酸性气田集输管材的选用

酸性气田在气液混输工况下,碳钢管道腐蚀较为严重。结合腐蚀机理及现场经验,对碳钢、316L不锈钢、2205双相不锈钢、825镍基合金和双金属复合管等管材在酸性气田集输的适用性进行了分析,得出结论:316L不锈钢适用于限制条件范围内的含CO2工况,而在各类含H2S工况,316L不锈钢适用性较差;2205双相不锈钢适用于各类含CO2工况,2205双相不锈钢不适用含H2S工况;825镍基合金耐蚀性能最好,适用于各类酸性气田集输工况。最后结合经济性分析结果,按工况分类提出了酸性气田集输管材的选用建议。     

镍磷镀油管及其配套防腐工艺

对油田注水井腐蚀严重这一情况,我厂进行了注水井井下防腐工艺技术的研究工作。镍磷镀油管及其配套防腐工艺技术,是应用镍磷镀油管减少油管的腐蚀,并用环空保护液对套管进行防腐,确保井下管柱正常工作,通过现场应用,认为镍磷镀油管可延长油管使用寿命２￣３年。镍磷镀油管防腐与环空保护相配套,可有铲地防止注水井油套管的腐蚀。特别对于分注井井下管柱,该工艺的使用可减少井下事故的发生,保证了注水井正常工作,提高了注水     

普光高酸性气田井筒管材及完井方案优选

四川盆地普光气田属于高含H₂S和CO₂的碳酸盐岩过成熟酸性气田,存在气藏压力高、埋藏深度大、地质构造复杂、腐蚀严重、易喷易漏、安全风险高等开发难题。为解决上述难题,实现气田的安全高效开发,在深入调研国内外高含硫气田完井技术现状的基础上,分析了硫化氢、二氧化碳以及氯离子等对井下管材的腐蚀方式,提出了管柱腐蚀的防治措施：①采用防腐蚀管材;②注入缓蚀剂;③将上述两种方式综合应用。进而设计了3种完井方案：①高镍基合金完井;②高镍基合金与高抗硫材质组合完井;③高抗硫材质完井。经分析对比,最终确定采用镍基合金和高抗硫钢套管组合,配合镍基合金油管和永久式封隔器的完井方案;射孔后下酸压-生产一体化完井管柱,酸化压裂后投产。该方案成功解决了气井酸压、生产、防腐蚀等问题,具有防腐性能优越、后期维护成本低、管柱有效生产时间长、安全系数高等特点。     

高温酸性气藏油层套管选材探析——以四川盆地元坝气田为例

四川盆地川东北地区元坝气田钻井完钻井深度都大于7 000 m,其主力二叠系上统气藏高温且含H₂S和CO₂,气井的油层套管选材困难。通过Corrosion Analyzer软件模拟,初步明确了该气藏的腐蚀规律,即温度小于60 ℃条件下主要以电化学腐蚀为主,大于110 ℃表现为电化学腐蚀与点蚀共同作用;井筒pH值较低,从井底到井口模拟的pH值均小于3;在井筒压力范围内,压力的变化对电化学腐蚀的影响不大。通过对国内外相似气藏的油层套管选用情况,以及110SS和镍基合金套管腐蚀室内实验结果的分析,结合行业标准对酸性介质气藏油层套管材质选择的有关规定和气藏实际情况,推荐了适合该气藏的油层套管材质：油层套管尽量选用低钢级材质,封隔器预计座封井段及以下选用高镍基合金材质,并必须保证封隔器预座封井段的固井质量。     

垦利油田群海水提升泵材质选择

海水提升泵为海上平台重要的设施,已得到广泛应用。由于高盐、高腐蚀性的海洋环境,对海水提升泵的材质提出了严苛的要求。镍铝青铜和超级双相不锈钢都是十分优秀的抗海水腐蚀的材质,在海水提升泵的材质选择中,均有广泛应用,应根据使用工况综合考虑。     

