川西须家河组气藏气井CO2腐蚀机理分析

川西须家河组气藏属于高温、高压、含CO₂酸性气体的有水气藏,在气井开采过程中,发现部分气井管柱腐蚀严重,存在重大安全隐患,严重影响了气井正常生产,制约了川西上三叠统须家河组气藏的高效开发。为此,通过气井管柱腐蚀形貌特征与腐蚀产物组成分析,明确了川西须家河组气井腐蚀类型主要为CO₂腐蚀。通过井口挂片试验、室内腐蚀模拟实验及腐蚀分析软件模拟实验,研究了气井的腐蚀机理,结合川西须家河组气井腐蚀环境,分析了腐蚀的主控因素,根据正交实验数据极差分析,找出了各腐蚀因素对气井腐蚀速率的影响（从大到小排序为气井压力、温度、pH值、水气比、CO₂含量和流速）,并提出了通过提高气井管柱自身抗腐蚀性能或阻碍腐蚀介质与气井管柱接触（如涂层、表面处理、加注缓蚀剂等方法）来保护井下油管的腐蚀预防措施。     

含CO2气井防腐工艺技术

CO₂ 腐蚀是世界石油天然气工业中常见的一种腐蚀类型，含CO₂气井的相关工艺技术直接关系着气井的质量与寿命，是气井安全、高效生产的基础。 为此，对我国几个不同类型含CO₂ 油气田的现场的CO₂ 腐蚀资料进行了调查、研究，分析了CO₂ 腐蚀给天然气生产带来的严重危害性，总结出在不同类型油气田中CO₂ 腐蚀的一般规律和不同区域CO₂ 腐蚀的特殊性；在对CO₂ 腐蚀的现象、特点、类型、机理以及腐蚀的影响因素研究的基础上，提出了含CO₂ 气井防腐工艺技术应着重解决好含CO₂ 气井的完井、生产管柱采用不锈钢或双金属复合油管、加注缓蚀剂等几种有效的防腐蚀措施。     

鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S（平均691 mg/m³）、CO₂（5%）等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律,利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MID K等仪器组合采取绳索作业方式,对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业,结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H₂S和CO₂含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重,产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重,严重腐蚀井段主要集中在油管中下部;在0～2 000 m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展,2 000 m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况,从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施,油管腐蚀情况大为减轻,局部最大腐蚀速率由3.67 mm/a降至0.11 mm/a,确保了产水气井正常、安全生产。     

黄桥气田CO2腐蚀现状及完井选材评价研究

CO₂腐蚀是石油天然气工业中一种破坏力极强的腐蚀类型，自1983年在江苏黄桥苏174井钻获高产CO₂气流以后，随后完成了4口试采井，已探明黄桥CO₂气田为国内最大的CO₂气田。1985年投入开发以来，相继发生了气井套管断落、腐蚀穿孔、油管落井、采气树泄漏和地表泄漏等情况，正是由于腐蚀的影响，导致气田生产成本上升、生产时效降低，极大地影响了气田的开发效益。同时，CO₂腐蚀严重威胁着黄桥CO₂气田的安全生产，解决这类腐蚀问题已成当务之急。针对黄桥CO₂气田腐蚀现状和特征，分析了腐蚀异常的原因，并选用4种管材开展CO₂高温高压模拟试验，结果发现：现有的油套管材料P-110和N-80在高温、高压和CO₂环境下对管壁产生严重腐蚀；9Cr管材耐CO₂腐蚀性差，有轻微点蚀；13Cr管材基本不发生腐蚀，可以满足CO₂气井正常生产的要求。这些研究成果对新钻井的井下选材具有指导意义。     

