酸性气井油管内壁水基缓蚀剂预膜仿真模拟.pdf

酸性气井常常伴有CO2、H2S对金属材料的腐蚀，井下喷注水基缓蚀剂预膜防腐技术是一种比较先进且成本较低的方法。但针对缓蚀剂预膜时间、液膜厚度、液膜分布及喷注缓蚀剂周期等参数目前尚未开展系统研究。基于RNG k-模型（Re-normalization group k-模型），结合多相流理论，利用欧拉壁膜模型（EWF模型）耦合模拟水基缓蚀剂液膜的形成和流动，分析缓蚀剂停注后在气流冲刷作用下的流动规律。研究结果表明，在生产工况下酸性气井中的气流能够携带水基缓蚀剂并在管柱壁面上形成厚度约为2 mm的液膜，在2060 m管段预膜效果较好；水基缓蚀剂停止注入后，由于气流的冲刷作用，管壁缓蚀剂液膜逐渐被破坏和减薄。建议每隔60 m长管段增加一个缓蚀剂注入喷嘴，并且整个井筒缓蚀剂喷嘴的位置呈螺旋上升分布。关键词：缓蚀剂；预膜；气井；欧拉壁膜；数值模拟中图分类号：TE983文献标识码：ASimulation of Prefilm of Water-Based Corrosion Inhibitors on the Inner Wall of Production Tubing in Sour Gas WellsYU Chengxiu，LIN Tiejun，NIE Jiachang，ZENG Dezhi，HAN Hao，YANG Chengsong（State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，Sichuan，China）Abstract：Sour gas wells are often associated with the corrosion of metal materials caused by CO2 and H2S.The prefilm anticorrosion technology by water-based corrosion inhibitor injection is relatively advanced and low-cost.However，no systematic research has been carried out on the prefilm time，thickness and distribution of liquid film and corrosion inhibitor spray cycle.Based on RNG k-model，the multiphase flow theory and the EWF model were coupled to simulate the formation and flow of the water-based corrosion inhibitor liquid film，and the flow law of corrosion inhibitors subjected gas stream flushing after injection was analyzed.The results showed that the gas stream in the sour gas well can entrain water-based corrosion inhibitors and form a liquid film with a thickness of about 2 mm on the pipe wall under production conditions，and the prefilm performance is better in the pipe section between the 2060 m positions.Af-ter the injection of water-based corrosion inhibitor is stopped，the liquid film of corrosion inhibitors on the pipe wall is gradually de-stroyed and thinned due to the flushing of gas streams.Therefore，it is