大庆深层气完井管柱CO2腐蚀防护技术

针对大庆深层气田具有埋藏深、温度高、产出气含CO₂的特点,且CO₂分压多在0.2 MPa以上,井下油套管处于严重腐蚀状态。通过室内高温高压腐蚀评价实验,探索出P110管材在中等温度（60¹00℃）条件下,局部腐蚀敏感性加强,出现明显的蚀坑形态。探索出在高温条件下13Cr-P110组合存在低电偶腐蚀,电偶腐蚀速率低于0.1 mm/a。并结合现场挂片腐蚀监测,建立了CO₂局部腐蚀速率三维发展模型,实现了局部腐蚀的定量计算分析。依据大庆深层腐蚀特征以及气井生产特征,兼顾气井安全与经济性,建立了全井13Cr、套管组配、缓蚀剂为主腐蚀防护技术,形成了3类6种完井工艺系列,保障气井管柱在10年生产周期内经济、安全生产。     

超级13Cr油套管在含H2S气井环境下的腐蚀试验

近20年来,在国内外H₂S/CO₂共存环境、高含Cl^-的深井或复杂水平井中,为保障井筒寿命并控制耐蚀合金管柱成本,超级13Cr不锈钢油套管的应用逐步增多,而ISO等标准中对于超级13Cr油套管的适用条件规定严格,特别是在超级13Cr的抗硫化物应力开裂影响因素方面,不同学者研究认识不统一。为此,模拟陕北某区块含H₂S气井腐蚀环境,利用电化学系统和高压腐蚀测试系统,评价了超级13Cr油套管的电化学和抗硫化物应力开裂能力。结果表明,在模拟环境下的超级13Cr电化学腐蚀速率为0.01 mm/a,而传统13Cr的腐蚀速率为0.26 mm/a。同时在抗硫化物应力开裂试验中,加载80% AYS和90% AYS下的超级13Cr没有出现NACE标准溶液试验下的开裂问题。该结果为类似气井环境下的超级13Cr应用提供了一定的参考。     

酸性油气井用油套管选材与评价方法

介绍了相关国际标准对包括低合金抗硫管、马氏体不锈钢、镍基合金在内的酸性油气田用油套管钢使用极限和评价方法的相关规定,同时也介绍了宝钢在模拟油气田实际工况条件下各类油套管钢使用极限方面的研究进展和使用经验,并对相关标准的模糊之处进行了解读和补充。     

文昌10-3气田超临界CO_2腐蚀与油套管防腐选材研究

在模拟文昌10-3气田超临界CO_2腐蚀环境下,采用高温高压反应釜研究了碳钢、普通马氏体不锈钢和超级马氏体不锈钢的腐蚀行为,借助扫描电子显微镜分析了以上材质的抗点蚀特性。结果表明:在超临界CO_2腐蚀环境中,碳钢无法满足要求;在连续的CO_2相中,普通马氏体不锈钢VM13Cr会发生点蚀;在连续的水相中,超级马氏体不锈钢HP2-13Cr表现出了较好的耐点蚀性能。同时,为文昌10-3气田井下管柱设计了防腐材质。     

冲洗验封一体化技术的研究与应用

开发进入中、后期的油田,经常发现井下出砂、管柱结腊、结垢现象和管柱腐蚀或磨损等现象。 一些
常规的井下作业,如：注水井换管柱、生产井转注、生产井分采等作业中,如要保证分层注水或分层开采,必须采取
冲砂洗井、封隔器密封筒及胶皮验封等措施。传统的防砂管柱内冲洗、验封的作业方法是先下一趟管柱冲洗、再下
一趟管柱验封。创新性研究的“冲洗、验封一体化管柱及工具”。可一趟管柱完成全井筒冲洗和井下不同层位的验
封作业,一改以往下两趟管柱的作业程序,大大缩短单井作业工期,降低作业成本。目前全球处于低油价时期,此
项技术可靠实用,在作业中“降本增效”作用显著,且后续应用广泛。     

