阅读说明：本技术 酸性气井的防腐工艺的确定方法 (Method for determining anti-corrosion process of acid gas well ) 是由 李�杰 张华礼 李玉飞 张�林 冯兆阳 舒刚 何轶果 阳星 张健涛 汪传磊 周浪 于 2018-06-20 设计创作，主要内容包括：本发明提供了一种酸性气井的防腐工艺的确定方法,包括：采用多种缓蚀剂及碳钢油管进行防腐蚀性能评价实验,选择满足预设条件的缓蚀剂；根据气井的拟定产量及管柱的尺寸确定安装在所述管柱上的缓蚀剂注入阀的安装位置；采用所述满足预设条件的缓蚀剂和所述管柱进行预膜实验,确定缓蚀剂注入量、预膜时间、预膜周期以及缓蚀剂的最小泵注压力。本发明提供的酸性气井的防腐工艺的确定方法确定的防腐工艺可实现酸性气井的经济开采。(The invention provides a method for determining an anti-corrosion process of an acid gas well, which comprises the following steps: carrying out an anti-corrosion performance evaluation experiment by adopting a plurality of corrosion inhibitors and a carbon steel oil pipe, and selecting a corrosion inhibitor meeting preset conditions; determining the installation position of a corrosion inhibitor injection valve installed on a pipe column according to the planned yield of the gas well and the size of the pipe column; and performing a pre-filming experiment by using the corrosion inhibitor meeting the preset conditions and the tubular column, and determining the injection amount of the corrosion inhibitor, the pre-filming time, the pre-filming period and the minimum pumping pressure of the corrosion inhibitor. The anti-corrosion process determined by the determination method of the anti-corrosion process of the acid gas well can realize the economic exploitation of the acid gas well.)

酸性气井的防腐工艺的确定方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，特别涉及一种酸性气井的防腐工艺的确定方法。

背景技术

酸性气井中含有的例如H₂S等酸性气体对井下管柱造成比较严重的腐蚀，使井下管柱的使用寿命缩短。为了延长井下管柱的使用寿命，需要采取措施降低酸性气体对管柱的腐蚀威胁。

目前在酸性气井的开采过程中，通常采用耐腐蚀合金材质的管柱，以增强管柱的耐腐蚀性。

在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：

采用耐腐蚀合金材质的管柱成本较高，不能实现气井的经济开采。

发明内容

有鉴于此，本发明提供一种酸性气井的防腐工艺的确定方法，可确定酸性气井的防腐工艺，实现酸性气井的经济开采。

具体而言，包括以下的技术方案：

本发明提供了一种酸性气井的防腐工艺的确定方法，包括：

采用多种缓蚀剂及碳钢油管进行防腐蚀性能评价实验，选择满足预设条件的缓蚀剂；

根据气井的拟定产量及管柱的尺寸确定安装在所述管柱上的缓蚀剂注入阀的安装位置；

采用所述满足预设条件的缓蚀剂和所述管柱进行预膜实验，确定缓蚀剂注入量、预膜时间、预膜周期以及缓蚀剂的最小泵注压力。

可选择地，在所述选择满足预设条件的缓蚀剂之前，所述方法还包括：获取多种所述缓蚀剂的性能参数；所述缓蚀剂的性能参数包括乳化倾向、地层水配伍性和热稳定性。

可选择地，所述采用多种缓蚀剂及碳钢油管进行防腐蚀性能评价实验，选择满足预设条件的缓蚀剂，包括：

采用多种缓蚀剂对碳钢油管进行预膜实验，分别获取每种缓蚀剂预膜后的碳钢油管的腐蚀速率和抗H₂S应力开裂能力；

根据每种缓蚀剂的乳化倾向、地层水配伍性和热稳定性、缓蚀剂预膜后的碳钢油管的抗H₂S应力开裂能力，选择乳化倾向小于第一预设阈值、地层水配伍性大于第二预设阈值、热稳定性大于第三预设阈值、腐蚀速率小于第四预设阈值且抗H₂S应力开裂能力大于第五预设阈值的的缓蚀剂。