recommended to install a corrosion inhibitor injection nozzle at an interval of 60 m along the pipe and place the corrosion inhibitor nozzles along the wellbore in a spiral manner.Key words：corrosion inhibitor；prefilm；gas well；Eulerian wall film；numerical simulation引用：余成秀，林铁军，聂家昌，等.酸性气井油管内壁水基缓蚀剂预膜仿真模拟 J.新疆石油天然气，2023，19（3）：72-79.Cite：YU Chengxiu，LIN Tiejun，NIE Jiachang，et al.Simulation of prefilm of water-based corrosion inhibitors on the inner wall of pro-duction tubing in sour gas wells J.Xinjiang Oil&Gas，2023，19（3）：72-79.72余成秀，等：酸性气井油管内壁水基缓蚀剂预膜仿真模拟第19卷 第3期随着国内外油气行业技术的突飞猛进，我国油气田产量也屡创新高。但是我国油气田采出气中都携带一定量的CO2、H2S、SO2等酸性气体，高矿化度水中含有硫酸盐等酸性矿物介质，如普光气田、西南油气田、莺歌海盆地各气田等均为高含酸性气体的油气田1-3。酸性介质会造成金属设备和管材的化学腐蚀4，5，井筒腐蚀会影响整个管线的正常运营甚至造成巨大的经济损失和人员伤亡6。国内外常用的防腐措施主要包括采用耐蚀管材、表面保护覆盖层或涂镀层、加注缓蚀剂、工艺性防腐等7，8。由于酸性气井内的高温高压环境，很多防腐措施的采用都受到了限制。加注缓蚀剂的防腐技术有着成本低、防腐效果好、不受环境条件限制的优点，可用于酸性气井；但目前该技术多采用油套环空注入以延缓油管外壁腐蚀速率，油管内壁腐蚀仍未得到有效解决。井下化学品注入系统于1980年代初就已经在油气田生产行业中开始流行9，其中缓蚀剂应用主要包括常规缓蚀剂加注与缓蚀剂预膜两种方法10。缓蚀剂预膜的基本思路是通过缓蚀剂段塞在管道内的流动，使缓蚀剂分子与管道内壁充分接触，进而在管道内壁形成一层较薄、致密且附着力强的防腐膜。缓蚀剂预膜可有效预防管道顶部腐蚀且成膜均匀致密，因此缓蚀剂预膜技术越来越受到管道运营者的重视11。王欣笛12采用失重法研究缓蚀剂对典型金属材料流动腐蚀规律的影响。谢南星等13通过预膜处理和腐蚀实验研究了预膜时间、腐蚀温度和介质流速对缓蚀性能的影响。陈文等14利用气田水分析、现场腐蚀检测等方法形成酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术。汪传磊等15通过开展井筒流动条件的动态腐蚀评价实验，探索出缓蚀剂成功预膜的时间及缓蚀剂预膜后冲刷时间对膜的影响。由于现场工况条件比较恶劣，室内实验结果无法完全代表现场情况。对于管道内缓蚀剂的分布，国内外学者多采用数值模拟的方法研究缓蚀剂流动规律。对于缓蚀剂预膜层与天然气两种不相混合的流体的复杂运动，大部分采用双流体模型计算16-19，而双流体模型存在无法获得壁面液膜流动参数等问题，且大多数学者都是研究地面管线，对于酸性气井内管柱研究相对较少。晋国栋20利用数值模拟的方法研究了在酸性气井井下喷注缓蚀剂工艺的成膜厚度，并计算出井下注入缓蚀剂的周期，但有效模拟油管总长过短，无法说明实际情况。尽管对于缓蚀剂工艺的研究方法颇为广泛，但是对于酸性气井井下注入缓蚀剂方法还没有进行系统的研究，特别是对缓蚀剂从井下注入到油管内之后形成的液膜厚度和液膜分布规律还需要进一步研究。本文基于RNG k-模型，结合多相流理论，利用欧拉壁膜模型（EWF模型）耦合模拟水基缓蚀剂液膜的形成和流动，分析水基缓蚀剂从气井注入后在油管内壁的分布规律以及停注缓蚀剂后天然气对水基缓蚀剂液膜的冲刷影响。达到控制缓蚀剂预膜质量、减缓管道内腐蚀、提高油管使用寿命、确保管道生产运行安全、丰富和拓展缓蚀剂预膜技术的目的。