韩城区块煤层气井井下管杆缓蚀剂研制

针对韩城区块煤层气井长期存在的井下管杆腐蚀问题,通过对现场采出气、液及腐蚀产物进行分析,判断韩城区块主要腐蚀因素为CO_2、H_2S在高矿化度环境下多组分协同作用。通过腐蚀失重法和电化学方法对缓蚀剂进行了筛选、复配及最佳添加浓度等实验研究,研制出了适合该区块的缓蚀剂。室内实验结果表明,该缓蚀剂在韩城区块腐蚀环境下取得了很好的缓蚀效果,使管材年均腐蚀速率降到0. 045 mm·a~(-1),能经济高效地解决该区块煤层气井下管杆腐蚀问题。     

煤层气井MCZ缓蚀剂体系的研制

鄂尔多斯盆地东缘某区块煤层气井采出液长期存在腐蚀性变化大(pH值:5~9)、H_2S及CO_2含量高、矿化度高(10~60 g/L)、Cl-含量高(7~30 g/L)等复杂状况,井下管杆腐蚀严重。通过分析各井所处的排采阶段、地层产出物(液、气)成分、管杆材质及位置深度、腐蚀产物成分等信息,将井下管杆的腐蚀因素分为CO_2、H_2S、O_2在高矿化度环境下多组分协同作用腐蚀,研究出了适合该区块不同腐蚀类型的缓蚀剂。采用静态腐蚀失重法和电化学方法对缓蚀剂进行了筛选、复配、配伍性及最佳添加浓度实验研究。结果表明:ODD和QY缓蚀剂的缓蚀效果最好,均达到90%以上,复配的高效缓蚀剂属于阳极抑制型缓蚀剂,不仅有效降低成本,而且对环境不会造成污染,适合与表面涂层防腐技术复合或单独使用,能经济高效地解决煤层气井下管杆腐蚀问题。     

用于CO_2注气驱的油井缓蚀剂加注工艺优化研究

吉林某油田CO_2注气驱油井受CO_2分压、温度、采出液含水率以及细菌含量等诸多因素影响,造成井下管柱的严重腐蚀。为减缓腐蚀,当前主要采用井筒加注咪唑啉缓蚀剂来保护油井井筒和井下设备。通过研究CO_2、SRB等多因素条件下的腐蚀规律和腐蚀主因素,从降低防腐蚀成本的角度考虑,考察了缓蚀剂类型、加药方式、加药浓度、加药周期对井下油套管腐蚀的抑制效率和长期有效性,并根据现场情况制定了合理的加药制度,提高了缓蚀剂的作用效率,延长其服役寿命,使区块整体腐蚀速率低于0.076 mm/a,实现了井下腐蚀的防护效率与成本的最优化。通过工艺优化,不仅延长井下设备的服役寿命,也降低了防腐蚀成本。     

一种抗CO2/H2S缓蚀剂的研制与应用*

针对靖边油田青阳岔区块油井管杆腐蚀严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,结果表明该区块油井管杆腐蚀主要是CO2和H2S共同作用的结果。室内利用咪唑啉和炔氧甲基胺合成了C17咪唑啉季胺化物;同时还优选了助缓蚀剂、分散剂等助剂,确定适当的加药方案。靖边油田青阳岔区块现场试验结果表明,油井采出液平均腐蚀速率由0.314 mm/年降至0.129 mm/年,总铁含量由22.5 mg/L降至1.1 mg/L,试验井年维护性作业井次,油管、抽油杆更换数量减少,说明油井腐蚀状况明显改善。     

一种新型冻胶酸缓蚀剂的研制

缓蚀剂是酸液中较为重要的一种添加剂,针对冻胶酸对油管、套管及井下金属设备的腐蚀,研究了一系列单一缓蚀剂的缓蚀效果,并通过复配得到高温复合型缓蚀剂—NKJ。静态腐蚀实验得到此复合型缓蚀剂在90℃、浓度为20％的盐酸的冻胶酸中的缓蚀率为98.0％,达到行业三级标准,高温高压动态实验得到该缓蚀剂平均腐蚀率为28.96 g/(m2•h),达到行业一级标准。     

油田CO2驱油气井防腐工艺优化

对油田CO2腐蚀机理及特征进行了分析。针对CO2注采油井的井下工况,对比分析了不同防腐工艺的优缺点,并从经济性和防腐效果两方面,设计并优选了不同的防腐工艺组合。研究结果表明：对于腐蚀环境恶劣、油藏注CO2开发周期长的井区,建议采用耐腐蚀合金油管;对于腐蚀环境程度不特别恶劣、油藏注CO2开发周期短的井区,使用普通碳钢油管加注缓蚀剂是较好的选择,也是目前我国大多数油田采用的CO2防腐措施。     

