超深高含硫气藏完井管材优化与实践

为了缓解元坝气田完井安全性和经济性的矛盾,介绍了元坝气田在选材过程中开展的国产镍基合金油套管、电镀钨合金衬管和钛合金油管等不同材料的性能评价以及现场的应用情况。研究认为,通过适用性设计及系统试验评价,形成不同深度镍基合金材质的优化组合,并大规模应用国产材料,是超深高含硫气藏实现安全经济完井的一项重要途径。电镀钨合金管抗腐蚀性能优异,需对镀层厚度优化设计并优选上扣管钳钳牙,对于不作为油气泄漏屏障的衬管可满足使用要求。钛合金油管抗腐蚀性能优异,力学和整管性能满足标准对同钢级碳钢油管性能的要求,气密封性能优异,质量约为镍基合金的60%,在降低完井成本的同时可提高管柱的安全系数,有望替代传统的镍基合金油管。研究结果可为超深高含硫气藏完井管材的选用提供参考。     

有机酸盐环空保护液在元坝海相气藏的应用

元坝海相气藏具有埋藏深、高温、高压、高含硫化氢、中含二氧化碳等特性,气井生产中硫化氢、二氧化碳的存在使环空腐蚀环境极为恶劣。针对高含硫气井环空特殊的腐蚀环境,以有机酸盐为基液,添加高效咪唑啉类抗H2S和CO2缓蚀剂、铁离子稳定剂、除氧杀菌剂、助排剂、pH值调节剂,形成一套可控密度为1.59 g/cm3、抗温160℃有机酸盐环空保护液。室内评价实验表明:有机酸盐环空保护液抗高温稳定性强、腐蚀速率远低于设计要求0.076 mm/a,杀菌能力达99%以上。应用于元坝海相气藏3口超深井,取得较好效果,其中,元坝204-1H井酸压测试累计产气量133.92×104 m3/d,试气测试过程中,环空油、套管柱均无渗漏,环空保护液对油管外壁和套管内壁起到防腐作用,确保了油套管长期安全使用。     

无固相有机盐环空保护液的研究与应用

元坝103H井是中石化西南油气分公司在四川盆地川东巴中低缓构造带部署的一口重点超深水平井.该井完钻后,为延长井下管具的使用寿命,须在油管与套管间充注密度为1.3 g/cm3的无固相环空保护液.结合套管和油管的腐蚀机理分析,决定采用有机盐作为无固相环空保护液的主剂.通过对有机盐、缓蚀剂和杀菌剂等处理剂的室内优选,形成了无固相有机盐环空保护液配方.经测定,在160℃养护72 h,P110钢片的腐蚀速率为0.061mm/a;在160℃、10MPa下养护24、72和168 h后,TP 110TS钢片的腐蚀速率分别为0.022 6、0.016 6、0.023 5mm/a;此外该保护液还具有pH值易于调节、密度调节范围宽(1.0～1.5 g/cm3)、杀菌效果好(杀菌率大于95％),可生物降解等优点.在元坝103H井现场配制的环空保护液从井下高温高含硫环境返出后性能保持稳定,对油、套管防腐效果好.     

元坝长兴组完井管材腐蚀评价及优选

川东北元坝气田恶劣的腐蚀环境给完井材料的选择带来了极大困难。本文介绍了10种镍基合金(国产、进口、4c类及4d类)在H2S/CO2/S气田环境中的抗SCC、失重腐蚀性能。研究结果表明国产镍基合金与进口产品相比具有同样良好的抗腐蚀性能,其中国产G3材质能够满足元坝160℃的抗腐蚀性能要求,即使在10g/L元素硫条件下也未发生严重的局部腐蚀。而4c类材质在3g/L元素硫条件下未发生严重的局部腐蚀,但在10g/L元素硫条件下腐蚀严重。基于以上研究成果,借鉴类似气藏的选材经验,国产4c类和4d类材质分别在元坝103H井油层套管和油管中得到应用。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

高含硫环空带压井液面监测技术

普光气田高含硫化氢、二氧化碳,腐蚀环境恶劣,对井筒完整性技术要求高。气井主要采用"井下安全阀+循环滑套+永久式封隔器+坐落短节"一体化高抗硫材质管柱,永久式油套环空加注保护液确保井筒完整性。在生产过程中部分井环空带压套压达到35 MPa,且环空中渗漏有H2S,严重影响井筒安全,需准确测取环空液面,以便及时补充加注环空保护液。现有国产气液界面监测仪材质不抗硫化氢、仪器整体耐压低、变通径声波衰减快、测试精度差,同时也缺乏配套的测试工艺,无法探测带压井环空液面。针对这一难题,研制了高抗H_2S、耐压40 MPa的高精度液面测试仪,配套形成了高含硫环空带压井液面监测工艺,成功应用于普光多口高含硫环空带压井液面监测,并拓展解决了小井眼(套管直径10.16 cm)抽油井环空液面无法准确测取的难题,为高含硫气井环空保护液加注和小井眼抽油井合理工作制度制定提供了依据。     

元坝高含硫气田地面系统腐蚀主控因素研究

元坝气田天然气中高含H2 S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂.为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2 S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法.通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度.结果表...     

