川东含硫气田气井井下管柱腐蚀特征分析

针对川东地区含硫气田井下油管所处腐蚀环境和现状,通过对目前井下生产管柱的基本情况和腐蚀影响因素的分析,结合近年取样井油管腐蚀分析所取得的研究成果,并对目前气井井下油管生产适应性进行了深入探讨,总结出目前气矿油管腐蚀现象的基本特征。     

中原油田文23气田气井腐蚀因素研究

通过对气井水分析、气分析和腐蚀速度测试 ,研究了中原油田文 2 3气田气井腐蚀的主要原因。结果表明 ,气井的腐蚀主要是由于CO2 的酸性腐蚀所引起 ,而H2 S和细菌腐蚀并不严重。产量大、压力高的气井腐蚀较严重 ,应采取防护措施     

重庆气矿气井腐蚀现状及防腐对策

由于天然气中含有H2 S、CO2 、水等腐蚀性介质 ,井下油管会发生严重的腐蚀破坏。针对重庆气矿气井腐蚀现状 ,在分析影响井下油管腐蚀因素的基础上 ,提出在现有条件下 ,气井防腐除选用抗硫耐腐蚀材料外 ,最经济有效的措施是加注适宜的缓蚀剂 ;并就重庆气矿气井缓蚀剂保护技术、气井防腐管理和后续防腐工作提出了建议 ,形成有针对性的气井防腐对策 ,用以指导日常气井防腐工作 ,确保气田高效、稳定生产。     

CO2对气井油管腐蚀机理及防腐措施

本文从川西合兴场气田须二气藏开发期间，ＣＯ２对气井油管严重腐蚀的实例分析中，探讨ＣＯ２对油管腐蚀机理是由于气井产出的天然含ＣＯ２气体较高、又产地层水，天然气中的ＣＯ２与地层水反应生成高浓度的碳酸。碳酸对油管有腐蚀作用，其腐蚀强度的大小与地层压力、加强ＣＯ２腐蚀的现场监测以便及时采取相应的工艺措施。     

建南气田油管选型技术

建南气田是江汉油田分公司唯一一个生产气层气的单位，部分气藏H2S浓度高（高达60g／m^3），同时含CO2，油管在井下极易腐蚀，从而导致安全事故和经济损失。该气田以前从未系统地开展过油管选型方面的研究，管柱腐蚀严重，部分气井油管下井不到一年便腐蚀断脱。通过对当前井下管柱腐蚀原因的分析，结合油管挂片和拉伸试验研究成果，优选出适合于建南气田自身特点的油管，为气田安全生产起到良好的促进作用。     

从油管的腐蚀特性看磨溪气田防腐的途径

文中从分析磨溪气田雷一￣１气藏生产气井入井油管的腐蚀特性出发，结合气藏特性，指出气井宜用小油管生产；对渗透性好、产能较高的气井要增大压差生产；实现气井连续排液是磨溪气田降低腐蚀程度的关键。     

子洲—米脂气田气井腐蚀防护技术研究

通过介绍子洲-米脂气田近年开展挂片试验、不压井腐蚀检测、起出油管腐蚀调研等气井腐蚀防护研究,确定子洲-米脂气田腐蚀轻微,现用缓蚀剂加注制度可以满足气井腐蚀防护需求,并可以进一步优化加注制度。同时,文章对子洲-米脂气田气井缓蚀剂加注制度进行优化,确定更合理的腐蚀防护方法,以满足气井腐蚀防护需求。     

鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S（平均691 mg/m³）、CO₂（5%）等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律,利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MID K等仪器组合采取绳索作业方式,对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业,结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H₂S和CO₂含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重,产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重,严重腐蚀井段主要集中在油管中下部;在0～2 000 m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展,2 000 m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况,从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施,油管腐蚀情况大为减轻,局部最大腐蚀速率由3.67 mm/a降至0.11 mm/a,确保了产水气井正常、安全生产。     

