冀东油田深层油藏注氮气井管柱及井口装置设计

冀东油田高5区块具有油藏压力高、注气井斜度大、管柱下入深等特点。根据该区块目前的注气井井身结构、地面设施状况和注气增效要求，设计了笼统注气的管柱结构方案。利用冲蚀模型优选油管尺寸，并按照不同工况条件开展高温高压动态腐蚀模拟实验，探究注氮气井的井筒腐蚀机理，确定各因素对腐蚀速率的影响。最后对管柱的剩余强度和服役寿命进行评价。结果表明，选用ϕ73 mm、13Cr油管作为笼统注气管柱能够应对注氮气产生的冲蚀、氧腐蚀等影响，并有着良好的服役寿命。配备地面安全阀等安全装置，可以大大降低高压注气井存在的安全风险。该设计方案能够满足冀东油田深层氮气驱的生产需要，具有广泛的应用前景。     

油气生产过程中CO_2腐蚀预测研究

在油气生产过程中,由于油管的内腐蚀严重,时常发生穿孔、断裂事故,直接影响了油气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清油气井腐蚀原因,在广泛调研CO2腐蚀的基础上,认为影响腐蚀速度的主要外部因素是环境温度、CO2分压、pH值、流速等,结合室内实验和现场应用,基于NORSOK腐蚀模型建立了更适合于油田实际的腐蚀预测模型,进行了影响腐蚀速度的敏感性分析,拓宽了NORSOK腐蚀模型的应用范围。分析结果与实验数据相吻合,说明该模型可以应用于油气田复杂环境腐蚀情况并能得到较好的分析判断结果,为油田注采CO2管材防腐预测提供了依据。     

国内外油气管道腐蚀及防护技术研究现状及进展

我国大多数油田含有CO2、H2S等腐蚀性气体，CO2、H2S腐蚀是井下油气管的主要腐蚀类型。本文简要综述了CO2、H2S腐蚀机理和影响因素，并在此基础上介绍了采用缓蚀剂、涂镀层油管、普通碳钢管材、耐蚀合金钢管材、玻璃钢和塑料管材、阴极保护几种国内外常用的防腐措施，并指出镀铝钢在油气管道上的应用将是非常广阔的。     

塔河油田注气井管道腐蚀特征及规律

 塔河油田为海相沉积形成的碳酸盐岩油田,地层液具有高矿化度、高Cl^-、高含CO₂、高含H₂S 特点,而注气井注气、焖井及生产过程中,含有溶解氧,使得腐蚀环境更加恶劣.通过分析油田碳酸盐岩油藏注气井地层采出液水、管道生产运行工况以及在注气工艺的调研基础上,应用X 射线衍射(XRD)分析、扫描电镜、能谱分析及点腐蚀影像(VMS)分析等测试分析手段,研究注气井井下及地面管道腐蚀产物及形貌特征,通过在注气井井底油管、井口及采油树内管道及地面生产管道内挂入3 种在用材质的监测挂片,研究注气、焖井及生产过程中不同监测部位的管道的腐蚀速度、形态及规律,研究规律为:从井底、井口到地面管道,随着监测周期加大,腐蚀坑的加深及加大,腐蚀速率增大;由注气过程、焖井过程向生产过程腐蚀程度逐步变大,纵向腐蚀能力增强;注气及生产过程中的35CrMo、P110S 及P110 3 种管道在用材质的耐蚀性变差.通过分析建立了注气、焖井以及生产过程中控制油田注气井井底、井口及地面管道腐蚀特征及规律的机理模型.     

稠油油藏注CO_2吞吐适应性研究

以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例 ,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2 吞吐进行了适应性研究 .研究表明 :原油黏度是影响CO2 吞吐效果最敏感的参数 ,随原油黏度增大 ,换油率增大 ,可以选择原油黏度较高的油藏进行CO2 吞吐 ;对于有一定自然产能的油藏来说 ,含油饱和度并非越高越好 ,而是有一定的适应范围 ;对于普通稠油 ,随原油黏度改变 ,合适的含油饱和度、孔隙度范围随之改变 .作出了普通稠油的黏度—含油饱和度图版、黏度—孔隙度图版 ,同时结合油田实际作出了两种不同标准的经济适应性图版 .所得的结果对辽河稠油油藏选择合适的CO2 吞吐井有一定的指导意义     

注CO2采油井油管柱腐蚀速率预测

针对注CO₂采油井生产中油管柱存在的腐蚀现象，开展了注CO₂采油井不同阶段的油管腐蚀规律研究。对油管柱CO₂腐蚀进展进行了概述，基于动力学原理与金属的电化学腐蚀理论，考虑油气生产过程的产液量、含水率、井口温度、生产压差、流体流速等因素，得到油管内温度压力分布，研究了CO₂采油井油管腐蚀速率预测方法。对实例井的油管柱腐蚀速率做出了预测，并开展主控因素下油管柱腐蚀速率随时间、井深的变化规律研究。结果表明，在整个吞吐周期中，油管腐蚀主要发生在生产阶段。腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

