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.     

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。     

超深缝洞型油藏氮气吞吐注采一体化技术研究

针对塔河油田注氮气吞吐采油过程中因施工压力高(井口注气压力设计大于50 MPa),给注气井口及注气管柱设计带来的技术难题,研究设计了耐高压、气密性好、能够实现注气、生产一体化的注采一体化井口及注采一体化管柱,满足了超深井高压安全注气和注气后不作业直接转抽生产的双重要求。大幅降低了施工作业成本,减少了因作业对储层造成的二次伤害。目前,现场已经推广使用28口井,全部安全无故障,取得显著效益。     

采空区开区注氮防灭火的数值模拟研究

用迎风有限元法求解了采空区气体渗流方程和氧气的渗流-消耗-弥散方程,用图象显示了注氮时采空区的流态、氧浓度分布变化的流体力学过程和注氮防灭火机理.注氮气能改变采空区的漏风流态,并以氮气等量抑制工作面向采空区的漏风,减少了向采空区的供氧.在采空区的入风隅角处顺流注氮,有利于氮气沿漏风流势移动.注氮流量与氧的惰化浓度线位置近似呈反比例关系.给出用数值模拟确定注氮流量的方法.图7,参8.     

泡沫排液采气井筒多相流机理模型

基于基本物理原理建立了适用于多种流型的泡排井多相流机理模型。首先,基于Mitchell 和Taitel 的实验成
果,将泡排井流型分为泡状流、段塞流、均质泡沫流和雾状流,建立了流型转换机理模型;随后,建立了各流型的压降
计算方法,其中泡状流、段塞流采用漂移模型描述,将均质泡沫流视为幂律流体处理,而雾状流简化为无滑脱模型处
理。和川南、鄂尔多斯39 口包含多种流型的泡排井测压数据对比,模型的相对误差仅为–0.55%。敏感性分析表明,低
气液比泡排井可能呈现泡状流或段塞流,适度注气可实现流型向泡沫流的转变,提高举升效率。     

缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

缝洞型油藏地质条件复杂,储层非均质性极强,虽然单井注氮气提高采收率矿场试验获得成功,但由于单井地质特征各不相同,使得注气效果差异大,注采参数需要进一步优化。为此,提出建立针对此类油藏的“一井一策”注气提高采收率技术政策,并以TA1井为例,在储层识别和预测基础上,构建储集体发育模式,采用“分类建模、分类数模”的方法再现油藏开发历程,表征剩余油分布特征,基于实体油藏模型优化转注时机、注气方式及注采参数。结果表明,TA1井洞顶存在5.28×10⁴ t剩余油,注入氮气能够形成次生气顶动用洞顶阁楼油,进一步提高油藏采出程度,基于模型确定最优转注时机为含水率93%时,注气方式为气水混注,周期注气量为60×10⁴ m³,注气速度15×10⁴ m³/d,焖井时间10 d,采液强度40 m³/d,预测增油2 496.0 t,该技术政策为注气方案编制和矿场实施提供了参考,实施后增油效果显著,推广到不同岩溶背景注气井均取得较好应用效果。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

玛湖致密砾岩注氮气驱机理及应用效果评价

针对玛湖致密砾岩储层采用的水平井+体积压裂衰竭开发,产量递减快的问题,分别在室内和现场开展了注氮气提高采收率研究。室内实验通过气驱相态、混相能力、驱油效果等方法评价了M区块的提高采收率潜力。实验结果表明,氮气在原油中溶解度小,驱油机理主要依靠自身的膨胀性驱油,且氮气的最小混相压力62.3 MPa,目前M区块很难达到混相驱。现场在玛湖油田M区块选择一个1注5采的井组开展注氮气先导试验,并取得了较好的效果。单井评价了产油量、油压、气油比、氮气浓度等4个参数指标的见效特征;井组分析了注气前和注气过程中产量的变化,累增油1 953 t。最后结合地质和工程认识,总结了影响注气效果的主控因素。本次注氮气应用效果显著,验证了致密砾岩储层水平井+体积压裂注氮气提高采收率是一项可行的技术。     

