关于川东北气矿有效排水采气工艺技术初探

川东北气矿是2002年才成立的新矿,目前有生产井22口,其中6口井已开始产出地层水,使得气井产气量明显下降,以铁山12井为代表的部分气井出现了带水困难、生产极不稳定的被动局面,严重制约了生产的正常进行。通过对川东北气矿出水气井生产状况的分析,对目前6口出水井提出适宜的排水采气工艺措施,探寻适合该矿气田储层特征的有效排水采气工艺技术,为进一步的研究和应用提出建议以期实现提高气田最终采收率的目的。     

川东北地区试气测试工艺技术

介绍了川东北地区试气测试工艺技术,针对气藏“三高、一深”特点,提出了施工难点及解决方法。认为在测试封隔器上增加一个RD循环阀,在不动管柱的情况下可以进行压井或堵漏施工,将井压稳后再解封,可以减小井控风险;引进承压级别相同、外径较小的测试封隔器,增加封隔器与套管间隙,可以避免沉淀卡钻风险。     

川东北气田高压高含硫气井试气技术

针对川东北地区高压高含硫天然气深井的特点，结合早期四川油气田和目前川东北试气情况，重点介绍了目前的试气工艺技术与装备配套情况，以及部分天然气井现场应用情况及试气成果，指出：含硫天然气井试气，必须对有害气体采取全面防护技术，配套能适应井下工况的各类井下工具、井下管柱与地面设备。主要包括油套管和井下工具抗硫管材选用，防硫采气井控装置选用，地面降压分离、测试管汇的监测与计量，测试时人员的防护与安全等。     

川东北高含硫气田天然气偏差系数变化规律

为解决高含硫气田气体偏差系数计算公式所需基础数据较多、计算过程复杂、可靠性差等问题,对川东北地区高含硫气田具有代表性的5 口气井共9 个层段的实际气样进行了高压物性测试,得到了不同温度和压力下的偏差系数,并对实验结果进行了分析;选用常用的偏差系数经验公式进行了对比计算,评价了经验公式对川东北高含硫气田的适应程度。结果表明:川东北高含硫气田原始条件下的气体偏差系数与气井深度正相关;当压力大于30 MPa 时,高含硫气田偏差系数与压力成线性关系;与实验结果对比,DAK 计算模型平均相对误差最小,HY 计算模型平均相对误差最大。     

川东北地区高密度防气窜水泥浆体系研究

川东北地区地质条件复杂,存在多套压力系统,同一口井易出现塌、漏、涌、卡等异常情况,而且该地区气层活跃,经常钻遇高压气层,固井防气窜难度大。针对该地区高压气井固井难点,对水泥浆各项性能提出了要求,认为应制备具有良好防气窜能力的高密度水泥浆体系。通过优选高密度外掺料及高温防气窜剂,并以紧密堆积理论为指导,设计了高密度防气窜水泥浆。室内试验和现场应用结果均表明,设计的高密度防气窜水泥浆流动性好、浆体稳定、稠化易调、失水量小、强度高,防气窜性能良好,可满足川东北地区高压气井的固井要求。该水泥浆体系在川东北地区的龙16井、剑门1井和富顺1井等应用了5井次,入井水泥浆密度最高2.50 kg/L,气层固井质量良好。      

固体缓蚀剂GTH油井防腐技术

为了防止胜利孤岛油田含H2S和CO2酸性气体、采出水矿化度高的油井井下腐蚀,研制了以炔氧甲基胺及其季胺盐为主缓蚀剂,酰胺咪唑啉为复配缓蚀剂,加入多种辅助组分和加工助剂,用挤压成型方法制成的固体缓蚀剂GTH(φ55mm、L250mm的棒状物)。65℃时加量15和20mg/L的主缓蚀剂对N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为85%和90%,加入复配缓蚀剂使缓蚀率提高1%~2%。考察了含不同量缓蚀成分的GTH在65℃(及90℃)自来水中0~30天的动、静态溶出率,确定用于孤岛油田的GTH中缓蚀成分的含量为40%,在室内测得在油田采出水中的溶出速率为2.3~2.5mg/d.cm2,按日产液量每10m3下入2m长棒状缓蚀剂,可在一定时间内使油井采出水中缓蚀成分浓度维持在13mg/L。根据7口油井的检测数据,下入GTH后采出水的腐蚀速率平均由0.138mm/a降至0.023mm/a,缓蚀率为83%。简介了将GTH下入井内的工艺。在孤岛油田将该防腐蚀方法用于35口油井,32口井的检泵周期由4个月延长至8个月以上。图5表5参3。     

完井液缓蚀剂CZ-1的合成及性能评价

基于高温高盐地区油气开发中金属设备的腐蚀难题,由二乙烯三胺、亚磷酸、甲醛为主要原料合成出了缓蚀剂CZ-1,并对其各项性能进行了评价.结果表明,缓蚀剂CZ-1的抗盐抗温性能优良,且水溶性良好,无乳化倾向.通过实验得到其适宜加量为1 00 mg/L,使用温度高达160℃左右,可将腐蚀速率降低到0.031 9 mm/a.     