徐深气田含二氧化碳深层气井防腐技术

松辽盆地徐深气田所产天然气普遍含有CO₂,气井具有井深、温度高、不同井区CO₂含量变化较大等特点,导致气井CO₂腐蚀情况较为复杂,气井腐蚀非常严重。为此,分析了徐深气田CO₂腐蚀环境特点和因素,评价了各种防腐技术在深层气井中的适用性,开展了4种管材、4种缓蚀剂的优选评价,完成了完井管柱设计以及工艺优化,确实了合理产能的范围,为不同类型含CO₂深层气井防腐方案的制订提供了技术支撑。对类似含CO₂腐蚀气井开发提供了借鉴。     

合兴场气田须二气藏开采影响因素分析与对策

针对合兴场气田须二气藏气井在开采过程中存在的问题，分析了气井水侵特征，以及井内油管腐蚀的主要因素；认为无水采气期缩短的重要因素是须二气藏气井早期配产过高；分析并提出气井各生产阶段的工艺技术措施与对策，气井生产后期应用复合型排水采气技术是提高气藏采收率的重要措施。     

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。     

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     

延长气田抗CO2/H2S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题，通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因，以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO₂/H₂S腐蚀缓蚀剂为助剂，以抗CO₂腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配，通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价，并探究不同H₂S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果，筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂，并将其在现场应用。结果表明：溶解氧、侵蚀性CO₂、CI^-引起的吸氧腐蚀、CO₂腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因，细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响；在CO₂/H₂S腐蚀联合控制条件下，抗CO₂/H₂S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优，缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO₂/H₂S复配缓蚀KS-0...     

CO2、H2S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO₂、H₂S腐蚀介质中耐蚀性，对3Cr钢分别在1 MPa CO₂、0.3 MPa H₂S及1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试，同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明，3Cr钢在1 MPa CO₂环境下腐蚀速率最大，通过对腐蚀产物进行分析，发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO₂中呈现单容抗弧，而在0.3 MPa H₂S和1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S环境中呈现双容抗弧，进一步印证了其在1 MPa CO₂环境中耐蚀性较差的结果。     

天然裂缝性底水驱CO2气藏产能早期评价――以阳5潜山CO2气藏为例

山东省惠民县境内的阳5潜山气藏是构造裂缝、溶蚀孔洞较为发育和具有底水的CO2气藏。利用三次测试资料,分析了该气藏的试井特征,其是:1通过流动压力、流动温度梯度曲线与室内观察结果发现,流动纯CO2气柱与静止CO2气柱的相态特征存在着明显的差异,在高于CO2临界温度的情况下,井筒内就可能出现气、液两相形成的高密度流体(液态水、气态CO2及其水合物),在265.80m左右达到临界条件,可能开始有液态CO2生成,受其影响,井筒损失比较严重;2气井产能较低,气藏稳产条件较差;3两层合采显著降低了气井产能。最后从多方面论证了气井合理初期产能并提出了提高产能的主要措施:对地层采用酸化解堵措施以减小污染,采用小油管增加井筒内流速以提高气流的携液能力。     

溶解性气体对油井腐蚀速度影响分析

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一,边底水发育,采出液组分复杂,H_2S、CO_2溶解性气体含量高,油井套管腐蚀速度快,严重影响了油井正常生产。通过以元城油田采出水为基液,开展了H_2S、CO_2、O_2单一气体和三种气体共存状态下,不同浓度对油井腐蚀速度的影响情况的分析研究,并取得了一些认识:H_2S、CO_2单一气体腐蚀速度存在极限值,含氧后钢腐蚀速度随含氧量增加而增加;另外,在三种溶解气体共存体系中,起主要因素的是H_2S,其次是CO_2和O_2。     

气井管柱腐蚀机理研究及防治

文23气田是一个整装块状砂岩气田，主块气井不产地层水，只含少量凝析水。投产5年后陆续发现生产管柱大都腐蚀穿孔，严重的则断裂落后，研究发现是由天然气中CO2气体与凝水或地层水作用形成的碳酸水腐蚀。且腐蚀速度及腐蚀程度主要与气井产CO2总量，CO2分压，气流速度密切相关。气井应用加注缓蚀剂，应解决注药工艺及分散性问题。加强对CO2井内监测，及时进行工况诊断，定期检换生产管柱，改进油管节箍组装结构，而优质防腐涂层是延长气井寿命的重要措施。     