含CO2多相流相态的非均匀性对输油管冲刷腐蚀的影响

以研究含CO2多相流相态的非均匀性对输油管冲刷腐蚀的影响为目的,利用多相流环路实验装置进行冲刷腐蚀试验,并借助高速数字摄像系统观测多相流相态,考查石油多相混输管中的冲刷腐蚀与多相流的相态结构相关性.对水平管弹状流下的CO2腐蚀试验研究表明,水平管的底部较之于顶部有更为显著的冲刷腐蚀,这种冲刷腐蚀在管道上、下不同部位的差异性源于弹状流相态的非均匀分布.提出了含CO2多相流冲刷腐蚀的水动力学模型,模型计算结果表明,弹状流流型下水平管下部的冲刷腐蚀速率高于上部的冲刷腐蚀速率.水平管弹状流条件下腐蚀产物膜的磨损程度随流体速度的增大而增大.计算结果与试验观测相符,均表明多相流相态的非均匀性使管道下部更易遭受腐蚀损坏.     

流型、流态变化对含蜡热油管道设计计算的影响

含蜡热油输送管道的设计通常忽略流态流型转变的影响,按照我国常用的简化算法——平均油温法进行计算,会造成较大的计算误差.为精确计算热油管道输送过程中含蜡原油流态和流型的转变对含蜡热油管道设计计算的影响,对不同流态流型应用不同的摩阻计算公式,建立了热油管道温降和压降计算的数学模型,并进行了含蜡热油管道设计计算.计算结果表明:采用简化算法与精确计算相比有较大的误差,流态和流型的变化对沿线压降的影响较大.建议含蜡热油管道的设计计算中考虑流体流态和流型的变化.     

氯离子对石油测井仪器用Cr13不锈钢点损伤行为的影响

采用高温高压模拟环境装置和实时动电位极化和交流阻抗技术对石油测井仪器用Cr13不锈钢在模拟井下不同氯离子环境中电极的腐蚀失重和电化学行为进行了研究.实验结果表明,当地层水或者钻井液中氯离子浓度较高时,Cr13不锈钢表面的点损伤难以避免;随着氯离子浓度的升高,Cr13的均匀腐蚀速率增大,试样表面点蚀坑增多;局部氯离子以FeCl2和FeCl3形式吸附是造成钝化膜损伤的主要原因.应尽量减少仪器在含氯离子环境中的停留时间或提高材料等级.     

储气库注采井井筒温度场预测与影响因素分析

随着冬季对天然气需求的持续增加,对储气库的调峰能力提出了严峻的考验,注采井作为连接地面与地下的通道,井筒温度受注采周期的影响发生变化,如何准确的预测井筒内温度变化,对于预测环空压力、保证油管和套管安全、水泥环密封性和储气库运行安全至关重要。本文根据流体力学中质量守恒定律、能量守恒定律和动量定理,将气体的压强、温度、密度和流速进行耦合分析,利用显式四阶Runge-Kutta数值求解方法,输出油管内气体不同深度的流动参数,并对影响油管内气体温度的敏感性因素进行分析,得到了储气库注气过程、采气过程、关井阶段温度分布规律。结果表明注气过程井底处温度受注气量影响较大,注气时间和注气压力对井底温度影响较小;在采气过程,井口处气体温度随采气量的增加而增大,油管内气体压力由井底到井口逐渐减小,并且随着采气量的增加,减小趋势越明显;在关井初期,油管内气体温度变化速率较大,随着关井时间的持续增加,油管内气体温度逐渐趋于地层温度,并且越接近于井口气体温度变化速率越明显。     

大口径输油管道腐蚀及防腐层失效分析

对“庆—哈”输油管线管体进行腐蚀漏磁检测,管线腐蚀属于氧去极化腐蚀,主要形式为局部腐蚀。测试了管线经过地段土壤的土壤电阻率和管地电位等,土壤属于强腐蚀类。管线焊口部位的裂纹及残余应力及管道在穿、跨越附近侧下方土壤的氧浓差电池是引起穿孔的主要部位,而防腐层破损加上杂散电流作用是引起防腐层开裂主要原因。     

塔河油田某侧钻深井油管断裂失效原因

 塔河油田某稠油区高含CO₂及H₂S,某侧钻井在井下P110S 油管发生典型的断裂失效。为查明油管断裂原因,结合油管服役的井下工况条件,对断裂油管的化学成分、力学性能、金相组织、微观形貌进行测试及分析,对油管断裂部位的腐蚀产物进行了能谱分析。通过对断裂油管进行详细观测及试验分析,认为腐蚀是导致该井油管断裂的主要原因。通过对该侧钻井油管二种典型腐蚀特征的分析可知油管内壁以点状腐蚀为主,腐蚀机理为典型的CO₂电化学腐蚀;外壁主要为一侧分布的沟槽状腐蚀及坑蚀,腐蚀机理为低pH 值酸液条件下的电化学腐蚀及缝隙腐蚀。针对上述典型腐蚀问题,提出了针对性预防油管腐蚀穿孔的措施。     