油套管力学-化学腐蚀规律分析

从金属的力学-化学腐蚀原理出发,分析了应力对油套管腐蚀的影响规律,结果表明:腐蚀模拟试验中利用N2补压至地层压力在试样上产生的正压力对腐蚀的促进作用很小,可以不予考虑;油套管防腐设计中,管壁表面的液柱压力产生的径向应力对腐蚀的促进作用很小,而内压、外挤等载荷作用在管壁上的应力对腐蚀起到明显促进作用;三轴应力条件下力学因素会对油套管寿命预测结果产生较大影响,不考虑应力对腐蚀的促进作用所预测的油套管寿命延长46.7%。这些研究结果对于具有复杂地应力特征的腐蚀性油气田井下管柱类型(材质、钢级与壁厚)优化设计具有指导意义。     

普光高酸性气田井简管材及完井方案优选

四川盆地普光气田属于高含H2S和CO2的碳酸盐岩过成熟酸性气田,存在气藏压力高、埋藏深度大、地质构造复杂、腐蚀严重、易喷易漏、安全风险高等开发难题.为解决上述难题,实现气田的安全高效开发,在深入调研国内外高含硫气田完井技术现状的基础上,分析了硫化氢、二氧化碳以及氯离子等对井下管材的腐蚀方式,提出了管柱腐蚀的防治措施:①采用防腐蚀管材;②注入缓蚀剂;③将上述两种方式综合应用.进而设计了3种完井方案:①高镍基合金完井;②高镍基合金与高抗硫材质组合完井;③高抗硫材质完井.经分析对比,最终确定采用镍基合金和高抗硫钢套管组合,配合镍基合金油管和永久式封隔器的完井方案;射孔后下酸压—生产一体化完井管柱,酸化压裂后投产.该方案成功解决了气井酸压、生产、防腐蚀等问题,具有防腐性能优越、后期维护成本低、管柱有效生产时间长、安全系数高等特点.     

庆深气田耐蚀材质抗应力腐蚀开裂性能室内评价

针对庆深气田集气站加热炉换热盘管材质高温、高含CO_2和Cl~-的典型工况条件,对13Cr不锈钢、316L奥氏体不锈钢和2205双相不锈钢三种材质进行了抗应力腐蚀开裂性能室内评价实验,明确了实验材质腐蚀的主要类型以及腐蚀形成与温度、CO_2分压和Cl~-浓度的相关性。实验结果表明,13Cr不锈钢可以作为庆深气田地面系统中分离器、脱水装置等关键设备的选材;316L不锈钢不宜作为加热炉的材质,但是可以应用于分离器、脱水装置、脱碳装置等设备;2205双相不锈钢可用于庆深气田加热炉换热盘管中。     

地下储气库套管和油管腐蚀选材分析

调研国内地下储气库井下环境和现有标准发现,各储气库套管和油管选用的材质差异较大,而导致这种选材差异的主要原因是标准不适用。鉴于此,提出储气库管柱选材应考虑低含水工况和材质匹配性,同时进行了汽液两相下高温高压腐蚀试验和电化学试验。试验结果指出:地下储气库生产套管和油管的腐蚀选材要求不同,生产套管应按照100%液体环境选材,油管应按照低含水工况选材。通过系列管材电化学试验,形成了考虑自腐蚀电位差的管材匹配选用图版,改变了井下管材任意匹配使用的做法,提出了选用要求,即管柱选材时,应尽可能在同一电位区域内选择,若要跨区域且电位差超过200 m V,则需要保证合适的阴极/阳极面积比。研究结果为我国储气库建设提供了技术依据。     

罗家寨气田飞仙关气藏高酸性气井完井工艺技术实践

高酸性气井中的硫化氢与二氧化碳对油管、套管产生严重的腐蚀，威胁着气井的安全生产，完井方式选择不当也会加剧这种腐蚀。通过国内外调研，提出了一种采用材质防腐的完井方式，该完井方式通过采用永久式封隔器、特扣内衬油管和不锈钢井口来达到使酸性气体与井下生产管串隔离的目的，从而防止油管、套管腐蚀，并延长气井的免修期，可在高酸性气田推广这种完井方式.     

