蒋泽银　李 伟　陈 文　陈 楠　苏福燕　刘 爽

中国石油西南油气田公司天然气研究院

酸性气藏泡沫排水复合缓蚀起泡剂研究

蒋泽银李 伟陈 文陈 楠苏福燕刘 爽

中国石油西南油气田公司天然气研究院

摘要酸性气藏在酸性气体及地层水的共同作用下，对油套管有较大的腐蚀。在对酸性气藏进行泡排时，需要使用缓蚀剂进行腐蚀防护，而起泡剂和缓蚀剂之间存在配伍性的问题。针对川渝酸性气藏气水质特点，通过优选适用于矿化度为0~293 g/L的起泡组分、配伍的水溶性缓蚀组分以及起泡组分和缓蚀组分的复配和性能评价，研制出复合缓蚀起泡剂CT5-7F。该剂在矿化度为0~293 g/L的地层水中、质量浓度为1.5 g/L时，起泡能力大于185 mm、3 min泡高大于165 mm、15 min携液量大于152 mL、腐蚀速率低于0.076 mm/a、缓蚀率大于80%，可用于酸性气藏的泡排和防腐。

关键词酸性气藏泡沫排水缓蚀起泡剂腐蚀

川渝地区的气藏中，含H2S和CO2的酸性气藏较多。目前，西南油气田主要的生产层系石炭系、雷口坡、飞仙关、嘉陵江组等酸性气藏的700余口生产井中,泡排井约占1/3。由于H2S、CO2及地层水的共同作用对油套管有较大的腐蚀，因此，在投产初期普遍采用加注缓蚀剂的方法进行油套管的腐蚀防护，而开采到中后期需要实施泡排时，由于缓蚀剂与起泡剂会相互影响，大多数井为了维持正常的生产，停止加注缓蚀剂，如川东石炭系气藏。也有部分井采取缓蚀剂与起泡剂交替加注的方式，如川中雷一1气藏的部分产水量较小的井。在停注缓蚀剂的泡排井的修井作业中，发现部分井的油管腐蚀严重，甚至造成了油管断落。

对于酸性气藏的泡沫排水采气，Marek Pakulski的研究认为：①起泡剂作为一种良好的润湿剂，可能会加快油套管腐蚀，而起泡剂和缓蚀剂同时使用，通常比不用缓蚀剂的腐蚀低；②为了在泡排的同时降低腐蚀，需要选择适当的起泡剂和缓蚀剂进行复配；③可以通过选取相互配伍的起泡剂和缓蚀剂复配形成具有一定缓蚀作用的缓蚀起泡剂配方[1]。Samuel Campbell等对起泡剂与缓蚀剂联合处理提高气井产量的研究认为，在泡排过程中，腐蚀可能很严重，需要采取措施减轻腐蚀，并在4口不同类型的气井中，使用缓蚀剂和起泡剂复配的药剂后，腐蚀速率大幅降低(降至0.025 mm/a以下)、产气量增加并维持了气井的正常生产[2]。

2002年~2011年，中原油田、江苏油田及西南石油大学开展了起泡剂与缓蚀剂的配伍性评价及现场应用，缓蚀率62%~80%[3-5]。西南油气田公司也先后在张家场、中坝雷三中21井、五百梯天东51井和龙岗气田开展了泡排防腐的配伍性及联作技术的研究及应用，取得了较好的效果[6-10]。

1复合缓蚀起泡剂研究

川渝地区酸性气藏地层水矿化度分布范围为0~293 g/L，不同酸性气田或同一酸性气田不同区块的气质和水质差异大。而起泡剂有较强的选择性，不同起泡剂适用的水质矿化度不同。根据川渝地区酸性气田气、水质情况，通过优选起泡组分和配伍的水溶性缓蚀组分进行复配，形成复合缓蚀起泡剂配方。

1.1起泡组分优选

室内选取了甜菜碱类两性离子A、磺酸盐类阴离子B和C以及氧化叔胺类阳离子D 4种起泡组分在不同矿化度地层水中的泡排性能进行了评价研究(表1)。起泡能力、稳泡性按GB/T 13173-2008 《表面活性剂 洗涤剂试验方法》中Ross-Miles法测定，携液量采用SY/T 5761-1995《排水采气用起泡剂CT5-2》中规定的泡沫携液量测定装置测定，温度90 ℃、质量浓度1.0 g/L。

表1 4种起泡组分在不同矿化度地层水中的泡排性能Table1 Foam-dewateringperformancesof4foamingcomponentsindifferentsalinityformationwater起泡组分适应地层水水样起泡能力/mm稳泡性/mm携液量/mL矿化度/(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可见，两性离子起泡组分A适应的矿化度范围广，在0~293 g/L的矿化度下都具有良好的泡排性能，而其他3种起泡组分适应的矿化度范围小，不能同时满足高、低矿化度地层水气井的泡排。从甜菜碱类两性离子的分子结构上分析，由于A中既含有磺基阴离子基团又含有季胺阳离子基团，且阴离子和阳离子基团可形成稳定的内盐，故同时具有阴离子和阳离子基团的性能，对外又表现出非离子的特性。因此，两性离子起泡组分A比单独的阴离子和阳离子的起泡组分具有更优的适应矿化度的能力。