1 模型建立根据Shamlooh等21向井下连续注入缓蚀剂的方法和Peng等22设计的井下化学剂注入工艺，气井井下注入缓蚀剂的工作原理是在井筒中安装毛细管柱，沿着井筒向生产管柱内注入水基缓蚀剂。喷嘴出口处水基缓蚀剂在高速气流冲击下沿着生产管壁面气举上升，经过一段时间后水基缓蚀剂均匀分布在管壁上，油管中心部分为带液滴的气核，稳定后的流型属于环状流，如图1所示。图1 缓蚀剂形成环状流示意图1.1 理论模型运用计算流体力学（CFD）方法，采用QUICK差分格式和SIMPLE算法求解控制方程。由于缓蚀剂液膜的分布受到重力的影响，所以计算时需要考虑重力因素。根据边界条件可知，整个气液两相流属于湍流，采用基于涡黏理论的RNG k-模型求解。缓蚀剂在管壁形成的液膜来源主要有两部分：一部分是缓蚀剂注入后直接附着在管壁上，另一部分是被高速气体冲刷形成的缓蚀剂液滴离心捕集，这个过程涉及了连续相和离散相成膜过程。然而，双流体模型只能获得气液两相流中的主要参数，无法获得详细的液膜流动参数，因此引入专门针对液膜计算的EWF模型模拟成膜过程。73新疆石油天然气2023年1.1.1 湍流模型双流体模型中的运动方程进行雷诺时均化后，由湍流脉动引起的二阶和高阶项需要通过湍流方程封闭，其中最重要的是湍流黏度t的确定。对于在气井井底处注入缓蚀剂与天然气形成的气液两相湍流运动情况采用基于涡黏理论的RNG k-模型23，其中k方程和方程与标准k-模型非常相似，即：(k)t+()kuixi=xj keffkxj+Gk+（1）()t+()uixi=xj effxj+C1kGk-C22k（2）其中：eff=+t；t=Ck2。式中k湍动能k对应的Prandtl数，取1.39；耗散率对应的Prandtl数，取1.39；C1经验常数，取1.42；C2经验常数，取1.68；C经验常数，0.084 5；Gk由平均速度梯度引起的湍流动能k的产生项，(kgm)/s3。流体密度，kg/m3；k湍流动能，m2/s2；t时间，s；ui流体的平均流速，m/sut湍流动力黏性系数；ueff有效黏性系数；能量耗散率，m2/s3；流体黏度，kg/(ms)。1.1.2 欧拉壁膜模型针对液膜计算的EWF模型24在环状流中的相互作用涉及到液膜和液滴之间的质量交换、动量转移以及能量交换，本文不考虑能量交换。由于整个过程比较复杂，本文假设壁膜厚度远小于壁面的曲率半径，壁膜在厚度上的属性是一致的，且壁膜流动平行于壁面。质量守恒方程用壁膜厚度来表征壁膜的质量，最后求解出的物理量即为壁膜厚度，二维液膜在三维域中的质量守恒方程为：ht+s()hVl=m sl（3）式中l水基缓蚀剂液膜流体密度，kg/m3；h水基缓蚀剂液膜厚度，m；s表面梯度算子；Vl水基缓蚀剂液膜的平均速度，m/s；m s水基缓蚀剂液滴聚集单位面积上的质量源，kg（m3 s）。液膜的动量守恒方程为：hVlt+sl()lhVlVl+DV=-hsPLl+hg+32l fs-3lhlVl+q sl+wl（4）其中：PL=Pgas+Ph+P；Ph=-h(n g)；P=-s()sh。式中Dv基于二次型膜速度剖面计算的微分对流项；PL气体在壁面的压力、重力沿垂直于壁面的分量以及液体表面张力的合力，Pa；g 重力在平行于壁面的分量，m/s2；fs气液交界面的剪切应力，Pa；l水基缓蚀剂液膜的运动黏度，m2/s；q s液滴收集和分离相关的动量源项，N/m3；w水基缓蚀剂膜液表面张力和接触角引起的表面力，Pa；Pgas气体在壁面的压力，Pa；Ph重力沿垂直于壁面的分量，m/s2；P表面张力，Pa；流体密度，kg/m3；n 水基缓蚀剂液膜法向单位矢量；g 水基缓蚀剂液膜流动方向的重力加速度，m/s2；水基缓蚀剂液膜表面张力，N/m。公式（4）左边分别表示瞬态项和对流项；右边第一项包括天然气流动压力、垂直于壁面的重力分量和表面张力的影响；第二项表示平行于水基缓蚀剂液膜方向的重力效应；第三项和第四项表示气膜和膜壁界面上的净黏性剪切力基于二次膜速度剖面表示；第五项与水基缓蚀剂液滴的收集或分离有关；最后一项是由于水基缓蚀剂膜液表面张力和接触角引起的表面力。水基缓蚀剂液膜速度可以假设为两个组成：外部流动产生的切应力驱动水基缓蚀剂液膜速度和重力产生的重力驱动水基缓蚀剂液膜速度，见图2。74余成秀，等：酸性气井油管内壁水基缓蚀剂预膜仿真模拟第19卷 第3期图2 水基缓蚀剂液膜速度变化切应力驱动液膜速度由气液交界面处外部气体流动侧切应力与壁膜侧切应力平衡得出。