稠油水驱注采管柱极限寿命预测与安全管控

国内部分稠油油田长期注水造成管柱存在完整性问题,目前主要使用的N80、J55碳钢材质油管腐蚀后剩余强度难以满足需要,管柱穿孔、断裂时有发生。为了确定注采井管柱更换时机,基于CO₂腐蚀预测与O₂腐蚀预测模型,建立了注采井油套管腐蚀预测方法,选取渤海某油田注采井验证了计算方法的适用性与可靠性;参考API 5C3,建立了管柱考虑腐蚀的强度计算方法,在此基础上得到油套管极限寿命预测方法;最后分别对渤海区域的实例采井开展了实例应用,并提出了管控建议。研究结果显示：注水井腐蚀预测结果试验数据平均误差为5.27%,采油井腐蚀预测结果与实测数据平均误差为11.37%,具备较好的适用性;同时确定了实例注水井安全服役时长和溶解氧质量分数安全控制值。研究成果有效指导了稠油水驱井换管柱时机、注水水质合理控制,可为“老井延寿”、注采井安全高效生产提供理论支撑。     

CCUS全尺寸腐蚀模拟试验技术与应用

CO₂腐蚀是制约CO₂驱油与埋存试验的关键问题，其中温度、压力、CO₂相气液多相流是影响腐蚀的主要因素。根据CO₂驱现场实际，综合考虑影响CO₂驱腐蚀的各个因素，以及室内高温高压釜与矿场实际流体的流速、流态有明显差异性，为真实模拟地面注水、集输及注采井筒CO₂腐蚀环境，准确研究和评价CO₂腐蚀规律，研发形成国内首套CCUS全尺寸腐蚀模拟中试试验装置，实现了水平和垂直管流速环境下CO₂腐蚀规律、材料腐蚀行为、缓蚀剂应用效果等综合腐蚀的试验评价。通过CO₂中试模拟试验数据与软件预测、室内实验、矿场腐蚀监测等数据对比分析发现，CO₂中试模拟试验数据与矿场腐蚀监测数据更为接近，可模拟CO₂驱注采集输系统腐蚀工况，实现垂直管流与水平管流动态腐蚀模拟。试验筛选出了经济可行的材质及药剂体系，确定适合现场使用的防腐药剂浓度和加药周期，有效指导了CO₂     

基于层次分析法的CO2驱注采工程安全风险评价

注采工程安全风险管理是CO₂驱油技术现场实施的关键环节。为保障CO₂驱现场注采施工安全和提高注采工程安全风险管理水平,梳理了注采过程中存在的安全风险,同时应用层次分析法对注采工程安全风险进行量化评价,建立了CO₂驱注采工程安全风险层次结构模型。通过构造判断矩阵、一致性检验和权重计算,得出了注采工程安全风险影响因素的排序。CO₂驱注采工程安全风险可分为注采施工风险、CO₂腐蚀风险、安全管理风险、环境保护及人身安全风险等类别。CO₂驱注采安全风险量化评价结果表明,CO₂腐蚀是CO₂驱注采工程安全面临的最大风险,施工人员的安全意识也是影响注采工程安全的重要因素。注采工程安全风险的量化分析与评价为CO₂驱油安全风险决策和管理提供可靠依据,能够有效降低CO₂驱注采安全风险和指导注采安全施工。     

低渗废弃气藏注超临界CO2采热发电技术及经济性分析

高温废弃气田埋藏深、渗透率低、地热能丰富,适合循环注采CO₂开发。为实现CO₂现场应用及地热高效开发,可在地热开采前注入CO₂提高天然气采收率并恢复气藏压力。但对地下CO₂采热过程还缺少系统研究,利用地面CO₂发电热力循环过程也未见相关报道,CO₂采热发电的经济性更需详细分析。为此,首先基于典型高温废弃气田建立了地热开发模型,全过程分析了地下CO₂采热各阶段储层温压变化和采热速率;随后提出了有机朗肯循环和CO₂直接循环发电方式,对发电热力循环过程进行了优化计算;最后采用平准化发电成本计算方法,对CO₂采热发电成本进行了评价。研究结果表明,对于120℃、1 500 m×1 000 m×50 m的废弃气藏,提高采收率和压力恢复阶段可埋存CO₂ 11.75×10⁸m³;CO₂注采方式对地热阶段CO₂埋存量影响较大,但30年内CO₂采热速率均可维持在约10 MW;有机朗肯循环系统发电速率最高为132.7 kW,而CO₂直接循环系统可达718.5 kW;CO₂购买费用对发电成本影响较大,价格低于7~10美元/t时,低渗废弃气藏注CO₂采热发电成本与现有煤电成本持平。     

