酸气回注的井筒流动模型和相态分布

酸气回注是一种替代硫磺回收的经济可行的酸气处理方法,同时也是一种减少温室气体排放的环保方法。要确保正确地设计、实施和操作酸气回注系统,首先就需要知道从井口到井底的回注流动情况、参数及相态分布,以确定酸气回注系统所需的井口压力。为此,建立了酸气回注井筒多相流动通用模型。该模型描述了酸气沿井筒的流动、参数及相态分布,其优点是能精确实现酸气的性质和相平衡计算并综合考虑酸气井筒流动的质量、动量与能量守恒关系。所列举的9个实际应用案例分析展示了新模型具有良好的应用效果。     

塔河油田某注采井生产油管腐蚀失效分析

塔河油田某注采井在修井起出管柱过程中发现油管柱出现了腐蚀穿孔和断脱。为了找到腐蚀失效原因,并采取针对性的防护措施保证井筒安全,通过对油管管材的理化性能测试、冲击性能测试、拉伸性能测试,结合扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射分析(XRD)等腐蚀特征及腐蚀产物表征分析方法,对井下管柱进行了腐蚀失效分析。结果表明,油管腐蚀是由H_2S-CO_2-Cl~--H_2O体系引起的电化学腐蚀,以CO_2腐蚀为主,同时存在H_2S腐蚀,Cl~-对腐蚀穿孔有一定的促进作用。建议添加缓蚀剂或对油管添加表面涂层、镀层、油管衬里,提高油管服役寿命。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

酸气不同浓度单位换算数学模型的建立与应用

我国是拥有含酸气气藏最多的国家之一，天然气含酸气浓度是酸气治理、酸气气藏分类以及安全、合理、高效开发的重要技术决策资料。文章在介绍了不同国家（地区）有关含酸气浓度的不同术语和表示方法的基础上，指出了因术语表示方法多、应用不当所容易导致出现的主要问题；还从气体状态方程出发，首次系统、全面地推导了天然气含酸气质量浓度（g/m³）、体积百浓度（%，体积分数）、10^-6浓度（体积分数）、ppm之间的单位换算数学模型，给出了相应的单位换算应用实例；所推导出的不同浓度单位换算数学模型，不仅适用于酸气，也适用于其它气体，特别对含酸气气藏的安全、合理、高效地开发具有十分重要的现实意义。     

多元热流体热采井筛管腐蚀试验及分析

多元热流体热采技术是一种先进的多效热采技术,但多元热流体环境对井下系统腐蚀比其它稠油开采技术更为严重。针对注多元热流体井中筛管的腐蚀问题,选取构成金属棉筛管和复合筛管的TP100、3Cr、N80、316L金属网和434金属棉5种材料,模拟现场注热条件和生产条件,开展了腐蚀试验,进行了腐蚀速率预测,提出了多元热流体井的筛管选材和筛管防腐的建议。      

酸性气井不同井段三种套管钢的适用性评价

为考察含H2S/CO2酸性气井不同井段3种常用套管钢(T95钢、110SS-2Cr钢和825钢)的适用性及温度对其腐蚀行为的影响,利用高温高压釜在H2S分压0.55 MPa、CO2分压0.75 MPa、温度55~100℃条件下,对3种钢材的失重腐蚀性能进行了测试,并辅以扫描电镜观察腐蚀产物膜的微观形貌和能谱仪定性分析其化学成分,探讨了腐蚀机理。实验结果表明,模拟井筒腐蚀工况下,825钢腐蚀轻微,腐蚀速率远低于SY 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》规定的腐蚀控制指标0.076mm/a;T95钢和110SS-2Cr钢的腐蚀速率随温度的升高而增加,110SS-2Cr钢的耐电化学腐蚀性能远优于T95;随着温度的逐渐升高,T95钢和110SS-2Cr钢腐蚀产物膜变厚、结晶和结块趋势明显,主要成分是FexSy、FeCO3和含有少量Cr的化合物,110SS-2Cr钢腐蚀产物膜中,Cr含量比T95钢高,对基体的保护作用较强,因而在3个温度条件下的腐蚀速率均低于T95钢。结果表明,T95钢用于油层套管井口段具有较好的经济性和适用性,825钢用在封隔器及以下井段具有较好的适用性,中间段油层套管采用110SS-2Cr钢具有较好的适用性。     