通过使水基缓蚀剂液膜-天然气界面处的两个剪切力相等（一个来自天然气侧，另一个来自水基缓蚀剂液膜侧），可得到天然气侧剪切力为：air=lVn=lVsh（5）式中V气体平均速度，m/s；n气体运动平面法线方向单位矢量；Vs表面速度，m/s；air天然气侧剪切力，Pa。切应力驱动的水基缓蚀剂液膜平均速度为：Vl=airh2l（6）重力驱动液膜速度可通过假设气膜运动完全由重力和壁面剪切力的平衡控制，气膜速度在气膜界面处具有零梯度的抛物线分布得出。平衡水基缓蚀剂液膜的重量和壁面剪切力公式如下：lAhg =|AlVzz=0=l(2a z+b)z=0（7）式中A液膜接触壁面面积，m2。重力驱动水基缓蚀剂液膜平均速度为：Vl=lh23lg（8）1.2 几何模型举例现场某口酸性气井，其天然气进口速度29.72 m/s，水基缓蚀剂的加注速度6.67 kg/min，进口压力55 MPa，出口为自由出流且出口处管道长度处于充分发展端。根据井下喷注缓蚀剂工艺原理，利用CFD软件建立缓蚀剂注入流道，如图3所示。缓蚀剂通过管柱侧向阀门注入，CFD模型建立直径为12.7 mm（d）的缓蚀剂入口；井下高温高压气体从模型气体入口进入，其直径为76 mm（D）；缓蚀剂入口和气体入口高度相差10 m（H1），缓蚀剂注入口与模型出口的高度相差90 m（H2）；模型总长100 m。根据现场生产工况模拟水基缓蚀剂从气井井底注入后在油管内壁的分布规律，同时模拟停注缓蚀剂后天然气对水基缓蚀剂液膜的冲刷影响。图3 生产管道几何模型通过ICEM软件对三维几何模型进行网格划分，在壁面处添加边界层，网格类型为结构化六面体网格。几何模型网格划分俯视图见图4。图4 网格划分根据相关资料，井下天然气的物性参数见表1。表1 天然气物性参数介质天然气温度/K426压力/MPa55密度/（kg m-3）202.83偏差系数1.225黏度/（Pa s）2.7210-42 模拟与分析在井下高温高压条件下水基缓蚀剂性能参数存在一定变化，密度约950 kg/m3，黏度约0.2 mPa s，表面张力系数0.06 N/m，为不可压缩流体。在CFD模型中设定井下工况参数、缓蚀剂和天然气参数后，通过大量计算得到水基缓蚀剂注入过程流动状态和预膜效75新疆石油天然气2023年果情况。2.1 水基缓蚀剂注入流动状态井下高温高压工况下，水基缓蚀剂和天然气在管长100 m的管道模型中流动，井下流体流场分布如图5所示。压降约为0.4 MPa，天然气气相为可压缩性气体，其密度在井底最大为203 kg/m3，井口处为200 kg/m3，相对常温常压下的天然气比空气密度大得多。缓蚀剂横向注入后与井下较高密度的天然气气相汇合，缓蚀剂穿透气相的能力低，仅穿透气相很小的区域，气相速度最高以3.88 m/s携带缓蚀剂液体流动。从液相速度分布可以看出，总体上流道中心区域没有缓蚀剂成股向下流动，即天然气产量足够，能够将缓蚀剂气举至井口，但是大部分缓蚀剂被气举带走，只剩少部分缓蚀剂附着在管道壁面上。图5 井下工况管内流体流场分布取出不同高度截面的水基缓蚀剂液相体积分量，见图6。可以看出，缓蚀剂以较大体积分数分布于管内较小区域，20 m高度缓蚀剂最大体积分量超过18%，但分布区域却较小，分布形状约为“偏心光束”，且随着高度变化形状基本不变，体积分量最大数值基本保持稳定。图6 注入水基缓蚀剂在不同高度截面体积分量云图76余成秀，等：酸性气井油管内壁水基缓蚀剂预膜仿真模拟第19卷 第3期分别取出水基缓蚀剂在不同时刻从缓蚀剂入口到出口管段中管壁上的液相体积分量平均值，见图7。可以发现随着注入时间的增加，在缓蚀剂注入30 min后平均液相体积分量趋于稳定，管壁上的液相体积分量稳定在3.510-6水平。图7 水基缓蚀剂不同注入时刻平均液相体积分量沿管柱长度变化由于井下工况天然气气相密度大，大部分注入缓蚀剂液相被天然气气相带出模型出口。在30 min后管内缓蚀剂净质量流量基本保持在800 g/min，即只有10%的缓蚀剂在管壁上形成液膜，并在模型100 m长井段保持稳定，如图8所示。图8 水基缓蚀剂管柱内壁面预膜净质量流量随预膜时间变化2.2 水基缓蚀剂注入过程管壁预膜效果水基缓蚀剂注入后被气体迅速加速，随着注入时间的增加，部分缓蚀剂在管壁上预膜，见图9。