恶劣环境气井井下油管的相变诱导腐蚀研究

井下油管的使用寿命和性能与勘探开发和油气田经营效益密切相关，对于含硫气田，还有可能导致重大安全事故和环境问题。而过去的腐蚀机理研究主要集中在化学腐蚀和电化学腐蚀方面，对金属腐蚀类型、腐蚀产物膜的生成与破坏等研究较多。同一口井中处于相同腐蚀环境下井下油管各部位的腐蚀差异较大，这是由于环境因素造成的。为此，从环境因素（井下油管内的油、气、水三相的相态变化）探讨了恶劣环境下气井井下油管的腐蚀受产出流体的组分、温度、压力、油管性能等多方面影响，并针对特定的情况进行了分析。其研究成果有助于相关的决策部门和设计部门找到井下油管严重腐蚀的部位并设计合理的油管组合，可防止或减轻由于腐蚀、冲蚀等对油管造成的严重损坏，大大减少油气井的维护费用，从而取得良好的经济效益。     

酸性气藏气密封油管扣合金油管作业推荐做法

由于投产作业时下入气密封油管扣(BGT)合金油管作业不规范,导致松南气田部分气井管柱漏失,含CO_2的产出气进入环空,导致套压异常升高问题,对生产套管、采气树和工具存在酸性腐蚀,影响安全生产及有效开发。通过对生产井进行统计和分析,对现场操作进行了调查和跟踪,结合BGT合金油管作业技术要求和同类气田下油管的操作方法进行了研究和探索,提出BGT合金油管推荐操作方法,现场应用效果良好。     

材料在酸性气田服役中失效的分析评价技术

酸性气田由于工况复杂、腐蚀环境差异较大,服役的管线和设备材料易发生不同形式的失效,例如地面管线破裂、井下油管穿孔、井口阀门内漏等,这就迫切需要分析管线和设备的失效原因,并提出有针对性的应对措施,为下一步腐蚀控制措施的制定提供技术支撑。建立了酸性气田用材料失效评价方法,对不同典型管线和设备的失效案例进行分析,最终形成酸性气田管线和设备失效评价技术。     

油井腐蚀监测技术与防腐蚀

中原油田油井腐蚀严重,据估算,每年因腐蚀报废的管、杆、泵等直接经济损失就达4000多万元;因腐蚀导致的油井停产、作业等造成的损失,更是难以估计。为解决油井腐蚀难题,对中原油田采油一厂油井腐蚀现状进行了分析,对油井腐蚀监测技术和监测结论进行了介绍,对造成油井腐蚀的因素进行了详细分析,并提出了一系列油井防腐蚀对策。     

牙哈YH301井油管腐蚀失效研究

通过理化性能检测评价和采用扫描电镜微观分析方法,对YH301天然气井油管公螺纹根部产生的腐蚀穿孔、公螺纹根部外表面产生的周向环状腐蚀沟槽和油管内外表面产生浅白色结垢层进行分析研究.结果表明,该油管的材质符合API相关标准;腐蚀穿孔首先是点状机械损伤,而后是由外向里引起的严重的局部腐蚀;周向环状腐蚀沟槽是接箍处缝隙腐蚀引起的;油管内的严重结垢是腐蚀穿孔后环空液进入油管内与气相中CO2作用所形成的;油管外表面的结垢是管内部分气相窜入管外与环空液作用所形成的;管体产生的腐蚀产物主要是FeCO2和Fe3O4.     

某生产井定位密封穿孔失效原因分析

针对某油田生产井起出井下管柱作业时发现定位密封处发生穿孔现象,通过宏观分析及测量、理化性能分析、显微组织观察、腐蚀行为分析等方法,对该井定位密封失效原因进行研究。结果表明,短节与油管的化学成分检测结果均满足API SPEC 5CT标准对N80的要求,而定位密封各部位材质不一致,分别为1Cr、13Cr材质,且13Cr材质硬度较高;含砂采出液经油管进入定位密封内部后,受扩径紊流影响,介质集中对定位密封底部形成冲刷,由于13Cr材质耐磨性、耐蚀性均优于1Cr材质,导致1Cr材质冲刷腐蚀严重,进而发生穿孔。建议严格控制管柱各部位材料质量,控制采出液中含砂量及CO2含量,以预防该类失效的再次发生。     

