 mm，在40 ℃的环境下实验7 d，实验压力3 MPa，CO2分压7 300 Pa，按照式(1)～(3)确定反应釜转子的线速率、腐蚀速率和缓蚀率。

(1)

式中V——挂片线速度，m/s；

Q——井筒截面流量，m3/s；

d2——套管内径，cm；

d1——抽油杆外径，cm

(2)

式中rcorr——均匀腐蚀速率，mm/a；

m——实验前的试片质量，g；

m1——实验后的试片质量，g；

S1——试片总面积，cm2；

ρ——试片材料的密度，g/cm3；

t——实验时间，h；

(3)

式中η1——缓蚀率，%；

Δm0——空白实验中试片的质量损失，g；

Δm1——加药实验中试片的质量损失，g。

1.3 阻垢效能测定实验

阻垢效能评价实验使用静态阻垢法进行实验评价，通过对不同的现场采出液静态阻垢实验添加不同种类的缓蚀阻垢剂，设置对照实验确定各种缓蚀阻垢剂的阻垢率，从而确定适用的缓蚀阻垢剂配方，然后通过添加不同浓度的适用阻垢剂，确定阻垢剂的最佳适用浓度。

阻垢率计算公式如下：

(4)

式中M2——加缓蚀阻垢剂后混合溶液中钙镁离子浓度，mg/L；

M1——未加缓蚀阻垢剂混合溶液中钙镁离子浓度，mg/L；

M0——A溶液中测定的钙镁离子浓度之半，mg/L。

2 结果与讨论

2.1 腐蚀结垢能力评价

2.1.1 采出液腐蚀能力评价 利用高温高压动态反应釜对8个现场采出液样品的腐蚀能力进行评价，样品腐蚀速率见表1。

表1 煤层气井采出液腐蚀速率分布Table 1 The corrossion rate distribution of water form CBM well

由表1可知，采出液的最低腐蚀速率为1.124 1 mm/a，最高腐蚀速率为1.333 1 mm/a，平均腐蚀速率为1.190 1 mm/a，属于比较严重的腐蚀。

根据分析可发现，该煤层气区块是由于采出气体中含有二氧化碳、较低的pH值、氯离子含量相对较高造成的电化学腐蚀，可以归纳为CO2电化学腐蚀，而钙镁离子和煤粉的存在造成井筒结垢，结垢也加剧了腐蚀。结垢成分主要为碳酸钙镁。

2.1.2 采出液结垢能力评价 通过滴定的方法确定MHA-B缓蚀阻垢剂使用后溶液的钙离子浓度的变化，从而确定其结垢能力。实验温度40 ℃，8份样品，具体结垢数据见表2。

由表2可知，最低结垢率82%，最高结垢率85%，平均结垢率83%，结垢十分严重。

表2 煤层气井采出液结垢率分布Table 2 The scaling rate distribution of water form CBM well

2.2 缓蚀阻垢剂的研制

通过对采出液和采出气的针对性分析，采用2-羟基膦酰基乙酸、十七烯基胺乙基咪唑啉季铵盐和马来酸/丙烯酸共聚物为主要成分，羟基乙叉二膦酸、无水乙醇和AES为辅助原料，进行复配，通过协同增效作用达到最佳效果。通过实验确定了5种缓蚀阻垢剂配方，具体配方比例成分见表3。

表3 5种缓蚀阻垢剂成分

注：以上含量均为摩尔分数。

2.3 缓蚀阻垢剂的缓蚀阻垢性能评价

2.3.1 缓蚀性能评价 通过使用高温高压反应釜的失重法对MHA-A、MHA-B、MHA-C、MHA-D和MHA-E这5种缓蚀阻垢剂进行缓蚀性能评价实验，具体结果见表4，图1。

表4 不同缓蚀阻垢剂的缓蚀能力

图1 不同缓蚀阻垢剂的缓蚀能力 Fig 1 Corrosion inhibition ability of different corrosion and scale inhibitors

由图1可知，MHA-B型缓蚀阻垢剂具有最好缓蚀能力，效果明显，最低腐蚀速率可以达到0.058 0 mm/a，该缓蚀具有较长的缓蚀作用周期，注入井筒后可以达到保护井筒，延长油管使用年限，减少修井频次的效果。

2.3.2 阻垢性能评价 先通过缓蚀能力评价可以看出MHA-B型缓蚀阻垢剂缓蚀性能优良，再通过滴定的方法确定MHA-B型缓蚀阻垢剂使用后溶液的钙离子浓度的变化，从而确定其阻垢率。实验温度40 ℃，加量分别为2，4，6，8，10，20，40，80 mg/L 时，MHA-B缓蚀阻垢剂的阻垢率变化见图2。

由图2可知，当加药量小于20 mg/L时阻垢率逐渐上升，当加药量为20 mg/L时，阻垢率可以达到95%，当加药量>20 mg/L后随着加药浓度的上升，阻垢率上升缓慢，所以加药量为20 mg/L是最经济的加药浓度。

综上可知，从缓蚀阻垢剂的缓蚀效果和阻垢效果评价实验来看，MHA-B缓蚀阻垢剂具有良好的缓蚀阻垢性能。

图2 各浓度条件下的阻垢效果

3 现场实验

选取鄂东煤层气田某区块煤层气井的52口实验井进行实验，受实验条件限制，采用间歇性泵注加注缓蚀阻垢剂，添加缓蚀阻垢剂前平均检泵周期为201 d，井筒腐蚀结垢现象十分严重，添加缓蚀阻垢剂后，平均检泵周期延长100 d左右，腐蚀结垢现象得到显著改善。

4 结论

(1)加入药剂后，油井采出液的结垢能力明显减弱，油井未发生因结垢而造成的检泵，药剂的阻垢效果明显。

(2)加入药剂后，油井采出液的腐蚀得到明显的控制，腐蚀速率从1.190 1 mm/a降低到了0.058 0 mm/a，缓蚀率高达95%，因腐蚀造成的检泵次数明显较少，药剂的缓蚀效果明显。

(3)MHA-B型缓蚀阻垢剂的使用浓度仅为20 mg/L，远低于其他同类缓蚀剂，具有低浓度、高效能的优点。

(4)进行现场实验后，由于腐蚀结垢造成的检泵次数明显减少，检泵周期延长100 d，实验效果显著，具有良好的应用前景，有力地保证了该区块煤层气井开采的连续性。