咪唑啉类缓蚀剂在油井腐蚀治理中的应用研究

大港油田南部地区，由于地层水矿化度高、硫化氢含量高，导致油井在生产过程中因腐蚀出现杆断、管漏现象，严重影响油井正常生产。通过对造成杆断、管漏等腐蚀因素进行分析和现场缓蚀剂试验评价，确定了最佳加药量和加药周期：现用的咪唑啉类缓蚀剂最佳缓蚀浓度为30～160 mg/L，加药周期可延长1～2 d。通过优化加药制度、延长加药周期，实现了油井腐蚀治理，延长了单井检泵周期。     

油井井下管柱腐蚀监测技术分析

本论文主要阐述油井井下管柱腐蚀监测技术的分析与应用。该腐蚀监测技术的原理主要是根据723分光光度计对油井中的铁离子含量进行测量，进而得知油井管柱的腐蚀状况，以便根据实际情况来进行腐蚀处理。该技术在实践中证明了可以有效的指导油井投加油井缓蚀剂治理腐蚀。通过实践表明，该技术在实际应用中能节约大约55%的缓蚀剂，极大的节约了生产成本。     

陇东地区煤层气井油管柱腐蚀机理研究

煤层气井油管柱腐蚀导致的管柱穿孔和频繁卡泵是制约陇东地区煤层气资源开发的关键因素，确定煤层气井油管腐蚀形貌特征与产物成分，查明其腐蚀机制对于气井管材选型、防护措施改进意义重大。利用扫描电镜（SEM）及二次电子图像（SE）、背散射图像（BSE）对油管柱腐蚀产物膜形貌进行微观表征，采用能谱分析（EDS）标定腐蚀产物元素类型及含量，并通过X射线衍射分析了腐蚀产物的矿相，在此基础上提出本区煤层气井油管腐蚀机理及防护措施：本区煤层气井N80油管钢在高矿化度Cl^-、HCO₃^-地层水环境发生强烈CO₂腐蚀作用，形成多层结构腐蚀产物（FeCO₃）膜，由于腐蚀产物膜与金属基体结合强度低，在井筒流动介质冲刷下易发生剥离，且腐蚀产物膜疏松多孔致密性差，Cl^-易穿过产物膜接触金属基体，形成自催化腐蚀电偶，加速局部阳极溶解，生成大量点蚀坑，加剧了腐蚀穿孔伤害程度。选择含3% Cr油管材、加缓蚀剂（原油）与射孔完井是实现本区煤层气井油管柱整体腐蚀防护的可行措施。     

湿相CO2环境管道内沉积物及对腐蚀影响的定量化研究

 为研究湿相含CO₂腐蚀环境下管道底部沉积物对腐蚀的影响,在管道内底部湿相盐水成分分析的基础上,分析沉积物结垢趋势,研究管道内沉积物形成及类型。应用电化学噪声技术和金相分析法对湿相CO₂环境下20^#低碳钢无、有沉积物覆盖下的电位噪声、电流噪声及噪声电阻等腐蚀相关参数进行测试,对腐蚀形貌进行观察。结果表明,湿相CO₂环境下有沉积物相比无沉积物覆盖的20^#碳钢电流、电位噪声随时间变化曲线波动性大,噪声电阻的倒数降低87.5%~95%。通过室内及现场实验测试20^#低碳钢监测挂片定期清除沉积物、缓蚀剂防护条件下腐蚀失重及点腐蚀参数,得出定期清除沉积物及缓蚀剂防护能分别降低20^#碳钢均匀腐蚀80%、43%,点腐蚀速率57%、92%。     

韩城北部矿区3#煤煤层气赋存规律研究

文章从煤层气成分、赋存状态、甲烷含量及压力等方面对韩城北区３＃煤煤层气的赋存规律进行了详细分析与总结,揭示出褶皱构造等４个因素是控制３＃煤层甲烷大小的主要地质因素。研究成果为矿区煤层气勘探、开发及定量预测提供了依据。     

韩城北部矿区煤储层渗透性分析

从孔隙结构，煤体结构及煤层割理三方面，对韩城北部矿区煤储层的渗透性进行了分析，得出２＃煤层的渗透性较好，其次为３＃煤层，１１＃煤层较差。煤储层渗透性好的地段在地质构造简单、所受挤压剪切应力小、煤体破坏轻微、煤质优良的地方。     

渭北盆地韩城开发区煤层气储层特征分析

以韩城开发区高煤级煤储层为例,分析了该区煤储层生气地质条件、煤储层物性特征。研究结果表明,本区煤层气赋存条件良好,煤级高,生气能力大,勘探开发潜力大;煤储层物性条件良好,储集性能好;煤层内生裂隙发育,连通性较好,孔隙以微孔占据主导地位,孔径介于1～100nm的占总孔容71.44%～88.15%,孔隙度普遍小于7%;煤比表面积、孔容等孔隙参数表现出强烈的不均匀性;煤储层压力以欠压为主,局部存在高压储层,渗透率分布具有典型的非均质性;煤层吸附能力大,含气量较高。总体上,该区地质和储层特征参数有利于煤层气富集和高产。     