磨溪气田修井工艺配套技术效果评价

磨溪气田雷一1气藏属层状孔隙型低渗含硫气藏,开采中金属油管腐蚀堵塞周期短,井下腐蚀堵塞复杂,解除难度大,严重阻碍了气井的正常生产,针对气藏特性和腐蚀成因,采用综合配套修井工艺技术,取得了恢复生产的良好效果.     

断层输导型天然气成藏模式的动态成藏过程——以川西坳陷新场构造带上三叠统须二段气藏为例

上三叠统须家河组二段气藏是四川盆地川西坳陷致密砂岩气勘探开发的重要区块,但须二段气藏气水分布关系复杂、勘探开发难度较大。为了给川西坳陷须家河组气藏的高效勘探提供新思路,以新场构造带须二段气藏为研究对象,根据地层水化学特征,结合构造、断层输导体系特征及单井生产动态分析,探讨了SN走向断层对须二段气藏天然气成藏及气水分布的影响。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏油气高产富集区主要表现为断层输导型天然气成藏模式,该类成藏模式具备良好的构造—断层—储层配置条件,含气性好;(2)断层输导型成藏模式的气藏高产富集主控因素为"古今构造高位+断层通源输导+优质储层聚气",构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键;(3)根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性,结合单井生产数据,将断层输导型天然气成藏模式细分为"高产稳产、气水同产""中产稳产、低产水""低产气、高产水"3种气水产出特征;(4)具有"高产稳产、气水同产"生产特征的钻井,表现出"断层、储层在构造高部位相接"的特征,而具有"中产稳产、低产水"生产特征的钻井,普遍具有"断层、储层在构造高部位、低部位均相接"的特征,单井以产气为主,天然气产量稳定,仅产少量低矿化度地层水,可以通过实施水平井钻井来提高单井产量,以获得较好的经济效益。     

制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田的应用

井底积液是导致单井产量下降和储层污染的主要原因,采用何种方式能够实现积液井快速有效低成本地排液复产是苏里格气田开发及正常生产的关键。连续油管氮气气举排液技术是使用制氮车或者液氮泵车配合连续油管设备进行排液作业的工艺技术,在现场应用中发现使用制氮车比用液氮泵车进行连续油管氮气气举排液作业的成本更低、更安全。苏里格气田采用NPIU1200-35HP膜制氮增压设备进行现场制氮和增压,配合进行连续油管氮气气举排液作业施工数井次,取得了显著的成效。因此,制氮车连续油管气举排液技术在苏里格气田开发生产中具有重要的应用价值。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

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长庆气田开发过程中，硫化氢、二氧化碳、氯离子及水等多种腐蚀介质对井下管柱，地面采、集、输设备会产生不同程度的腐蚀，造成油、套管的断裂，井口装置失灵，集输管线爆破等事故。该气田腐蚀主要有硫化物应力腐蚀和酸性气体的电化学失重腐蚀两类。初期开发的气井由于井底残存部分积液，其中溶有一定量的酸性气体，从而形成酸液对井下管柱的腐蚀破坏。随着气井开发周期的延长，酸液腐蚀过程中产生的Ｈ＋在井下高温高压的作用下将不断地渗入到管柱内，从而降低管柱的硬度和强度，在拉应力的作用下将会造成管柱的应力变形或断裂。为抑制腐蚀介质的腐蚀破坏，建立了气田防腐专项研究项目，从根本上探明长庆气田的腐蚀特点，并借鉴国内其它油气田有关防腐工作的研究结果，开发出适合长庆气田的防腐措施，确保气田长期、高效地开发生产。