川东北地区高压防气窜固井技术

川东北地区地层条件复杂,井深,气层压力高,固井防气窜的难度大.要提高高压气井的固井质量需要设计合理的液柱结构确保压稳,应用具有良好防气窜能力的高密度水泥浆体系,并采取合理的固井工艺.通过采用Gaudin-schutzmann粒度分布方程来优化高密度水泥浆体系的粒度分布,使其达到紧密堆积状态;优选防气窜能力强的添加剂,来提高水泥浆体系防气窜性能;应用新型分段气窜预测模型来进行防气窜预测与压稳设计,以优化环空液柱结构.高密度防气窜水泥浆体系在川东北地区的河坝2井、元坝2井等应用了10井次,入井水泥浆最高密度2.41 kg/L,气层固井质量均达到优质.     

胡尖山油田管道防腐技术适应性研究与评价

石油工业中,管输是一种主要的油气运送方式,尤其国内外油田进入中后期,注水成为主要的开采方式,采出液含有H2S、CO2、O2、细菌(硫酸盐还原菌、腐生菌)等侵蚀性物质会不同程度的腐蚀管道,输油管道腐蚀造成的事故频繁发生,管道防腐技术的研究尤为重要.     

新型环烷酸腐蚀缓蚀剂的合成及缓蚀性能研究

以十二烯基琥珀酸酐缩合而成的螺双内酯化合物和长链脂肪胺（摩尔比为1：2）为原料，在反应温度80℃左右，反应时间为2h的工艺条件下，合成了一种新型抗环烷酸腐蚀的缓蚀剂。静态挂片法实验研究结果表明，采用标准A3碳钢挂片，以蒸馏常二线油为反应介质（酸度314．86mgKOH／100mL），加入缓蚀剂100tzg／g，在270℃的高温，反应时间为24h的条件下，缓蚀剂的缓蚀效率最高可达88．55％，表明此缓蚀剂具有较好的缓蚀效果，适用于以环烷酸为主的腐蚀环境的腐蚀防护。     

一种新型双咪唑啉缓蚀剂的研究和应用

介绍了5种不同烃基取代基的N-烷基苯甲酰胺基双咪唑啉缓蚀剂的合成方法,该类缓蚀剂具有多个吸附中心。以渤海某油田生产污水为水样开展该类缓蚀剂的腐蚀性能评价,结果表明同条件下,与油胺发生取代反应生成的N-2-[2-(十八-9-烯基)]苯甲酰胺基双咪唑啉缓蚀剂性能最好。在渤海某油田开展N-2-[2-(十八-9-烯基)]苯甲酰胺基双咪唑啉缓蚀剂的现场试验,以线性极化电阻(LPR)监测腐蚀速率,结果表明该油田污水系统腐蚀速率降低47%。该缓蚀剂的长期应用效果采用腐蚀挂片方式监测,结果表明斜板除油器和双介质滤器出口挂片的腐蚀速率较应用原缓蚀剂时分别降低39%和64%,均达到低于0.076 mm/a的控制标准。     

长庆某气田完井液缓蚀剂的研究和应用

长庆某气田平均井深为3400m，储层上部有多个厚水层，通过定量测定各层的犄蚀速率，从上层到下层的纵向腐蚀分布是腐蚀速率逐渐增大。按照NACERP0775—91规定，腐蚀速率高，数值区间处于中度腐蚀和严重腐蚀之间，而且固井工艺采用局部固井降低成本的措施。提出了使用完井液复合缓蚀荆来延缓外部水对套管的腐蚀。通过对多种缓蚀剂的成分、配伍性和成膜、缓蚀性能的对比评价，优选出了适应该气田完井液体系的缓蚀剂MIG，经室内电化学和高温高压等试验，其缓蚀率达到86％以上，与钻井液配伍性能稳定且价格适中。现场2口井的应用表明，加入MIG缓蚀剂对钻井完井液的性能基本无影响，用前置液对固井段井筒环空钻井液和套管外壁清洗后，MIG复合缓蚀剂不影响固井第一、第二胶结面的质量，并且现场施工方便、简单、安全。     