沙特SHEDGAM区块水平井(大修井)完井工艺简介

完井工艺是油田开发工程中的重要环节,不仅衔接了钻井工程和采油工程,也是一种相对独立的工艺,是从钻开油层开始到下套管固井、注水泥,射孔,下生产油管、排液,直至投产的系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣对油田开发利用效率有决定性的影响。完井技术和修井手段限制了生产工艺和增产措施应用,因此完井工艺技术成为水平井、多底井、分支井发展过程中急需解决的问题。采用水平井开采油藏可极大地增加储层暴露程度,控制更大泄油面积,能有效的利用和开发单层或多层油藏、裂缝油藏、底水油藏、以及各种薄层油藏。为恢复大修、报废井生产提供了重要手段,在提高油田采收率和经济效益方面显示了极大的优越性。如今,沙特SHEDGAM区块实施水平井(大修井)完井工艺已取得了巨大的成就,现场应用范围已涉及到各类油藏。本文根据SDGM区块几口井的施工情况,主要对完井方式和完井工具进行分析和介绍,为提高国内油藏开发利用效率提供参考。     

大庆油田采气井管柱CO2腐蚀速度分布规律及影响因素分析

对大庆油田采气分公司升深2-17井CO2腐蚀后的报废油管管柱进行了现场实测,绘出了N80油管管柱CO2腐蚀速度随气井井深分布规律曲线,并对该曲线进行了理论分析;所得结论,对气井油管管柱CO2腐蚀的预测评估,以及采取相应的有效预防措施具有很大的指导作用。     

油气藏流体-CO2体系相行为的实验测定与计算

利用高压相平衡实验装置 ,对某油田F6 6A井和F30井的原油在油藏温度下注入不同量的CO2 (注入CO2 与油藏流体的摩尔比为 0～ 2 .0 0 )时的PVT关系进行了测定 ,共取得PVT数据点 16 5个 ,泡点压力点和体积系数点各 11个。实验结果表明 ,由于原始油样的组分结构和组成不同 ,其注气体系相行为有较大的不同。F6 6A井油藏原油的饱和 (泡点 )压力随着CO2 注入量的增加近似呈线性增加 ,而F30井的饱和压力和CO2 注入量之间呈二次曲线关系 ,上升速度比F6 6A井缓慢 ,注气体系的体积系数的增加速度与CO2 注入量近似呈直线关系。对油藏流体中各组分进行适当组合合并为假组分后 ,用PR和SRK状态方程对所测注CO2 原油体系的相行为进行了预测。结果表明 ,PR状态方程的预测精度优于SRK方程 ,但两者均不能用于计算高CO2 注入量时油藏流体的相行为     

高含CO2油田腐蚀环境下16Mn管线钢电化学腐蚀行为

油田开发生产中，高CO2环境会引起集输管线严重腐蚀。为了给高CO2环境腐蚀防护方案提供技术依据，通过动电位极化扫描和电化学阻抗测试研究了温度、溶解O2对16Mn管线钢在高含CO2腐蚀环境下电化学腐蚀行为的影响。结果表明：随着温度的升高，16Mn钢的腐蚀电位减小，腐蚀倾向性增强，但腐蚀电流密度大大减小，表现出较好的抗温耐蚀性能；同样温度下，16Mn钢在饱和O2环境中相比不含O2时极化曲线的腐蚀电流密度减小，交流阻抗谱的电荷传递电阻大大增加，且低温时更显著，表现出较好的低温抗氧耐蚀性能。     

20钢和16Mn钢在模拟CO2驱环境的腐蚀电化学行为

为提供CO2驱油环境中地面管线钢的选材依据,本文通过动电位极化曲线和交流阻抗谱研究了20、16Mn钢在模拟CO2驱溶液中的腐蚀电化学行为,并对数据进行了拟合分析。结果表明：在饱和CO2条件下,20钢在低温阶段易形成具有保护性的产物膜,而随着温度逐渐升高,产物膜变的疏松,腐蚀加剧;16Mn钢在中低温阶段,随着温度的升高,腐蚀加剧,饱和的CO2极大的促进了腐蚀的发生。     

化学镀Ni-W-P合金镀层的耐蚀性研究

通过正交实验,以沉积速率和腐蚀速率为指标,获得了优化化学镀Ni-W-P镀液配方。采用扫描电镜、X 射线衍射、能谱分析了镀层的微观形貌、组成及结构,研究了镀层在10%H2SO4＋30%HCl的耐蚀性能。结果表明,化学镀Ni-W-P合金镀层的耐蚀性能与镀层的非晶态结构、P和W的含量以及腐蚀介质的性质等因素有关,W对镀层获得非晶结构的作用要大于P的作用。     