CO2地质利用与封存中碳迁移及其相态分布规律

CO₂地质利用与封存技术是“双碳”战略下重要的碳减排手段,前人的研究多集中于地质利用方面,而对地层的碳封存潜力尤其是CO₂矿化潜力的定量评价存在不足。为此,通过程序开发手段,将闪蒸计算加入开源的反应溶质运移模拟软件中,利用改进后的软件建立了松辽盆地大情字井油田H59区块的三维地质模型,通过历史拟合注采过程校正模型地层参数,最后采用校正后模型量化表征了不同注入阶段及注采结束后CO₂迁移与相态转化的时空演化过程。研究结果表明：(1)在油藏CO₂混相驱条件下,CO₂在注入井端的小范围内呈现气相,在接触到油相前缘后,CO₂受浮力影响减弱,在垂向上逐渐趋于均匀分布,并向开采井端均匀推进;(2)气水同注阶段与注气阶段均有超过70%注入的CO₂溶解于油相,但气水同注阶段溶解于水相的CO₂含量明显增加;(3)注采结束后的相态演化特征表现为溶解水相CO₂逐渐转变为矿物相,而溶解油相CO₂...     

底水砂岩气藏注CO2驱气提高采收率机理及埋存效果

注CO₂已被广泛应用于提高油气藏采收率,但有关底水砂岩气藏注CO₂驱及CO₂埋存协同开发的研究较少,气态CO₂和超临界态CO₂驱替天然气的机理和差异尚不明确。为了改善底水砂岩气藏水侵情况和明确气态与超临界态CO₂驱提高采收率及CO₂埋存机理,以X底水砂岩气藏为例,开展了注CO₂驱适宜度评价,提出了X气藏CO₂驱最优开发方案,并对比了气态和超临界态CO₂驱提采机理和效果,最后对注CO₂驱最优方案开展了生产及埋存预测。研究结果表明：(1) X气藏适合进行注CO₂驱,注CO₂提高采收率的最优方案即注采井网为低注高采、关井时机为采出气CO₂浓度达10%～20%、转注时机为地层压力7.5 MPa、压力恢复水平为地层压力7.5 MPa、注气速度为3.5×10⁴ m^...     

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。     

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。     

油气藏型储气库CO2腐蚀防护技术研究

国内外绝大多数地下储气库由枯竭油气藏改建而成,采气期采出天然气中通常含有液烃、水和CO₂。CO₂在湿气环境中具有腐蚀性,会对采气集输管线和设备造成一定程度的内腐蚀。为做好油气藏型储气库CO₂腐蚀防护,最大程度减缓CO₂腐蚀对采气系统造成的不利影响,延长储气库服役寿命,通过对储气库采气系统CO₂腐蚀规律和各种腐蚀因素进行研究分析,对比分析不同腐蚀防护技术和手段,明确了油气藏型储气库更适合通过加注缓蚀剂对CO₂腐蚀进行防护。以辽河雷61储气库第一个采气期为例,定期化验监测CO₂摩尔体积分数、计算CO₂分压,依据规范要求,及时调整缓蚀剂加注量。采气期结束对腐蚀挂片和电子监测探针数据进行分析评价,显示缓蚀剂动态加注取得了良好防护效果。该研究可为类似工艺情况提供借鉴。     

二氧化碳地质封存系统泄漏风险研究进展

CO₂地质封存技术是缓解温室效应的重要手段,而对于地质封存系统泄漏风险的评价是确保CO₂安全高效封存的前提。针对CO₂泄漏风险,系统论述了CO₂地质封存系统中井筒和盖层因素对CO₂泄漏风险的影响机理,包括固井质量、CO₂腐蚀及井筒组合体受交变应力损坏等,以及盖地比、盖层厚度、岩性等对盖层低速渗漏和高速泄漏的影响。最后,论述了基于上述影响因素综合作用下的井筒泄漏风险评价方法、盖层泄漏风险评价方法和CO₂封存系统泄漏风险综合评价方法,并指出了不同评价方法的优缺点。该研究可为CO₂地质封存工程中的选址、选层和泄漏风险评估提供理论支持。     

沿井筒方向变化的CO_2分压对油管服役时间的影响规律研究

开展沿井筒方向变化的CO_2分压下油管服役时间规律研究,有助于最大限度地延长油管使用年限。为此,将CO_2分压引入Q/HS14015标准腐蚀速率模型中,结合坐封、生产和开发过程中油管服役工况,建立了以油气产量和腐蚀环境为参数的井筒CO_2分压耦合计算模型。应用该模型的计算结果表明:①沿井深方向CO_2分压呈多项式分布,同一井深处,产量越大,CO_2分压越小;②与实测井筒CO_2分压相比,井底段CO_2分压计算值吻合度高,井口段CO_2分压受温度、井筒压力和CO_2摩尔含量降低影响,计算值误差较大;③相同CO_2分压下,腐蚀速率随温度的增加先增大后减小;④CO_2分压与服役时间内油管强度呈反比;⑤一定井深下,相对于温度,CO_2分压对腐蚀后油管强度影响更明显。结论认为:以井筒CO_2分压为基础,结合腐蚀速率和油管坐封、生产和开发过程中所受外挤、内压、拉力服役工况预测油管服役时间的方法,能够进一步优化CO_2腐蚀环境下的油管选材,节约油气井建井成本,在生产中的应用效果也证明了该方法的可行性。     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