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川东气田在开发含酸性气体（硫化氢、二氧化碳等）腐蚀介质的油气构造中,油管腐蚀问题十分突出。由于油管在井下所处环境十分复杂,腐蚀影响因素众多,因此产生的腐蚀现象千奇百怪,不胜枚举。怎样从这些花样繁多的腐蚀现象中,总结出油管腐蚀发生与发展的变化规律,是解决油管腐蚀问题的关键环节。本文利用生产现场实际资料的归纳整理,结合机理分析,阐述了川东气田油管腐蚀现象的基本特征,为指导油管防腐工程实践提供了可靠的依据。     

气井生产过程中碳钢管柱CO2腐蚀规律

掌握气井稳态生产过程中CO₂对碳钢管柱沿井深方向的腐蚀规律才能更好地确定油气田开发和实施方案,预防和降低管柱腐蚀失效事故。根据质量守恒、动量守恒、能量守恒以及非理想气体状态方程建立了地面稳态生产条件下管柱内热流耦合计算模型,并与实测结果进行了对比研究。以Norsok模型为基础,根据实际生产用管材等建立了相应的修正表达式,并进行了实例验证。研究了CO₂摩尔分数、井筒总体传热系数,管柱内半径和日产量对管柱腐蚀速率的影响。研究表明,建立的热流耦合模型和腐蚀预测模型计算精度满足工程需要;地面日产量越大,井深方向管柱内天然气密度、速度、温度越高,而压力越低;增加CO₂摩尔分数和地面日产气量、降低井筒总体传热系数和管柱内径均可引起管柱最大腐蚀速率出现的位置向井口方向移动,并且日产气量和井筒总体传热系数的影响更为明显;沿井深方向上,管柱腐蚀速率变化分为4个阶段,且不同影响参数变化时,腐蚀速率的影响规律不尽相同。     

IMC-80BH型气井缓蚀剂应用效果评价

通过气井井筒腐蚀检测发现,靖边气田产水量较大的气井井筒腐蚀较为严重,个别气井油管出现了腐蚀穿孔、断脱等现象。井筒定期加注缓蚀剂具有效果好、易操作、费用低等特点,是气田最常用的防腐措施。为减缓靖边气田该类气井井筒腐蚀,延长井下管柱寿命,在对13种不同类型缓蚀剂进行室内评价和筛选的基础上,对优选出的IMC-80BH型缓蚀剂在现场开展了推广应用。本文介绍了该型缓蚀剂现场评价的方式及效果,现场评价试验结果表明:IMC-80BH型缓蚀剂能够有效抑制产水气井井筒的局部及整体腐蚀程度,缓蚀性能较好。     

中原油田气举井油套管腐蚀原因分析

采用Ｘ射线衍射分析、电子探针显微分析和硫酸盐还原菌分析检测,对中原油田气举井文１３－１２７井套管及文１３－２５７井油管管材、腐蚀产物和两口井的水质进行了检测分析并做了窝蚀试验。结果表明,中厚油田气举井产出水高矿比度及含ＣＯ２是发生瘸蚀的主要原因;油管螺纹处存在缝隙、套管钢材中夹杂物的局部分布及流体冲刷是加剧油套管局部腐蚀穿孔的另一原因。采取涂防腐螺纹油和在油井环空投加缓蚀剂已见到明显防腐效果。     

东海超深大位移气井完井技术实践

东海P-1井利用老井侧钻开发边际油气藏，具有井深大、水平位移大、大斜度稳斜段长等特点。为解决大位移井完井作业中因井筒条件限制，净化清洁难度大、井筒摩阻大、射孔校深难度大，施工风险高、常规管柱结构设计难以满足操作安全可靠的要求等问题，通过对井筒清洁技术、高效润滑技术、射孔校深技术和管柱优化的研究，有效清洁超深大位移井井筒，降低井筒摩阻，解决射孔校深难题，实现气井管柱密封评价和封隔器安全坐封。现场应用表明，东海超深大位移井完井技术可行，实现了边际油气田的低成本开发。