煤层气井产气规律及产能影响因素分析

煤层气是一种重要的非常规资源。煤层气的开采首先需要将储层中的水排出,降低储层压力使吸附气解吸产出。采用数值模拟方法分析了煤层气压降开采过程,并利用实际储层特征建立地质模型,对单井生产历史进行拟合,拟合效果较好。应用上述所建立的模型分析了裂缝渗透率、孔隙度以及最小井底流压对煤层气井产气变化规律以及峰值时间的影响。     

注烟道气提高煤层气采收率(CO2-ECBM)的可行性分析

CO2-ECBM技术是随着煤层气资源的大量开采和对温室效应的逐渐关注提出和发展起来的.应用CO2-ECBM技术可以提高煤层甲烷的采收率,为人类提供更多的清洁能源,同时又可以埋藏大量烟道气CO2,减少温室效应,具有环境效益.此外,本文给出案例分析了CO2-ECBM技术的发展前景.     

单井间歇注气开采煤层气生产过程分析

描述了注气开采煤层气生产过程,分析表明间歇注气生产模式的增产机理主要是竞争吸附置换,而边注边采生产模式主要是驱替;反映基质孔隙扩散能力的综合传质系数不仅影响煤层气井的生产能力,而且影响矿井煤与瓦斯的突出;建立了单井间隙式注气开采煤层气的扩散渗流数学微分方程组;注气过程和采气过程渗流方程式形式相同,但质量源的流向不同,生产井内的边界条件不同.     

利用排采数据计算煤层渗透率的方法

为了更加准确的计算排采过程中煤储层渗透率的变化,考虑生产过程中外在产量数据对煤层内在渗透率的反映,在物质平衡方程、产量方程的基础上建立了利用生产数据反求煤层渗透率的方法。利用物质平衡方程对生产中储层的平均压力进行计算,纯产水阶段引入无量纲产水指数对产量方程进行转换。气水同产阶段则利用气水产量比进行转换,从而消除泄流半径、表皮系数等不确定因素对计算的影响。通过理论推导得到渗透率与地面累积产液量的关系可以用一元三次方程描述。对沁水盆地煤层气井进行计算,得到煤层渗透率呈先降低后上升的趋势。对计算结果进行分析得出,储层渗透率在排水阶段后逐渐增加,但渗透率增长率呈现降低的趋势,渗透率比与地面累积产液量呈较好的一元三次多项式关系,这与理论数学关系相吻合。     

鄂尔多斯盆地DJ区块煤层压裂主控因素及最优区间

鄂尔多斯盆地DJ区块煤层气储量大,但受地质及工程条件的影响,区块单井产气量存在明显的差异。基于区块煤层气地质及工程生产数据,首次将随机森林(random forests, RF)与交叉验证(cross validation, CV)相结合应用于煤层气领域,并利用RF-CV从地质和工程两方面筛选了影响日均产气的主控因素。为进一步验证该方法的准确性,利用随机森林回归算法预测煤层气井的产气情况,测试井的决定系数R~2=0.85,预测效果较好并验证了RF-CV方法的准确性。基于熵值法(entropy method, EM)的逼近理想解排序法(technique for order preference similarity to ideal solution, TOPSIS)对DJ区块127口井的产气效果进行综合评价,选出相对贴近度前12的井,利用统计分析法对优选的井与全部井进行了对比分析,确定了工程主控因素的最优区间,研究结果对煤层气井的压裂规模优化和有效开发提供了借鉴。     

新疆阜康市阜试1井煤层气产气分析及小井网布设建议

本文通过对新疆阜康市东40km处白杨河西阜试1井钻井、排采情况的分析,44号煤层洞穴完井和42号煤层高能气体射孔压裂效果不明显,导致该生产试验井产气量很低。本文建议对阜试1井采用清水加沙压裂,以提高其产气能力,并根据高倾角地层的特点,提出布设"梯形井网"的方式,来提高综合产气能力。     

新集矿区煤层气地面开发技术探讨

作为国家煤层气示范开发区,针对新集矿区的地质条件及煤层气储存特点,选用地面垂直井开发煤层气的工艺技术,通过开发试验现场的“1+3”井组工程的三口试生产井,成功地产出了煤层气,获得了单井最大日产气量3 728 m3,排采三年后日产气量仍维持1 000m3.对其中的钻井、储层保护、水力压裂、排水、采气方面的关键技术的研究和...