海上W油田 32ＣｒＭｏ钢射孔枪腐蚀行为实验研究

针对32CrMo钢射孔枪在高含二氧化碳气体分压井筒中的腐蚀问题,利用高温高压釜开展腐蚀实验,对腐蚀产物膜进行理化特征分析,研究了温度,二氧化碳分压,流速和含水率等因素对 32CrMo 钢腐蚀速率的影响｡结果表明,40℃温度条件下,32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构,对基体的保护作用较弱;80℃时,腐蚀产物膜为双层结构,对腐蚀介质有一定的屏蔽阻挡作用;130℃时,上层产物膜规则致密,对基体的防腐保护作用进一步增强｡32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势,随二氧化碳分压的升高呈对数关系增加,随流速的增大呈线性增加,随腐蚀介质含水率的升高而急剧增加｡基于实验结果,建立了多因素综合腐蚀速率工程预测模型,为工程上32CrMo钢腐蚀速率评价提供参考｡     

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川中磨溪气田Ｔ２ｌ１＾１含硫气藏盐水电化学腐蚀及Ｈ２Ｓ、ＣＯ２腐蚀十分严重。由于未采和封隔器完井，油管为普通的日本抗硫油管，因此开采几年来，井下油套管被腐蚀产生堵塞，多数井压力、产量下降。经修井发现绝大多数井的油管断落。采用封隔器和耐腐蚀的油管柱完井是磨溪Ｔ２ｌ１＾１气藏开发的当务之急。通过以Ｔ２ｌ＾１１气藏第一口封隔器完井的工艺技术为例，较详细地介绍了封隔器完井管柱设计以及工艺技术。     

渤海油田油管腐蚀规律及剩余强度研究

近年来,部分老油田地层能量衰减,产量持续降低,需要通过注水进行二次开采,导致油田进入高含水开采期。高含水率的产出流体加速了CO2对油管柱的腐蚀,使油管柱壁厚减薄,强度降低,甚至引起油管柱穿孔、断裂,严重威胁了安全生产。为此,考虑含水率、CO2含量、温度、产量、压力等影响因素,基于ECE腐蚀预测模型,计算了不同条件下油管的腐蚀速率,建立了腐蚀后剩余强度及服役寿命计算方法。最后,运用此模型方法对实例井不同的生产阶段腐蚀规律进行了研究,并利用剩余强度理论对该井油管服役寿命进行预测。同时,分析了主控因素对油管柱腐蚀速率的变化规律。结果表明,CO2含量较低时,含水率成为油管腐蚀的主控因素。通过该模型计算得到的腐蚀速率与现场实测油管柱的腐蚀速率较符合,能有效指导安全生产。     

油气井管柱完整性技术研究进展与展望

在回顾油气井管柱完整性概念的提出与发展历程的基础上,介绍了我国在钻柱构件适用性评价、"三超"(超深、超高温、超高压)气井油套管柱可靠性设计与完整性评价、"三超"气井油管腐蚀行为与评价、热采井基于应变设计与选材评价技术等方面的最新研究进展及其应用情况。指出现有油气井管材与管柱技术仍不能满足"三超"、严重腐蚀、非常规、特殊工艺和特殊结构井等服役环境,进而提出了进一步加强油气井管柱完整性技术研究与科技攻关的建议:1持续完善和发展中国西部深层油气勘探开发套管柱优化设计与管材选用及完整性评价技术;2急需建立有针对性的非常规页岩气开发套管柱优化设计、选材及完整性评价技术;3建立"三超"高含CO2气井环境及压裂酸化工况复杂油管优化设计、选材选型、完整性评价技术;4深入研究含缺陷油气井管柱缺陷检测、安全评价、风险评估、寿命预测、维修补强等关键技术;5建立油气井管柱完整性管理体系和配套的支撑技术体系。     

基于流场计算的天然气集输管线CO2腐蚀预测模型

为了更准确地反映含CO₂天然气管线典型管件（弯头及T形管）的腐蚀情况,在根据deWaard腐蚀模型预测管段平均腐蚀速率的基础上,应用计算流体动力学（CFD）方法计算了管道内的流场,分析了流场参数对管段腐蚀速率的影响,进而结合颗粒冲蚀模型,对已有的de Waard腐蚀模型进行了改进,并提出了流场作用下的CO₂腐蚀模型。应用该改进的CO₂腐蚀模型研究现场实际工况表明：影响管线腐蚀的主要流场参数为介质流速、湍动能和相分布;弯头腐蚀最大位置位于弯头部位迎流侧偏向流场下游位置;T形管腐蚀最大位置位于沿内部斜向合流部位。改进模型计算出的管线重点腐蚀位置和腐蚀速率,与现场工况的壁厚检测结果吻合良好,从而验证了该改进腐蚀模型的正确性。这种基于流场作用下改进的CO₂腐蚀模型为天然气管线腐蚀预测体系的建立提供一种新思路。