CJST塔盘在长庆气田的运行评价及优化

脱硫塔拦液问题是造成天然气净化厂产品气不合格的原因之一,也是长期困扰天然气净化装置平稳运行的生产难题。中国石油长庆油田公司第二净化厂引进天津创举科技有限公司生产的CJST塔盘,对1号净化装置脱硫塔进行了技术改造,有效解决了脱硫塔拦液问题。为此,结合脱硫塔改造后CJST塔盘的运行状况,分析评价了CJST塔盘对脱硫塔稳定性、产品气气质和酸气量的影响,并根据进厂原料气组分特点和CJST塔盘的不足之处,提出了3点改进建议：①在1号脱硫塔安装数层浮阀塔盘,增强溶液对CO₂的吸收,减少湿净化气分离器携液量;②利用CO₂与胺液反应慢的特点,将固定溢流堰改为可调堰,并适当提高溢流堰高度,增加胺溶液在塔盘上的停留时间;③对CJST塔盘布局、结构重新调整,使CJST塔盘在装置高负荷、原料气高CO₂的工况下,CO₂脱除率稳定在49%～52%,确保产品气全部达标。CJST塔盘投运后,1号净化装置生产蒸汽消耗较以前明显减少,有效降低了天然气处理成本,节能降耗效果明显。     

炼油厂含硫酸性水罐涂层失效原因分析及对策

为了减少H_2S对酸性水罐内壁腐蚀的影响,有必要弄清相关腐蚀机理,识别导致腐蚀严重的各种条件。对现场腐蚀情况进行分析,得出水罐罐壁的开裂属于氢鼓泡和氢致开裂。模拟现场工况使用环境,对使用了不同涂层结构的样品进行测试,以寻找减少H_2S对酸性水罐腐蚀的涂层结构。通过实验得出,改性环氧玻璃鳞片涂料可以起到良好的防腐蚀效果。     

X油藏注气混相驱可行性实验研究

针对X底水油藏油井注水后综合含水上升过快的问题,利用HB70/300型高压物性分析仪开展了该区块原油相态特征实验、注气相态特征实验,并运用细管法开展了注CO₂最小混相压力实验。对比分析了CO₂和N₂两种性质气体注入前后原油的相态特征变化,确定了该区块原油注CO₂最小混相压力,为X油藏注气提高采收率可行性提出依据。实验结果表明,X油藏原始地层压力为46.01 MPa,原油饱和压力为11.06 MPa,注N₂后饱和压力上升迅速,在原始地层条件下难以实现混相,表现出典型的非混相特征;注CO₂后饱和压力上升较平缓,细管法测得的最小混相压力为28.03 MPa,说明利用CO₂可实现CO₂的混相驱替,而且最终的驱替效果比较理想。说明该油藏可开展注CO₂混相驱,为进一步的开发方案调整提供了依据和合理的建议。      

H_2S/CO_2环境下析出相对28合金耐SCC性能的影响

镍基合金具有良好的耐蚀能力和力学性能,为了保证高酸性油气田的开采安全,镍基合金已逐渐成为重要的备选材料。为此,研究了镍基合金——28合金在H2S/CO2共存以及含有Cl-环境下,其析出相对耐应力腐蚀开裂(SCC)性能的影响,采用四点弯曲法在模拟高酸性井下环境条件下对28合金进行了SCC试验,用光学显微镜进行了金相分析,试验结果发现:微观结构中含有析出相的28合金试样发生SCC开裂,微观结构中无析出相的28合金试样未发生SCC开裂。采用SEM和EDX对析出相进行了深入分析。讨论了析出相的分布、成分,探讨了析出相对合金耐应力腐蚀开裂性能的影响机理。该研究成果具有较高的工程应用价值,为深入研究镍基合金在高酸性环境中的抗开裂性能和耐蚀性能奠定了坚实的基础。     