管壁上的液膜厚度在不同时刻分布不均匀。首先在近缓蚀剂入口部分管柱内部预膜，液膜厚度在2 mm左右；在此基础上液膜不断上移，近出口管柱段液膜厚度不均匀，直到缓蚀剂注入440 min后出口管柱段液膜变得比较均匀，液膜厚度基本保持为2 mm。说明缓蚀剂预膜需要足够的时间，且离入口越远形成均匀液膜的时间越久。保持缓蚀剂持续注入基本能够实现管柱预膜成功。图9 井下工况水基缓蚀剂不同注入时刻管壁预膜厚度云图沿管柱长度取出不同时刻的水基缓蚀剂液膜厚度曲线，见图10。管壁液膜随着时间的增长逐渐向模型出口端发展，液膜厚度越来越稳定。证明只要时间足够，管壁可以形成较稳定的液膜厚度。水基缓蚀剂注入445 min，液膜稳定后，不同高度截面的液膜厚度情况如图11所示。整个截面圆周的液膜厚度分布相对均匀，总体上2060 m管段液膜分布较均匀，平均液膜厚度2 mm左右；60 m以后液膜厚度逐渐减小；越往出口端靠近，液膜在周向位置分布越不均匀，在井口处出现液膜局部较厚情况。图10 水基缓蚀剂不同注入时刻沿管柱长度预膜厚度变化2.3 管壁预膜后气相流动冲刷影响当缓蚀剂长时间注入后管壁预膜基本稳定，缓蚀剂注入结束，管内液相的体积分数可以忽略不计。此时管内基本只有天然气气相在持续注入，持续流动的天然气气相对管壁面和液膜有一定的作用力。随着气相冲刷时间增加，管壁上出现了液膜厚度不均匀的斑点，局部液膜增厚、局部减薄，见图12。在液膜厚度增加的区域，气相可能破坏液膜形成液滴并携带液滴到出口。77新疆石油天然气2023年图11 水基缓蚀剂注入445 min后不同高度截面预膜厚度云图图12 水基缓蚀剂停注后管壁液膜厚度变化云图沿管柱长度上，随着气相持续的作用出现了液膜厚度增加的区域。停注水基缓蚀剂1310 min后，整体上液膜平均厚度保持在2 mm左右，在沿井深方向上中部和上部分布较均匀，但在近出口端管壁上的液膜厚度有降低的趋势，并随着停注时间的增加液膜厚度降低的管段长度增加，见图13。取出停注缓蚀剂865 min后不同高度截面上的液膜厚度云图，见图14。管壁圆周上的液膜厚度变得不均匀，出现了较多的液膜厚度增大区域，液膜厚度降低的区域更多。表明气体对管壁液膜产生了明显的冲刷，在模型出口端较明显，管壁液膜将不断被破坏和减薄。3 结论与建议（1）在气相进口速度为29.72 m/s，水基缓蚀剂的加注速度为6.67 kg/min，进口压力55 MPa的工况下，图13 水基缓蚀剂停注后不同时刻沿管柱长度液膜厚度变化预膜440 min后，其液膜厚度基本稳定在2 mm；缓蚀剂液膜达到稳定的时间随距缓蚀剂喷嘴距离的增加而增加。（2）缓蚀剂液膜稳定后在沿井深方向上中部和上部分布较均匀，与气井腐蚀严重管段位置一致，说明井下喷注缓蚀剂方式能有效地防止生产气井管柱腐蚀。（3）水基缓蚀剂停止注入后，气体的生产流动对管壁液膜产生了较明显的冲刷作用，管壁液膜将不断被破坏和减薄，井口更加明显。（4）水基缓蚀剂在管壁预膜稳定后，60 m以后的管段还是存在液膜分布不均，液膜厚度过小等问题。78余成秀，等：酸性气井油管内壁水基缓蚀剂预膜仿真模拟第19卷 第3期建议每隔60 m长管段增加一个缓蚀剂注入喷嘴并将喷嘴位置呈螺旋上升分布，从而提高缓蚀剂液膜厚度分布的均匀性和时效性。参考文献1 鄢标，张广晶，高强，等.普光气田高含硫腐蚀缺陷输气管道安全评价 J.油气储运，2019，38（1）：45-50.2 张强，陈文，杨梦薇，等.高酸性气田腐蚀监测技术研究 J.石油与天然气化工，2012，41（1）：62-65.3 任松涛，魏安超，韩成，等.莺歌海盆地东方高温高压气田水平井完井关键技术 J.新疆石油天然气，2020，16（4）：37-40.4 赵永涛，樊国涛，张昱涵，等.储罐沉降监测及其对腐蚀声发射检测信号的影响研究 J.新疆石油天然气，2021，17（1）：101-104.5 张江江，刘冀宁，高秋英，等.湿相CO2环境管道内沉积物及对腐蚀影响的定量化研究 J.科技导报，2014，32（32）：67-71.6 马涛，李娜，张秀君.化学防腐技术在孤东油田的应用 J.新疆石油天然气，2007，3（4）：80-82.7 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