冀东油田防CO2腐蚀缓蚀剂的研究与应用

赵永刚 张燕 闫永强

摘要：随着冀东油田CO吞吐水平井控水技术的现场应用，大量的CO注入到地层，由此产生的腐蚀问题愈加突出。本文通过室内模拟现场条件分析了温度、CO分压对冀东油田油气井管线的腐蚀影响，研制了一种防CO腐蚀的缓蚀剂，现场应用取得了良好的效果。

背景：CO吞吐水平井控水是发展较快的一项提高原油采收率工艺技术，可应用于多种条件的油藏。然而，在CO吞吐过程中大量注入的CO已经成为油气井及设备腐蚀的主要因素。控制油气井管腐蚀的方法主要有选用耐蚀材料、有机或无机涂层、添加化学药剂以及管道清扫等。由于CO吞吐中腐蚀发生的部位广泛，在防腐过程中应尽量做到既不能造成环境污染，更不能伤害油气资源，还要综合考虑开采成本问题，在不改变工艺条件下，选择投加缓蚀剂是一种切实有效的措施，因而研究防CO腐蚀的缓蚀剂具有十分重要的意义。

1 室内研究

1.1 不同CO2分压的腐蚀情况

（1）模拟地面管线的腐蚀影响

冀东油田采出液到达地面后的温度约为60℃，取现场采出液，使用A3鋼片测定不同CO2分压条件下的腐蚀速率变化情况，结果见图1。

从图1可以看出，CO2分压达到2MPa时，腐蚀速率达到最大值，当CO2分压大于等于0.1MPa时，腐蚀速率超过标准要求的0.0765mm/a。

（2）模拟井底管线的腐蚀情况

冀东油田采出液地层温度约为90℃，取现场采出液，使用N80钢片测定不同CO2分压条件下的腐蚀速率变化情况，结果见图2。

从图2可以看出，在地层温度90℃条件下，不存在CO2分压时，采出液的腐蚀速率即超过标准要求。

1.2 防CO2腐蚀缓蚀剂的研制

1.3防 CO腐蚀缓蚀剂的性能评价

防CO缓蚀剂的性能评价参照SY/T5273-1991《油田注水缓蚀剂评价方法》进行。在温度60℃，CO分压1MPa条件下，缓蚀剂加药浓度为200mg/L，挂片时间为72h进行动态挂片试验，试验结果见表1。在温度90℃，CO分压2.3MPa条件下，缓蚀剂加药浓度为200mg/L，挂片时间为72h进行动态挂片试验，试验结果见表2。

从表1和表2评价结果可以看出，研制的JRHS-2型防CO2缓蚀剂的缓蚀效果明显。

2、现场应用

冀东油田南堡NP23-P2002井在投产期间采出液约180m/d，含水50%，产天然气量约7×10m/d，天然气中CO含量为21.33%;H2S含量为54mg/m。现场连续31天投加了防CO腐蚀缓蚀剂JRHS-2，加药量为100kg/d，加药浓度约550mg/L，加药期间现场挂片监测了采出液的腐蚀情况。防CO腐蚀缓蚀剂JRHS-2可以有效保证采出液腐蚀率控制在0.076mm/a以下。

随后，防CO腐蚀缓蚀剂JRHS-2又在冀东油田油田南堡NP23-P2004井和NP23-P2006和进行了投加。

3、结论

（1）冀东油田采出液在60℃，CO2分压达到0.1MPa时，腐蚀速率超标，当温度达到90℃，不存在CO2分压的情况下腐蚀速率超标。

（2）研制的JRHS-2型防CO2缓蚀剂的缓蚀效果明显，效果优于同类药剂。

（3）JRHS-2型防CO2缓蚀剂在冀东油田南堡油井采出液得到应用后，有效的控制腐蚀速率在0.076mm/a以内。

参考文献：

[1] 张学元，雷良才.二氧化碳腐蚀与控制[M].北京：化学工业出版社，2000，1-5.

[2] 赵福麟.油田化学[M].东营：石油大学出版社，2005，290-293.