凝析油环境下缓蚀剂的防腐性能及乳化倾向性研究

以海外阿姆河某气田为例,介绍了在产凝析油气田中缓蚀剂通常面临的主要问题,包括汇管积液部位防腐效果不佳,气田水乳化问题。通过室内实验对凝析油环境下缓蚀剂的性能进行了相应的评价研究。从缓蚀剂的物理化学性质的角度简要分析了出现这些问题的原因,并提出了今后缓蚀剂的研发及优化方向。     

含3-二甲基氨基苯丙酮Mannich碱缓蚀剂合成与评价

介绍了以苯乙酮、甲醛、二甲胺为主要原料,按mol配比0.13:0.10:0.13合成了Mannich碱缓蚀剂主剂-3-二甲基氨基苯丙酮。温度60℃时,1.0%加量的Mannich碱单独作用,腐蚀速率为0.884 g/(m2·h),而此用量下的长庆缓蚀剂、ZF缓蚀剂腐蚀速率分别为1.380,1.491 g/(m2·h)。在总用量1%的情况下,Mannich碱0.7%、甲醛0.2%、OP-10 0.1%,复配效果最好,此时腐蚀速率为0.654 g/(m2·h)。各组分对复配性能的影响:Mannich碱﹥甲醛﹥OP-10。文中对其缓蚀机理进行了探讨。     

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。     

GS-1油井缓蚀剂的研究与应用

油井采出液将会对金属设备造成腐蚀 ,所以以有机酸、多胺等为原料合成了GS 1油井缓蚀剂。对富含H2 S、CO2 及盐的污水 ,该缓蚀剂添加量为 50mg/L时 ,缓蚀率可达 80 %以上。静态腐蚀速率小于 0 .0 76mm/a,现场应用效果显著。该缓蚀剂原料来源广、生产过程简单、成本低 ,将是一种较有应用前景的油井缓蚀剂     

高含硫气田CHJ系列缓蚀剂的研制与评价

为解决高含硫气田高H2S/CO2分压、单质硫共存条件下集输系统的腐蚀问题,将咪唑啉季铵盐、噻唑衍生物与助剂按一定比例复配形成棕红色的CHJ系列缓蚀剂。在模拟普光气田集输系统介质条件下,缓蚀剂CHJ-1和CHJ-7存在下抗硫钢L360的腐蚀速率大于0.08 mm/a,其余5种缓蚀剂均使L360的腐蚀速率小于0.076 mm/a。其中加有缓蚀剂CHJ-4和CHJ-5的腐蚀速率最小,分别为0.046、0.038 mm/a,其缓蚀率分别为92.6%、93.9%。在连续加注与油溶性缓蚀剂预膜复合使用时,连续加注CHJ-4、CHJ-5和现场在用国外缓蚀剂CI-12的腐蚀速率分别为0.032、0.025、0.058 mm/a,CHJ缓蚀剂的缓蚀效果较好。腐蚀样片形貌分析和电化学实验表明,缓蚀剂在金属基体表面形成了较好的保护膜。并且缓蚀剂与现场溶硫剂配伍良好。图4表3参8     

环烷酸缓蚀剂的合成及其缓蚀评价

介绍了硫代磷酸酯高温缓蚀剂A及其胺中和改性产品B的制备和对环烷酸的缓蚀评价,利用扫描电镜对硫磷酸酯胺类衍生物缓蚀剂吸附膜进行了分析。实验结果表明:硫代磷酸酯及其衍生物有很好的抗环烷酸腐蚀的性能,其胺类衍生物对环烷酸有更好的缓蚀效果,低温下对碳钢几乎无腐蚀;在270℃左右,于酸值[m(KOH)/m(腐蚀介质油)]为50×10-3的腐蚀介质油中,当缓蚀剂B的体积分数为1.0×10-3时,对20#碳钢和321,304,316L不锈钢4种炼油化工装置常用材质都具有很好的缓蚀效果,其中对20#碳钢的缓蚀率可高达90%;高温缓蚀剂B在金属表面成膜较好,能有效地抑制环烷酸腐蚀。4种材质的耐环烷酸腐蚀能力从低到高的顺序为:20#碳钢,321不锈钢,304不锈钢,316L不锈钢。     

气相防腐剂在炼油厂备用设备防腐中的应用

介绍了某石化分公司炼油厂第二套催化装置设备在停备用过程中的腐蚀及保护情况、停备用设备气相防腐剂的物质组成及作用原理。通过在停备用设备中的实际应用,验证了停备用设备气相防腐剂在半年使用期内能够阻止设备进一步腐蚀,并对以前生成的陈旧锈层起到一定程度的剥离和去除作用,防腐效果达到预期要求。     

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。