酸性气井井筒腐蚀控制技术研究

采用高温高压腐蚀挂片、气田水化学分析、多臂井径仪测井等方法,在含H_2S/CO_2酸性气井中,研究了缓蚀剂对井下油管的保护效果。试验结果表明,评选的缓蚀剂防腐效果良好,井下加入缓蚀剂4年后,全油管平均腐蚀速率为0.04mm/a,腐蚀速率远低于腐蚀控制指标0.1mm/a;油管腐蚀主要集中在井筒上部和底部。     

气井井下挂片腐蚀监测工艺研究及应用

随着越来越多酸性气藏的开采,井下防腐及腐蚀监测日益重要。传统的井下挂片腐蚀监测是将腐蚀挂片安装在固定式油管短节内,挂片必须随油管一并入井和起出,监测深度固定,井下挂片腐蚀监测以及结果分析受限于修井作业时机。针对传统井下腐蚀监测缺点以及目前现场腐蚀监测需求,通过技术攻关研究,自主研发出一种用于气井井下腐蚀监测的工具。室内评价及现场试验表明,该工具性能可靠,实施方便,能更真实更直观地评价井下腐蚀状态,实用范围广,具有腐蚀监测深度调节方便、试片数量和类型可调等优点。现场成功应用为气井井下防腐以及选择合理的修井作业时机提供直接依据,大大降低了气井井下腐蚀监测成本,减少了大修作业,对气井安全生产也具有重要的意义。     

钢制压力容器与管道腐蚀剩余寿命可靠性预测

在已有研究成果的基础上,借助数理统计方法,分析认为介质及环境对钢制压力容器 与压力管道的最大腐蚀深度符合Ⅰ型极大值分布,耐腐蚀寿命属于Ⅰ型极小值分布。初步建立了 腐蚀剩余寿命与腐蚀速率及变异系数、腐蚀裕量、可靠度之间的定量关系,得到了确定腐蚀剩余 寿命的计算公式。实例计算表明,该方法比现有腐蚀剩余寿命计算方法更科学、更合理。最后指 出最大腐蚀深度和腐蚀速率等参数的变异系数往往大于0.2,因此不宜用正态分布模型进行压力 容器与管道耐腐蚀剩余寿命的计算与分析。     

Influence of H2S Content on CO2 Corrosion Behaviors of N80 Tubing Steel

Abstract

The corrosion behaviors of N80 steel in pure CO₂ and at different partial pressure ratios of CO₂/H₂S were tested by high-temperature and high-pressure autoclave. At 90°C, with the additional H₂S to pure CO₂, the surface corrosion condition improved greatly and the corrosion rates were lower than in pure CO₂ condition. With the increase of partial pressure ratio, the corrosion rate reached a peak value at pCO₂/pH₂S = 100 and then declined. The corrosion products of the samples in different conditions were analyzed by scanning electron microscopy (SEM), energy-dispersive spectroscopy (EDS), and X-ray diffraction (XRD) methods. The inner film is finer and denser than the outer scale.     

连续油管疲劳寿命的预测及模糊优选

连续油管的失效主要是弯曲疲劳失效。疲劳寿命是衡量其可靠性的关键指标。而目前连续油管疲劳寿命预测理论还很不成熟。现文利用等效应力建立了连续油管的疲劳寿命估计模型;并根据理论模型,综合考虑连续油管使用的实际条件和有关因素,对连续油管的疲劳寿命预测模型进行了模糊处理,得到了连续油管的模糊可靠性寿命,并用现场实例进行了验证说明。     

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。     

含硫气田天然气净化厂腐蚀控制与监/检测

川渝气田某天然气净化厂脱硫装置具有酸气负荷高、处理量大、胺液循环量大等特点,从检修结果看,再生塔底部、重沸器、半贫液返回线等位置腐蚀减薄严重。利用宏观观察、腐蚀挂片、氢探针等方法分析和评价了现场条件下的腐蚀状况,并制定了相应的腐蚀控制措施和监/检测方案。结果表明,循环量和酸气负荷较高是导致再生塔底部腐蚀严重的主要因素,碳钢内衬316L不锈钢可以较好地抑制再生塔底部环境下的腐蚀。