锅炉省煤器管道损坏原因及其防治

省煤器管道出现腐蚀小孔造成泄漏而导致设备运行失效和管爆现象，本文分析了管壁失效的具体特征，并从电化学理论出发，提出产生该种失效形式的根本原因，即管内发生了吸氧腐蚀；阐述了吸氧腐蚀过程和机理．探索实际可行的防治措施。     

CO2吞吐井套管腐蚀规律及极限吞吐轮次研究

部分老油田进入高含水开发后期，为提高采收率，在注水开发中陆续配套实施了二氧化碳吞吐工艺，使得采出液中二氧化碳含量升高，对井筒管柱造成严重腐蚀，引起管柱强度降低，腐蚀穿孔甚至管柱断裂事故时有发生。为此，基于电化学腐蚀的热、动力学原理和管柱力学相关理论，结合现场实际工况，考虑温度、压力、含水率、CO₂分压、流速、井斜角、pH值等因素的影响，采用腐蚀预测模型计算得到了二氧化碳吞吐井不同阶段的腐蚀速度。建立了腐蚀后剩余强度计算方法及极限吞吐轮次计算方法，开展了大量模拟计算，得到了在该吞吐井腐蚀条件下注气、焖井、放压和生产4个阶段的套管腐蚀规律、剩余壁厚及该井的极限吞吐轮次。     

Flow-accelerated corrosion behavior of 13Cr stainless steel in a wet gas environment containing CO<Subscript>2</Subscript>

This work investigated the flow-accelerated corrosion (FAC) behavior of 13Cr in a wet CO₂-containing environment at different flowing gas velocities and impinging angles, with the natural-gas pipeline environment simulated by a self-assembled impingement jet system. Surface morphology determination, electrochemical measurements, and hydromechanics numerical analysis were carried out to study the FAC behavior. The results demonstrate that pitting corrosion was the primary mode of corrosion in 13Cr stainless steel. High-flow-rate gas destroyed the passive film and decreased the pitting potential, resulting in more serious corrosion. The corrosion degree with various impact angles showed the following order: 90° > 60° > 45°. The shear force and the electrolyte from the flowing gas were concluded to be the determinant factors of FAC, whereas the shear force was the main factor responsible for destroying the passive film.     

整体式Y型采气井口装置冲蚀规律及量化计算

 国内某油田在应用氮气欠平衡钻井技术以及钻油管技术过程中, 采用钻油管完井一体化井口装置。由于钻完井过程中气体流量大, 高速携岩气流容易造成完井井口装置的冲蚀磨损, 导致井口装置的承压能力下降, 造成井控风险增大, 极易诱发工程安全事故。本文结合冲蚀磨损仿真与缺陷量化计算, 定性、定量地探索整体式Y 型采油树井口携岩气体流动特性及缺陷深度随时间的变化关系, 计算得出不同采油树的安全生产时间, 为整体式Y 型采油树在高压高产气井的安全使用提供了理论依据。研究表明:同等工况条件下, 冲蚀深度随采气量的增大而增大, 随井口压力的增加而减小。     

基于双流体模型的人工煤气管道腐蚀预测

人工煤气管网中广泛存在的多相流动腐蚀是造成人工煤气管道减薄的主要原因。针对现有检测技术难以检测输送复杂介质管道的剩余壁厚的问题,以昆明市燃气管网为例,基于双流体模型进行人工煤气管网的多相流动分析,采用实验与理论研究相结合的方法,确定了人工煤气管道的腐蚀特征,计算得到管道的腐蚀情况,结果表明：管道腐蚀程度主要与持液率和CO₂分压相关;采用多相流动仿真模型平均腐蚀速率为0.054 3 mm/a,全动态多相流模拟的腐蚀预测结果存在明显误差;建立的人工煤气管网腐蚀速率预测模型误差平均值为8.9%,优于全动态多相流模拟多相流腐蚀预测结果。