普光高含硫气田完井工艺技术研究与应用

普光气田属于高含H2S和CO2的碳酸盐岩酸性气田。由于H2S气体的剧毒性及H2S和CO2对钢材的强腐蚀性等问题,对该气田的采气工艺技术提出了更高的安全、防腐要求。针对酸性气田开采工艺进行了深入研究,对工艺成果进行了现场推广应用,取得了显著的经济效益和社会效益,为普光气田的顺利、高效投产奠定了坚实的技术基础。     

抗腐防窜水泥浆在乌国气井固井中的研究与应用

乌兹别克斯坦布哈拉-卡尔西地区油气资源丰富,开发有多个气田,由于该地区产层气体活跃,且含有H2S和CO2等有害气体,固井有效封固难度很大,尤其在投产后会逐渐出现环空带压现象。通过研究抗腐防窜水泥浆体系,并结合气井防气窜固井工艺技术,该地区的环空气窜现象得到有效缓解,成功保障各气田安全快速开发。     

长岭气田高含CO2酸性气藏采气技术

吉林油田长岭气田火山岩气藏具有高温、高压、高含CO2的特点,气井腐蚀环境恶劣.为了有效降低高舍CO2天然气对气井的腐蚀危害,实现安全、高效完井.通过分析气井腐蚀工况和完井材质,形成了相应的防腐措施:采用S13Cr油管、FF、HH井口、配套油套环空缓蚀剂;根据气藏特点,通过管柱优化设计,形成了系列化完井管柱组合;针对气井管柱渗漏问题,形成了提高上扣扭矩等技术措施,现场生产状况良好,有效保障了长岭气田高含CO2气井经济、安全、高效开发,该套技术对于其他类似气田完井投产也有一定的借鉴意义.     

普光高含硫气井环空带压风险诊断与治理

含硫气井的环空带压过高会造成井下油管、套管、封隔器超压或挤毁失效,舍H2S的气体还会造成井口套管及套管头腐蚀,降低气井生产安全系数,增大事故隐患。文中针对油管、套管、封隔器的承压强度,借鉴APIRP90（（海上油气井环空套压管理》,对环空气压来源进行了分析,探索了气井的环空压力许可值理论计算方法,指出套管高压异常井应采取环空卸压和环空保护液灌注等措施,使环空压力和环空保护液的pH值均在受控范围之内,以此指导高含硫气井服役期间的安全管理。该方法已经在普光气田进行了推广应用,对于环空压力异常井的安全管理具有重要意义。     

大庆油田采油四厂三元复合驱结垢类型研究

利用高温高压反应釜模拟普光气田的气井油套环空工况环境,研究了抗硫套管钢P110SS在环空保护液中的腐蚀规律和与镍基合金电偶腐蚀规律,并对P110SS抗硫套管的整体性能(抗挤强度、管体屈服强度和抗内压强度)进行了计算分析研究。结果表明,在无H2S/CO2条件下,环空保护液对P110SS保护效果非常好,电偶加速P110SS腐蚀的效果不显著;P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降很小。在p(H2S)为5.0 MPa、p(CO2)为3.0MPa的条件下,环空保护液保护效果不好,P110SS腐蚀严重,腐蚀速率呈百倍增长,电偶加速P110SS腐蚀的效果显著;P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降严重。     

胶乳防腐水泥浆在元坝地区的应用

元坝地区高压气层天然气中普遍含有H2S,影响固井质量和气井的寿命。为此,借鉴其他地区应用胶乳水泥浆的经验,结合元坝地区的特点,确定了胶乳水泥浆的基本配方。通过室内试验分析了影响胶乳水泥浆性能的敏感因素,结果表明,剪切速率、水质和密度等因素对其性能影响不大,虽然水泥浆的稠化时间随温度升高而缩短,但能满足元坝地区固井施工要求。采用扫描电镜观察水泥石腐蚀前后的结构变化、对比水泥石腐蚀前后的抗压强度和渗透率、测试水泥石的腐蚀率,评价了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的性能,分析了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的机理。试验结果表明,胶乳防腐水泥浆形成的水泥石具有较好的抗H2S腐蚀性能,在H2S体积分数为4.0%环境中的腐蚀率不到16%,远低于常规水泥石的腐蚀率。34井次的现场应用表明,胶乳防腐水泥浆可提高元坝地区气井固井质量。      