频率对BG-P110油管钢腐蚀疲劳裂纹扩展的影响

油管服役工况下,受腐蚀介质和交变载荷的共同作用,腐蚀介质腐蚀油管内外壁而产生表面结构不连续。当有拉伸、弯曲、振动载荷出现时,表面结构不连续处会产生应力集中,发生腐蚀疲劳断裂失效。以宝钢BG-P110油管材料为对象,通过不同载荷频率下的疲劳和腐蚀疲劳裂纹扩展试验,分别测量大气和3.5 wt%Na Cl环境下的疲劳裂纹扩展速率。结合断口形貌和成分分析,分析频率对BG-P110油管材料腐蚀疲劳裂纹扩展的影响。交变载荷相同时,腐蚀环境加快BG-P110油管的疲劳裂纹扩展速率;腐蚀环境相同时,频率越低BG-P110油管疲劳裂纹扩展速率越大。     

盐粒沉降对Zn大气腐蚀的影响

使用石英晶体微天平(QCM)并结合红外透射光谱(IRTS)研究了海洋大气环境和工业大气环境对金属Zn在薄液膜下大气腐蚀的影响.QCM试验表明:研究的几种电解质中,NaCl对Zn的腐蚀最严重,其次是(NH4)2SO4,NaNO3较弱,Na2CO3最轻微.结合红外光谱对腐蚀产物的分析,阐述了各种不同电解质条件下的腐蚀机理.     

Effect of the frequency of high-angle grain boundaries on the corrosion performance of 5wt%Cr steel in a CO<Subscript>2</Subscript> aqueous environment

The corrosion behavior of 5wt%Cr steel tempered at different temperatures was investigated by immersion testing and electrochemical testing in a CO₂ aqueous environment. When the tempering temperature exceeded 500℃, the corrosion rate increased. The corrosion layers consisted of Cr-rich compounds, which affected the corrosion behaviors of the steels immersed in the corrosive solution. The results of electrochemical experiments demonstrated that 5wt%Cr steels with different microstructures exhibited pre-passivation characteristics that decreased their corrosion rate. Analysis by electron back-scattered diffraction showed that the frequency of high-angle grain boundaries (HAGBs) and the corrosion rate were well-correlated in specimens tempered at different temperatures. The corrosion rate increased with increasing HAGB frequency.     

碳酰胺复合驱吞吐井缓蚀剂优选评价

某西部油田碳酰胺复合驱吞吐井井筒温度最高可达260℃，CO₂分压预计为0.4 MPa，井筒管柱面临较高的腐蚀风险。为了解决井筒腐蚀问题，根据碳酰胺复合驱吞吐井井筒服役工况的特点，提出了一套适用于碳酰胺复合驱吞吐井的缓蚀剂优选评价技术流程。首先，对预选的缓蚀剂进行配伍性评价，然后，进行热滚耐温测试和电化学测试，优选出耐温性能和缓蚀性能良好的缓蚀剂，再采用高温高压釜模拟现场腐蚀工况对缓蚀剂防护效果进行评价；最后，结合碳酰胺复合驱吞吐井注-焖-采的工艺特点和不同阶段的腐蚀环境，确定了焖井降温阶段为缓蚀剂的最佳注入时机。研究结果表明，在温度180℃、CO₂分压0.4 MPa条件下，优选出的缓蚀剂XCN2-21可将N80管材的腐蚀速率降低至0.044 1 mm/a，满足油田腐蚀控制要求。     

湿H_2S环境中抽油杆用合金结构钢电化学腐蚀

在油气田腐蚀的诸多影响因素中,H2S是最常见和最有害的腐蚀介质.为了向油田选材和防腐实践提供理论依据,本文采用失重法和扫描电镜分析研究了抽油杆常用合金结构钢20CrMo,20Ni2Mo和35CrMo在不同浓度及温度下的H2S腐蚀行为.研究结果表明:(1)总体而言,随着H2S浓度的增加,材料的腐蚀速率均有所增加.但在100℃时20Ni2Mo对H2S浓度的变化不敏感,且在3种材料中平均抗腐蚀性能较好;在25℃时35CrMo材料在不同H2S浓度环境中具有较好的平均耐腐蚀性.(2)随着温度的升高,在3种材料的腐蚀速率有不同程度的提高.(3)在3种材料中,20CrMo的耐蚀性最差.     

H2S腐蚀下钻杆材料疲劳性能研究

钻井工程中的钻杆除了长期承受轴向压力产生的疲劳损伤外,还承受着油气的腐蚀环境影响,油气开采往往大量伴生着H_2S的产生。采用旋转弯曲疲劳试验机对钻井中常用的S135材料进行疲劳试验,同时参照NACE TM0177—2005标准进行H_2S腐蚀实验,腐蚀时间分别为48 h和96 h,并对腐蚀后的试件进行疲劳试验,并分别得出了S-N曲线。用扫描电镜对疲劳破坏后的断口进行观察,得出了不同腐蚀时间下的疲劳断裂机理。腐蚀介质对试件表面粗糙度的影响占据了疲劳寿命影响的最主要的因素,且随着应力的降低表面粗糙度对疲劳寿命的分散性影响逐渐增大。