文昌油田套管钢电偶腐蚀与缓蚀剂研究

文昌油田套管设计中采用了13Cr-L-80和N-80两种钢材。实验研究了两种钢材在完井液(盐含量高达30％的溶液)中的电偶腐蚀并筛选了缓蚀剂。在pH=6．5的隐形酸类完井液中，13Cr-L-80的开路腐蚀电位明显较N-80为正，二者相差数百毫伏；在65℃下不同钢材耦接时，13Cr-L-80钢的腐蚀速率(0．182mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．381，0．396mm／a)为小，N-80钢的腐蚀速率(0．929mm／a)较该钢材相互耦接时的值(0．573，0．592mm／a)为大，表明发生了电偶腐蚀。从9种商品中筛选出的缓蚀剂JC-6，在加量15g／L时使13Cr—L一80和N．80耦接时60℃腐蚀速率分别降至0．012和0．165mm／a，降低率93．4％和82．2％；JC-6与PA复配物使耦接钢材腐蚀速率进一步降低，质量比为90：10的复配物(代号JCP-6)在加量15g／L时使70℃腐蚀速率分别降至0．013和0．069mm／a，降低率88．5％和96．5％。极化曲线表明JCP-6对于两种钢材均为阴极型缓蚀剂。JCP-6与完井液、海水配伍，温度升高(10～80℃)使配伍性变好(溶液浊度减小)，pH改变(1．7～7．5)对浊度影响小。JCP-6为成膜型缓蚀剂，简略讨论了缓蚀机理。图5表3参5。     

抗高温高密度无机盐完井液中复合缓蚀剂对P110钢的抑制腐蚀作用与机理

针对高温深井(井温>160℃,井深>5000 m)的油气勘探开发过程中平衡地层压力、减轻储层伤害及防腐的需要,开发了一种低腐蚀性高密度无机盐完井液体系。采用高温高压腐蚀仪及失重法评价了在不同温度(160～180℃)、密度(1.80～2.30 g/cm³)及缓蚀剂加量(1%～5%)下该完井液对P110钢片的腐蚀规律。研究结果表明,随着温度的增加,平均腐蚀速率及点腐蚀速率增加,随着缓蚀剂加量的增加,腐蚀速率随之降低,完井液中的缓蚀剂具有较好的缓蚀效果。采用场发射扫描电镜(SEM)观察了P110钢片表面形成了致密的缓蚀产物膜。采用X-射线能谱仪(EDS)、X-射线光电子能谱仪(XPS)揭示了完井液中缓蚀剂与P110钢片的缓蚀作用机理,在P110钢片表面主要形成了Fe₃O₄及Fe₂O₃,以及三价铁与完井液缓蚀剂中有机成分形成的有机铁络合物。缓蚀剂不仅参与了产物膜的生成,而且促进了铁的氧化钝化,协同实现了高密度无机盐完井液在高温下对P110钢的缓蚀效果。低腐蚀性高密度无机盐完...     

盐水修井液缓蚀剂的优选

通过对盐水修井液缓蚀剂的优选,选出了对N80油管钢片缓蚀效果好,并且用量小、货源广、价格适中、易配制的缓蚀剂WP、PS、BZ和YN.通过对该缓蚀剂与盐水修井液、地层水的配伍性、对油层岩心的伤害性和热稳定性进行评价,优选出了缓蚀效果明显、易于推广的缓蚀盐水修井液配方.现场应用表明,该修井液在地层温度最高为157℃、井内工作时间最长为85 d时,无沉淀产生,对井内管柱、工具无腐蚀,保障了试油、修井作业的顺利进行;该修井液性能稳定、配伍性好、不对油层造成新的伤害,能确保施工作业安全,延长了油水井寿命,并且配制工艺简单.     

有机盐钻井完井液对套管油管钢腐蚀速率的影响

模拟油气田腐蚀环境,利用高温高压釜,采用SEM和EDS技术,辅以失重法,考察了常用套管油管钢P110、N80、HP13Cr以及超深井用套管钢VM140在有机盐钻井完井液中的腐蚀行为.结果表明,HP13Cr钢几乎不腐蚀,P110和VM140钢为轻度腐蚀.N80钢为中度腐蚀,随着腐蚀天数的增加,HP13Cr、N80和VM140钢的腐蚀速率都随之增大,只是HP13Cr和VM140钢的腐蚀速率增大不明显,P110钢的腐蚀速率却随之减小.     