1.2缓蚀组分的选取

根据起泡组分A两性离子的特点，从配伍性方面考虑，选取了酰胺类E、咪唑啉季铵盐F和喹啉季铵盐CI-15N等3种水溶性缓蚀组分，并对3种缓蚀组分与起泡组分A复合使用的泡排性能和防腐性能进行了评价，结果见表2和表3。防腐性能按SY/T 5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》评价。评价条件：ρ( H2S)1 400 mg/L，ρ(CO2)250 mg/L，温度80 ℃，常压，试验周期72 h，材质BG95SS。

由表2可见，3种缓蚀组分与起泡组分A复合使用的泡排性能良好。由表3可见，缓蚀组分CI-15N与起泡组分A复合使用的防腐性能最优，腐蚀速率均小于0.076 mm/a，且其缓蚀率总体优于缓蚀组分F，而缓蚀组分E的腐蚀速率大于0.076 mm/a。因此，选取喹啉季铵盐CI-15N作为复配用缓蚀组分。

表2 缓蚀组分对起泡组分A泡排性能的影响Table2 Influenceofcorrosioninhibitioncomponentonfoam-dewateringperformancesoffoamingcomponentAρ(缓蚀组分)/(g·L-1)ρ(起泡组分)/(g·L-1)温度/℃起泡能力/mm稳泡性/mm携液能力/mL井号0.05E1.0A9015522130LG001-79011520146LG001-29014025154LG001-8-10.05F1.0A9013545152QL289014521147QL13901502154WO859015525150WO580.05CI-15N1.0A9010850139YH19023035135LG001-69014525130LG001-79011522138QL139010840142QL28

表3 起泡组分对缓蚀组分的缓蚀性能的影响Table3 Influenceoffoamingcomponentoncorrosioninhibitionperformancesρ(起泡组分)/(g·L-1)ρ(缓蚀组分)/(g·L-1)腐蚀速率/(mm·a-1)缓蚀率/%井号试片描述1.0 A0.05 E0.087065.5LG001-7局部腐蚀1.0A0.05F0.062031.94QL28均匀腐蚀0.022491.56QL13均匀腐蚀0.064767.32WO85均匀腐蚀0.077968.78WO58均匀腐蚀1.0A0.05CI-15N0.053549.0YH1均匀腐蚀0.039883.3LG001-6均匀腐蚀0.015891.0LG001-7均匀腐蚀0.027684.2QL13均匀腐蚀0.038378.7QL28均匀腐蚀

从分子结构上分析，起泡组分A为含有酰胺、磺基阴离子和季铵阳离子基团的两性离子表面活性剂，与喹啉季铵盐接触后，其磺基阴离子基团可与喹啉季铵盐的阳离子基团结合，形成一种同时具有3个氮原子的物质，增加了缓蚀成分的吸附中心，因此，两者之间有较好的缓蚀协同性。

1.3复合缓蚀起泡剂配方及性能

CI-15N缓蚀组分和起泡组分A按1∶20的比例复配形成复合缓蚀起泡剂CT5-7F。复配后的起泡剂外观见图1，配方的泡排、防腐性能如表4所示。评价条件：起泡能力、稳泡性、携液量测试温度90 ℃，ρ(CT5-7F)1.5 g/L，腐蚀评价温度80 ℃、常压、72 h， BG95SS材质、ρ(H2S)1 400 mg/L、ρ(CO2)250 mg/L。

表4 复合缓蚀起泡剂泡排及防腐性能Table4 Performancesoffoam-dewateringandcorrosioninhibition复合缓蚀起泡剂起泡能力/mm稳泡性/mm携液量/mL腐蚀速率/(mm·a-1)缓蚀率/%现场水样CT5-7F2301501640.053595.0TD182051701580.039888.5M501851651520.029583.6QL28

由图1可见，形成的复合缓蚀起泡剂为均一透明液体，无沉淀和分层。由表4可见，在矿化度为0~293 g/L的地层水中，泡排性能较好，腐蚀速率均低于0.076 mm/a，缓蚀率大于80%。

2结 论

(1) 川渝地区酸性气田泡排防腐现状及国内外酸性气藏泡排防腐研究情况表明，在酸性气藏泡排的同时，有必要加注缓蚀剂进行油套管的腐蚀防护。

(2) 国内外酸性气藏泡排防腐研究及本研究结果表明，可通过选取配伍的起泡组分和缓蚀组分进行复配，形成同时达到泡排及防腐蚀要求的缓蚀起泡剂。

(3) 本研究通过优选适用矿化度范围较广的起泡组分和水溶性缓蚀组分，研制了CT5-7F复合缓蚀起泡剂。该剂在矿化度0~293 g/L的地层水中，质量浓度为1.5 g/L时，起泡能力大于185 mm、3 min泡高大于165 mm、15 min携液量大于152 mL、腐蚀速率低于0.076 mm/a、缓蚀率大于80%。可用于酸性气藏的泡排和防腐。

参 考 文 献

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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；编辑：冯学军

中图分类号：TE357.3

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.02.015

作者简介：蒋泽银(1975-)，高级工程师。1998年毕业于四川大学化学工程系有机化工专业，2010西南石油大学石油与天然气工程专业硕士毕业，长期从事天然气井泡沫排水采气研究工作。E-mail：jiangzy@petrochina.com.cn