可选择地，所述根据气井的拟定产量及管柱的尺寸确定安装在所述管柱上的缓蚀剂注入阀的安装位置，包括：

根据所述气井的拟定产量及所述管柱的尺寸计算气体在所述管柱内的流速；

根据气体在所述管柱内的流速，模拟安装在所述管柱上的所述缓蚀剂注入阀在不同安装位置时所述管柱内的预膜情况，确定安装在所述管柱上的缓蚀剂注入阀的安装位置。

可选择地，所述管柱包括从上到下顺次连接的油管挂、第一油管短节、井下安全阀、第二油管短节、缓蚀剂注入阀、第三油管短节、完井封隔器和第四油管短节。

可选择地，所述缓蚀剂注入阀的安装位置位于所述完井封隔器上方。

可选择地，所述缓蚀剂的泵注压力的确定过程为：

获取所述气井的井口压力，根据所述气井的井口压力计算所述管柱内在所述缓蚀剂注入阀的安装位置的压力；

根据所述腐蚀剂注入阀的安装为位置，计算所述管柱与套管之间的环空内在所述缓蚀剂注入阀的安装位置的静液柱的压力；

根据所述管柱内在所述缓蚀剂注入阀的安装位置的压力、所述管柱与套管之间的环空在所述缓蚀剂注入阀的安装位置的静液柱的压力，计算所述缓蚀剂的最小泵注压力。

可选择地，所述预膜时间指所述满足预设条件的缓蚀剂通过所述缓蚀剂注入阀注入到所述管柱内使所述管柱内壁全部粘附上所述满足预设条件的缓蚀剂所需的时间。

可选择地，所述预膜周期指所述管柱内壁全部粘附上所述满足预设条件的缓蚀剂时停止加注所述满足预设条件的缓蚀剂，至所述管柱内壁粘附的缓蚀剂被井内气体冲刷全部带走所需的时间。

本发明实施例提供的技术方案的有益效果：

本发明实施例提供的酸性气井的防腐工艺的确定方法，通过实验选择满足预设条件的缓蚀剂，并确定缓蚀剂注入阀在管柱上的安装位置，最后采用满足预设条件的缓蚀剂和管柱进行预膜实验，以确定缓蚀剂注入量、预膜时间、预膜周期以及缓蚀剂的泵注压力。本发明确定的防腐工艺，可实现管柱的有效防腐，并且成本较低，可实现气井的经济开采。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种酸性气井的防腐工艺的确定方法的流程图；

图2为本发明实施例中采用的管柱的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

本发明实施例提供了一种酸性气井的防腐工艺的确定方法，该方法可适用于深层中低产酸性气井。如图1所示，该方法包括步骤101、步骤102和步骤103。下面将对各步骤进行具体介绍。

步骤101、采用多种缓蚀剂及碳钢油管进行腐蚀性能评价实验，选择满足预设条件的缓蚀剂。

为了保证缓蚀剂在碳钢油管的内壁的预膜效果，可采用油溶性缓蚀剂。油溶性缓蚀剂对金属稳定，不会腐蚀金属，它们具有一定的隔离空气中水和氧气，可减缓碳钢油管的腐蚀效率。

该步骤中，采用多种缓蚀剂进行防腐蚀性能评价实验。具体地，分别采用多种缓蚀剂对碳钢油管进行预膜。其中预膜是指缓蚀剂粘附在油管内壁上，在碳钢油管的内壁表面形成一道保护膜。

选择满足预设条件的缓蚀剂之前，分别获取每种缓蚀剂的性能参数、每种缓蚀剂预膜后的碳钢油管的腐蚀速率和抗H₂S应力开裂能力。其中缓蚀剂的性能参数包括乳化倾向、地层水配伍性和热稳定性。

最后，根据每种缓蚀剂的乳化倾向、地层水配伍性和热稳定性、缓蚀剂预膜后的碳钢油管的腐蚀速率和缓蚀剂预膜后的碳钢油管的抗H₂S应力开裂能力，选择乳化倾向小于第一预设阈值、地层水配伍性大于第二预设阈值、热稳定性大于第三预设阈值、腐蚀速率小于第四预设阈值且抗H₂S应力开裂能力大于第五预设阈值的的缓蚀剂。其中，第一预设阈值、第二预设阈值、第三预设阈值、第四预设阈值和第五预设阈值是根据相关标准和油气井设定的管柱使用寿命确定的。