316L换热器管板与SAF2505型超级双相不锈钢钢管的焊接

介绍了316L换热器管板与SAF2505型超级双相不锈钢钢管焊接方法、焊接工艺参数、焊前准备和焊后处理,探讨了SAF2505超级双相不锈钢为管束材质时焊接接头的性能,通过对该焊接接头金相组织的分析,讨论了SAF2505超级双相不锈钢钢管在换热器生产中应用的可行性。     

110ksi级钛合金油管耐蚀性能研究

针对钛合金在油气井环境下面临的腐蚀问题,通过开展模拟油田腐蚀工况下应力腐蚀及不同温度条件下酸化液中失重试验,同时开展与镍基合金管材的缝隙腐蚀和电偶腐蚀等系列试验,采用扫描电子显微镜、XRD等方法观察试样形貌和腐蚀产物,评价钛合金油管的耐腐蚀性能。结果表明,在苛刻腐蚀工况(溶液介质：5 MPa H₂S+11 MPa CO₂+10%Cl^-)及NACE TM 0177标准A溶液下,采用四点弯曲的试验方法,加载应力为758 MPa,经720 h后试样未发生断裂且无应力腐蚀裂纹,表明该钛合金管材应力腐蚀敏感性较低。在两种浓度为0.1 mol/L的酸化液中,随着试验温度从室温升至160℃,钛合金管材腐蚀速率均逐渐增大,且腐蚀速率在胶凝酸中低于在转向酸中;与镍基合金管材对比,钛合金管材具有更优异的抗点蚀和抗缝隙腐蚀;在模拟苛刻腐蚀工况下,钛合金管材分别与625和825镍基合金偶接后均未出现明显的电偶腐蚀效应导致加速腐蚀现象。     

塔里木超深井试油测试过程中酸化压力分析对管柱安全影响

塔里木深井及超深井储层通常埋藏深,压力温度高,在试油测试过程中工况变换频繁,致使井下管柱
及工具受力复杂,为了了解酸化动态压力变化对管柱的安全影响,文章着重论述了三种酸化摩阻压力预测分析方
法,并对不同方法计算结果对管柱受力变化的影响进行了对比,结果表明酸化施工泵压和排量对管柱安全影响大,
从而进一步说明准确预测分析酸化动态压力对有效进行管柱受力分析和优化设计酸化施工参数具有重要意义。     

高温高压含硫气井生产套管设计

川东北海相储层具有（ 超） 深、 高温、 高压、 含 Ｈ ２ Ｓ ／ Ｃ Ｏ ２特征, 恶劣的井下工况使生产套管服役环境异常苛刻, 易出现套管磨损、 变形、 泄露、 破裂等事故, 在有盐岩层等特殊地层存在时失效风险更大。从高温高压含硫气井复杂工况出发, 分析了井深、 Ｈ ２ Ｓ腐蚀、 高温、 盐岩层等特殊地层对生产套管设计的影响, 浅析了管具下入、 固井等对生产套管设计的特殊要求, 提出了高温高压含硫气井可采用尾管固井后回接、 增加管柱壁厚以及上大下小的复合套管柱结构, 以降低上部管柱的应力水平、 解决高强度与抗硫能力要求间的矛盾, 此外, 系统提出了高温高压含硫气井套管强度设计的方法, 在川东北 Ｈ ＢＴ １ ｆ ３气井成功现场应用, 对高温高压含硫气田生产套管安全经济设计具有重要的借鉴意义。     

普光气田套管头心轴焊接修复技术

普光气田在试气投产作业过程中,发现有5口井套管头心轴有不同程度的划痕损伤,需进行修复。由于套管头心轴为马氏体不锈钢410、镍基合金718等特殊材质,国内外无施工先例和经验可借鉴。通过采用氩弧焊焊接工艺,并配合使用ERNiCrMo-3镍基合金625焊丝,对5口井套管头心轴焊接修复,均试压合格,成功率达到100%。现场应用表明,该工艺适合特殊材质的焊接修复,为国内在特殊材质井口装置的修复方面取得了宝贵的经验。