川中含硫区块回注井油套管腐蚀及缓蚀剂防护

川中地区气田水在回注过程中暴露出井下管束断落、腐蚀穿孔及窜漏等现象。其中,由于腐蚀导致停注的回注井占停注井的35%以上。从腐蚀评价结果发现,川中含硫区块在役回注井油套管处于中度和严重腐蚀,温度升高腐蚀加剧,且呈现局部腐蚀特征。通过对缓蚀剂溶解性和防腐效果评价,筛选出适合川中含硫区块回注井的井下油套管缓蚀剂CT2-19C,其液相缓蚀率80%。     

钻井,完井液用缓蚀剂,杀菌剂的评选

针对钻井、完井、修井作业的需要,对国内生产的16种缓蚀剂与8种杀菌剂进行了评选。实验结果表明,在25℃的人工海水中,所有受试缓蚀剂低浓度下的性能均欠佳,在高浓度下GT2-7的缓蚀效果最好;在二连油田污水中,TS-810的杀菌效果最好。对该二种药剂的缓蚀、杀菌性能作了初步分析。     

套管回接工艺技术

套管回接工艺,就是将丝扣滑脱、断、裂的套管倒出来,用同一钢级、壁厚的套管在井内重新连接起来,试压达到采油工艺标准的工艺技术。     

超深高温弯曲井眼套管抗挤强度模型研究及应用

在定向井或水平井开发深层盐下油气资源时,套管柱在盐膏层的造斜段中受非均匀外挤载荷、井眼弯曲载荷及高温综合效应影响下易发生失效,严重影响井筒管柱完整性和生产安全。文章基于非均匀载荷下套管抗挤强度计算模型,引入井眼弯曲载荷和高温效应对套管屈服强度折减影响,建立了超深高温弯曲井眼套管抗挤强度评价模型,用以评价超深井中套管柱在盐膏层造斜段的抗挤强度可靠性。结果表明：井下套管剩余抗挤强度系数随套管外挤力非均匀系数增加呈近似抛物线型降低,随井眼曲率和井筒温度升高呈近似线性降低;套管外径和壁厚越大,井眼曲率和井筒温度对其抗挤强度折减越明显,而非均匀外挤载荷对三种规格套管抗挤强度影响相当。该研究成果在某盐膏层斜井中进行了现场应用,很好指导了该井套管的选型,并为同井型的套管实际抗挤强度评价及套管选型提供了技术支撑。     

油气田缓蚀剂的筛选与评价

中国石油长庆油田公司某气田气井CO2平均分压为0.32 Mpa,具备产生CO2酸性腐蚀的条件,需进行有效防护.加注缓蚀剂是解决气田CO2腐蚀的有效方法.采用挂片失重法对10种缓蚀剂样品进行了常温常压和高温高压试验,筛选出了H5和H6两种相对高效的缓蚀剂样品.试验结果表明,当缓蚀剂质量浓度为300 mg /L且温度处于低温区时,其缓蚀率可达85%左右.     

OILAID-CI-O2水溶性、成膜胺类缓蚀剂

该缓蚀剂由Messina公司生产。OILAID-CI-O2用于采用高比重卤水的完井液和封隔液的缓蚀剂,在大多数盐水中都非常有效。OILAID-CI-O2是阳离子成膜胺类缓蚀剂／杀菌剂。其主要特性是：     

深探井套管磨穿补救新方法一套管回接"固两头"技术

科学探索井钻探是从事地球科学研究和探测地下矿产资源的有效途径,但因其具有难度大、取心多、周期长的特点,往往在钻探后期或试采过程中出现套管磨穿的现象已是不争的事实.从浅析套管磨损原因出发,以SK1井为例介绍了科学探索井套管磨穿后的尾管回接"固两头"补救技术.初步分析认为,深探井完井阶段套管磨穿的原因主要有两个方面:一是下部钻井和完井试油周期长,导致上层套管变形磨穿;二是环空固井质量差,造成油气窜入管内或窜出地面.固井实践表明,固两头技术具有工艺简单,成本较低,效果良好等优点,值得钻井同行借鉴.     

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近年世界各高压油气深井中普遍使用VAM、2SC、3SB、NS等系列特殊丝扣套管及油管。本文从世界开发油、套管产品的动向简介了特珠丝扣的结构原理,除部析3SB和VAM两种特殊丝扣的优越性以外,并列表对比了6种特殊丝扣的主要性能。又对如何选择、检验、使用等方面提出了具体意见。     

深井超深井套管选择中的若干问题

提出了选择深井、超深井套管应注意的若干问题.根据套管的受力、使用环境等条件合理的选用非API套管;避免使用高强度套管;APIBTC螺纹厚壁套管接箍的强度低于管体的强度,使用厚壁套管解决抗挤强度时,必须考虑接箍的强度;腐蚀环境下套管的选择;根据不同井况选择不同螺纹形式,特殊螺纹与API螺纹不能互换使用;非API的新型套管下井前,可通过全尺寸模拟试验对其结构和密封完整性进行评价.     