新型环空保护液的腐蚀性研究与应用

目前,改性钻井液环空保护液、低固相环空保护液、清洁盐水环空保护液因其施工简单、方便、成本低在完井后比较常用,但普遍存在着腐蚀问题;油基环空保护液是非腐蚀性的,但单位成本高、环境污染严重,不能广泛应用。在对几种有机盐的物理特性进行比较后,选择了Weigh2和Weigh3这2种有机盐水溶液进行研究。通过金属挂片腐蚀试验、金属自腐蚀试验和应力腐蚀破裂试验以及对橡胶试样的硬度和重量影响试验,发现这2种有机盐水溶液均能达到井下管柱防腐和保护环空的目的。作为环空保护液在现场应用了6口井,效果良好,且成本合理,对环境无污染。     

电镀钨基合金抽油杆耐腐蚀性能试验研究

目前关于钨基合金抽油杆实际应用的研究较少。为此,对无防腐层的KD级抽油杆、电镀铬防腐抽油杆以及电镀钨基合金抽油杆进行了耐H2SO4腐蚀试验、耐H2S/CO2高温高压腐蚀性能试验和耐H2S应力腐蚀试验,还对电镀钨基合金抽油杆和镀铬防腐抽油杆进行结合强度试验,并进行对比分析。结果表明,电镀钨基合金抽油杆具有较好的耐H2SO4性能、耐H2S/CO2高温高压腐蚀性能以及较好的抗SSCC性能,还具有优良的结合强度,符合SJ 20130—1992标准要求。实际应用表明,电镀钨基合金抽油杆能适应高压腐蚀的油井环境,有效抵御油井中的H2S腐蚀。     

大涝坝气田油管腐蚀原因分析及治理对策

大涝坝凝析气田油管在生产中多次出现腐蚀穿孔而报废,严重影响了该气田的安全生产。为找出该气田油管腐蚀失效的原因及其影响腐蚀的因素,有针对性地防治油管腐蚀,首先分析了该气田油管的腐蚀规律及油管腐蚀形貌特征,结合该气田生产介质和运行工况,进行了P110、13Cr和HP13Cr等3种材质油管的模拟腐蚀试验,分析了温度、CO2分压、Cl-质量浓度、流速等因素对油管腐蚀的影响程度。结果表明:对腐蚀程度影响最显著的是温度,流速和CO2分压次之,Cl-质量浓度较弱;油管腐蚀最严重的井段(600～2500 m)是在温度90 ℃、CO2分压0.19～0.37 MPa条件下,CO2腐蚀、流体冲刷腐蚀和缝隙腐蚀共同作用下造成的。同时分析了丝扣类型和环空保护液对油管腐蚀的影响,认为偏梯型扣的FOX螺纹油管较梯形扣EUE螺纹油管抗腐蚀性强,CT/TPK-2型环空保护液能有效防止油管外壁发生腐蚀。提出采用“封隔器+环空保护液+13CrFOX螺纹油管+P110 EUE螺纹油管”的完井方式防治油管腐蚀,腐蚀最严重的600～2500 m井段选用13CrFOX螺纹油管。      

镀钨合金防腐油井管试验研究及应用

油井管服役条件日趋恶化,这就要求油井管具有优异的抗H2S、CO2、Cl-腐蚀性能。通过对油井管腐蚀机理和特征的研究,指出在开发高难度的油气田时使用防腐油井管的必要性,并对镀钨合金防腐油井管工艺技术及应用情况进行了介绍。镀钨合金防腐油井管耐H2S、CO2、C1-腐蚀性能好,具有广阔的市场前景。     

元坝气田完井管柱泄漏井口带压诊断分析

元坝气田投产以来,普通存在环空带压现象,由于恶劣的井下腐蚀环境以及复杂的井况,使得完井管柱泄漏引起油套环空异常起压常见于生产过程中。首先通过模型建立与实例计算获得了油管环空异常起压规律,并结合参数敏感性分析提出相应的异常起压控制措施。研究结果表明,泄漏点深度越浅,井筒安全风险越大,保证井口及上部完井管柱的完整性至关重要;降低泄漏点等效直径,有利于控制井筒安全风险;存在一定环空气腔高度,即环空不充满保护液,有利于降低环空压力的上升速度。通过不同泄漏类型的模拟计算,总结了完井管柱泄漏引起油套环空异常起压的四种典型模式,并将其进行了现场应用,通过比对元坝1-1H井的现场压恢实测曲线,实现了该井泄漏类型和井筒安全风险的快速判断。     

气侵期间垂直环空气液两相流动模拟分析

钻井过程中,储层气体侵入井眼后将与钻井液在环空中形成气液两相流,若控制不好极易诱发井涌或井喷,尤其是含CO2、H2S等酸性气体的侵入,对储层、钻井装置和人的生命安全都构成了巨大的威胁。基于计算流体动力学方法,采用瞬态VOF模型对纯天然气气侵与含CO2、H2S酸性混合气气侵两种情况下的环空气液两相流场进行数值模拟研究,得出了不同气侵条件及气侵发生前后的环空流体流动规律,给出了气侵的动态过程、气液两相流型及各组分气体的分布情况。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。