步骤102、根据气井的拟定产量及管柱的尺寸确定安装在管柱上的缓蚀剂注入阀的安装位置。

本发明实施例采用的缓蚀剂注入阀为单流阀，流通方向为环空至管柱的内腔，可避免缓蚀剂倒流。

如图2所示，为本发明实施例中采用的管柱的结构示意图。管柱包括从上到下顺次连接的油管挂1、第一油管短节2、井下安全阀3、第二油管短节4、缓蚀剂注入阀9、第三油管短节5、完井封隔器6和第四油管短节7。油管短节7的下方还连接有球座8。在生产设施发生火警、管线破裂、以及发生地震、冰情、强台风等非正常情况时，井下安全阀3能实现紧急关闭，防止发生井喷，保证油气井措施和生产安全。球座8是与完井封隔器6配套的工具，借助球座8可实现完井封隔器6的坐封。

本发明实施例中，缓蚀剂是通过与管柱连接的缓蚀剂注入阀注入到油管内的。在将管柱下入到气井内后，坐封完井封隔器6，完井封隔器6将管柱和套管之间的环形空间分隔为上下两部分。从井口向环空内注入缓蚀剂，由于完井封隔器6的封隔作用，缓蚀剂被完井封隔器6阻挡。当环空内的压力大于管柱内侧的压力一定数值时，缓蚀剂注入阀打开，环空里的缓蚀剂通过缓蚀剂注入阀进入到管柱内。进入到管柱内的缓蚀剂一部分由于重力作用向下流动，另一部分随着气井内的气井向井口流动，被带至井口，在此过程中，缓蚀剂也会有一部分粘附在管柱的内侧壁上。缓蚀剂注入阀的安装位置过高时，管柱下方的油管内壁预膜效果相对较差；缓蚀剂注入阀的安装位置过深时，管柱上方的油管内壁预膜效果相对较差。因此缓蚀剂注入阀的在管柱上的安装位置对于预膜的效果影响较大，需要确定缓蚀剂注入阀合适的安装位置。

在确定缓蚀剂注入阀的位置之前，首先根据气井的拟定配产要求，确定管柱的尺寸。然后根据气井气质成分含量选择缓蚀剂注入阀的材质，结合管柱尺寸确定注入阀的注入孔眼尺寸。之后，根据气井的拟定产量及管柱的尺寸计算气体在管柱内的流速。最后，根据气体在管柱内的流速，模拟安装在管柱上的缓蚀剂注入阀在不同安装位置时管柱内的预膜情况，进而确定缓蚀剂注入阀在管柱上的安装位置。具体地，可采用CFD软件仿真模拟缓蚀剂注入阀在不同安装位置时管柱内的预膜情况。

一般，缓蚀剂注入阀8的安装位置位于完井封隔器6上方，通常位于完井封隔器6上方50～150m。

步骤103、采用满足预设条件的缓蚀剂和管柱进行预膜实验，确定缓蚀剂注入量、预膜时间、预膜周期以及缓蚀剂的泵注压力。

其中，缓蚀剂的注入量要保证管柱内壁的预膜效果较好，同时管柱内不产生积液。可进行多次实验，分别向管柱内注入不同量的缓蚀剂，比较不同注入量对应的预膜效果及积液情况，进而确定缓蚀剂的注入量。

缓蚀剂的泵注压力可通过以下步骤确定。首先，获取气井的井口压力，根据气井的井口压力计算管柱内在缓蚀剂注入阀位置处的压力。之后，根据缓蚀剂注入阀的安装位置，计算管柱与套管之间的环空在缓蚀剂注入阀的安装位置处的静液柱压力。最后，根据管柱内在缓蚀剂注入阀的安装位置的压力、管柱与套管之间的环空在缓蚀剂注入阀的安装位置处的静液柱压力，计算缓蚀剂的泵注压力。

其中，可根据井口油压采用平均偏差系数方法计算管柱内在缓蚀剂注入阀的安装位置处压力。管柱与套管之间的环空内的液体全是缓蚀剂，可根据缓蚀剂密度计算管柱与套管之间的环空在缓蚀剂注入阀的安装位置处的静液柱压力。

将管柱内在缓蚀剂注入阀的安装位置处的压力值加上7MPa得到压力和，之后将压力和减去管柱与套管之间的环空在缓蚀剂注入阀的安装位置的静液柱的压力，即得到缓蚀剂的最小泵注压力。

确定缓蚀剂的注入量和最小泵注压力之后，按照最小泵注压力向管柱内注入相应量的缓蚀剂，之后统计预膜时间和预膜周期。其中，预膜时间指满足预设条件的缓蚀剂通过缓蚀剂注入阀注入到管柱内使管柱内壁全部粘附上满足预设条件的缓蚀剂所需的时间。预膜周期是指管柱内壁全部粘附上满足预设条件的缓蚀剂时停止加注满足预设条件的缓蚀剂，至管柱内壁粘附的缓蚀剂被井内气体冲刷全部带走所需的时间。