中高含水井油套管碱性缓蚀技术

针对中高含水油井采出水矿化度高、SRB(硫酸盐还原菌)发育及H2S、CO2含量较高易在油井井筒形成酸性环境,导致油套管腐蚀速度加剧的情况,研究了经济实用的非对称性NYS-9碱性防腐技术,在长庆陇东油田进行了现场试验。室内评价试验和现场应用结果表明,这种含氮的杂环化合物,能有效抑制含H2S、CO2及SRB的高矿化度水中N80油套管的腐蚀,同时通过添加硫脲及表面活性剂对目标分子的复配,使缓蚀效率进一步提高。该技术的开发对下一步中高含水油井油套管防腐治理具有良好的借鉴和指导意义。     

油水井套管的深井牺牲阳极保护技术

选择大庆油田采油六厂土壤腐蚀性严重区域的10口油水井作为工程试验井,对其浅表层套管实施阴极保护。完成了深井牺牲阳极地床的设计、阳极种类的选择、阳极形状的设计与计算、阳极排的安装与工程施工、现场测试及保护效果评价等。试验结果表明;该项技术可使地表下150 m深范围内的浅表层套管的保护电位负于－0．85V（Cu/CuSO4),消除了阳极区,使浅表层套管获得保护。     

组合测井方法在深层气井套管质量评价中的应用

针对深层气井的特点提出了小直径多臂井径和电磁探伤相结合的深层气井套管质量评价方法,并采用该方法对AS9-P5井、AS27-P1井和AS3-P2井的井下套管进行了测试。结果表明,小直径多臂井径和电磁探伤深层气井套管质量检测技术可以有效判断深层气井井下套管风险程度,为压裂、完井方式、修井和射孔方案的制定提供可靠依据。     

某油井套管腐蚀原因分析

某油井套管拔出时产生严重腐蚀,对腐蚀产物颜色及腐蚀管宏观特征进行了分析,其主要腐蚀形式为点蚀.用电子扫描显微镜、金相显微镜、能谱、X衍射等方法对腐蚀套管的形貌、横截面及腐蚀产物进行分析,该井套管发生的主要腐蚀形式为二氧化碳腐蚀、硫化物应力腐蚀和氯离子点蚀,腐蚀最为严重的第74根套管,发生的腐蚀主要为应力腐蚀.     

丛式井组套管阴极保护在线深阳极井设计及应用

现有丛式井组套管阴极保护阳极井是裸眼完井,运行一段时间后井壁容易坍塌,导致阳极体及出气管线被埋损坏或阳极本体消耗完后不能直接更换,重建阳极井成本高,给管理和维护造成一定的滞后性,削弱了阴极保护的效果。丛式井组套管阴极保护在线深阳极井,延长了阳极井寿命,在线监测阳极井故障时,可通过排气管和独芯电缆一同将阳极本体拔出,再下放新的阳极本体,达到重复利用阳极地床的目的,节约了重新打井费用,也有利于井场环境保护。在某油田5个丛式井组进行了现场应用,应用效果良好。     

高含硫探井转开发井的腐蚀评价

对于含硫油气区域的探井、探井兼开发井,如果油气产能、H2S含量及分布带有不确定性而选用镍基合金油套管,则可能会造成投资过大的风险。选用H2S酸性环境抗开裂的碳钢和低合金钢后,H2S、CO2、元素硫及地层水对油套管的电化学腐蚀变成了主要问题。这时可以通过优化完井技术,增加油套管壁厚来降低应力水平,以防止氢应力开裂;同时,增加壁厚又可以增加腐蚀余量,延长服役寿命。在概述目前国内含硫油气区域油套管腐蚀评价、防腐蚀措施和存在的问题的基础上,详细分析了基于电化学腐蚀的适用性评价、模拟元素硫的腐蚀环境设计、地层水的腐蚀与模拟试验,及自行研制的高温高压循环流动腐蚀试验仪的工作原理与流程,介绍了探井转开发井腐蚀评价实例,列举了探井转开发井投产的风险和目前已具备的条件,给出了科学的现场风险管理措施。      

TK423深井套管开窗侧钻技术

TK423井是塔河油田第一口开窗侧钻井,分析了该井的钻井难点,给出了其井身结构和井身剖面设计情况,详细介绍了该井实钻技术措施及所采用的钻具组合和钻井参数。该井的成功,对塔河油田增产、稳产及降低钻井成本具有重要意义。