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苏里格气田苏东区块为低含CO2储层,加之地层水的矿化度高,导致该区块腐蚀环境复杂,管柱存在CO2和Cl-电化学腐蚀的风险,部分气井腐蚀严重,甚至出现腐蚀穿孔现象,给气田生产带来安全隐患,需采取相应的防腐措施。因此,本文首先调研和分析了苏里格气田苏东区块的天然气组分和地层水水质成分,讨论了该区块管柱的主要腐蚀因素。然后采用高温高压腐蚀评价实验方法开展了不同工况条件下管柱腐蚀速率和腐蚀机理研究,并利用SEM、EDS等手段对腐蚀形貌和化学成分进行了详细分析,明确了Cl-浓度和矿化度对N80管柱钢的影响规律。随后采用电化学测试和浸泡实验等方法,分别针对N80、J55、P110等3种管柱钢开展了5种气田常用缓蚀剂的理化性能测试和缓蚀性能评价,明确了各缓蚀剂的作用机理及缓蚀效果。最后,针对室内优选出来的2种缓蚀剂进行现场7口典型气井的井下挂片腐蚀试验,明确了2种缓蚀剂的最优加注工艺,最终形成了一套适用于苏里格气田苏东区块的低成本长效的防腐措施。研究结果表明,Cl-浓度是影响管柱腐蚀速率的主要因素。当Cl-浓度较低时,试样表面的产物膜致密且均匀,对碳钢基体能起到较好的保护作用;当Cl-浓度增加到50636.13mg/L以上时,Cl-会破坏碳钢表面的钝态腐蚀产物膜,造成产物膜的局部脱落,发生严重的局部腐蚀现象。5种缓蚀剂均具有较好的水溶性和分散性,理化性能优越。N80、P110和J55等3种管柱钢的腐蚀过程均是以阴极过程为主,5种缓蚀剂均为阳极型缓蚀剂,其中缓蚀剂A和B的缓蚀效果较好。在模拟实际井况条件下,添加缓蚀剂A和B后,腐蚀速率显著降低,当加注浓度为1000 mg/L时,缓蚀率可达到89%以上。现场井下挂片实验表明,加注缓蚀剂的气井较未加缓蚀剂气井的腐蚀速率显著下降,且存在腐蚀速率随井深的增加而增大。缓蚀剂A和B均能满足该区块的防腐要求,鉴于该区块气井产水量、产气量和水气比等差异较大,现场加注方案应在室内最优加注工艺基础上根据实际工况条件进行适当微调。