将采用上述方法确定的防腐工艺应用在酸性气井中，待气井正常生产一年后，可采用多臂井径仪及电磁探伤测井仪检测管柱内壁是否发生腐蚀和结垢现象。若管柱内未发生腐蚀和结垢现象，则可保持先前确定的防腐工艺。若管柱内壁发生明显腐蚀和结垢现象，则重新确定缓蚀剂注入量、预膜时间和预膜周期，更新防腐工艺。

本发明实施例提供的酸性气井的防腐工艺的确定方法，通过实验选择满足预设条件的缓蚀剂，并确定缓蚀剂注入阀在管柱上的安装位置，最后采用满足预设条件的缓蚀剂和管柱进行预膜实验，以确定缓蚀剂注入量、预膜时间、预膜周期以及缓蚀剂的泵注压力。本发明确定的防腐工艺，可实现管柱的有效防腐，并且成本较低，可实现气井的经济开采。

本发明还提供了上述酸性气井的防腐工艺的确定方法的具体应用实施例。

A地区某气田开发井GS7井的地层压力57.46MPa，地层温度为157.5℃，气藏中部深度5218.6m，H₂S含量为16.9g/m³，CO₂含量105g/m³，计算得到H₂S分压为0.64MPa，CO₂分压为3.1MPa，井内气体对管柱的腐蚀威胁非常严重。鉴于地层物性和储层非均质性，结合试油初测产量和邻井产量情况，判断该井为中低产气井，如果采用耐蚀合金材质防腐，其成本高且经济效益差。可采用本发明提供的酸性气井的防腐工艺的确定方法确定该井的防腐工艺。

表1为不同条件下碳钢油管的腐蚀速率。其中试验条件如下：P_H2S＝0.6MPa；P_CO2＝4MPa，总压为35MPa，pH值为5.4，反应釜内液体的相对动态流速为3m/s，实验周期为72h。其中，反应釜为进行实验时采用的容器，碳钢油管试片置于反应釜内，反应釜内的液体为蒸馏水，是否加缓蚀剂实验的区别在于碳钢油管试片表面是否提前进行缓蚀剂预膜。

表1不同条件下碳钢油管的腐蚀速率

由表1可知，采用缓蚀剂对碳钢油管进行预膜可有效降低碳钢油管的腐蚀效率。

通过优化完井管柱结构，确定采用外径73mm、内径62mm的油管，完井封隔器下入深度4873.26m，缓蚀剂注入阀下入深度4811.75m。

该井正常生产一年时间后，检测分离器水罐内含有缓蚀剂残液，约有167～256ppm的残余浓度，说明井下有缓蚀剂返出。通过采用MIT24多臂井径仪及MID-K电磁探伤测井对封隔器以上油管进行腐蚀检测，确定管柱不存在腐蚀和内壁结垢的情况。

A地区某气田开发井GS10井的地层压力55.4MPa，地层温度153.3℃，气藏中部深度5179.2m，H₂S含量为16.3g/m³，CO₂含量131.5g/m³，计算得到H₂S分压为0.59MPa，CO₂分压为3.7MPa，可知井内气体对管柱的腐蚀非常严重。鉴于地层物性和储层非均质性，结合试油初测产量和邻井产量情况，判断该井为低产气井，如果采用耐蚀合金材质防腐，其成本高且经济效益差。可采用本发明提供的酸性气井的防腐工艺的确定方法确定该井的防腐工艺。

通过优化完井管柱结构，确定采用外径73mm、内径62mm的油管，完井封隔器下入深度4280.5m，缓蚀剂注入阀下入深度4220.28m。

GS10井长期按5万方/天的天然气和0.8方/天的地层水进行生产，缓蚀剂加注量为150L/d。该井生产一年半后，检测分离器水罐内含有缓蚀剂残液，约有223ppm的残余浓度，说明井下有缓蚀剂返出。通过采用MIT24多臂井径仪及MID-K电磁探伤测井对封隔器以上油管进行腐蚀检测，未发现管柱存在明显腐蚀，管柱内壁少许地方发生轻微结垢现象，最大结垢厚度不超过1mm。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。