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针对海上X气田老井回注CO2可行性的问题,基于De Warrd模型,计算老井2002年至2021年间油套管腐蚀速率,参考AP1 5C3等标准,结合温度效应,得到老井的油套管柱剩余强度计算模型,评估海上X气田老井回注CO2可行性,为海上老井改造工程提供参考。研究表明:老井油套管柱由于长时间的服役,其强度会发生衰减,回注前必须综合考虑腐蚀、高温的影响,计算管柱剩余强度,避免剩余强度计算不准确引起的工程决策失误;X气田A井油层套管抗外挤强度降低约14.01%,抗内压强度降低约8.70%。而油管抗外挤强度降低约17.55%,抗内压强度降低约10.44%。 相似文献
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随着油田开发时间的不断延长,在不断承受高压注水、腐蚀、出砂及工程技术原因的影响下不少套管出现了套损现象,为了节约开发成本,利用老井眼,进行小套管二次固井技术修复了油水井,恢复了产能,但受内通径的影响,给修井工作带来了不少问题,在回采、封堵、防砂施工后常常留有水泥(树脂)塞,为了生产的顺利进行,要进行钻塞施工,在现场施工中,常常出现钻塞无进尺和钻速慢的现象,严重影响了油水井产能,钻扫技术成为制约小套管井开发的技术瓶颈之一,本文尝试分析其原因,提出解决办法,抛砖引玉开阔技术思路。 相似文献
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潘国臣 《中国石油和化工标准与质量》2012,33(11):91+103
塔河油田为世界上最深的碳酸盐岩油藏,井深6500m,油田为典型的高H2S、高矿化度水腐蚀环境,近年来频频发生井口附近套管腐蚀断裂、悬挂器窜漏。目前只能通过取换方式处理井口段套管与悬挂器,取换作业难度大、要求高。本文针对套损井固井工艺,结合作业难度,提出了两套井口套管取换方案,推荐优先采用套管倒扣直接对扣回接的方案。 相似文献
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牙哈凝析气田是目茸我国已投入开发的最大的整装凝析气田,采用循环注气部分保持压力开采。投产6年来,凝析气井在高矿化度地层水和CO2的腐蚀下,油、套管均存在不同程度的腐蚀或穿孔。MIT测井仪是评价油、套管磨损的新型仪器,其测井数据可准确得出井下油、套管变形、穿孔及内壁腐蚀的情况,并使用MITpro、MITcal和NIITview程序直接观测井况,快速识别油、套管破损井段和情况,为以后的作业提供准确的数据,优化后续作业设计。 相似文献
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《化工设计通讯》2017,(10)
文留油田进入开发后期,由于断层多,油层埋藏深,同时具有高温(80-130℃)、高压、高矿化度(15×10~4~35×10~4mg/L)的地质特点,导致油水井套管腐蚀、损坏严重,造成大量油水井报废封井。今年以来,对全厂报废井进行了现场调查,根据调查我厂目前共有长期报废井48口,经与地质结合,急需下步封井治理的井有26口。以前一般都采取井口安装套管帽、注灰打灰塞封井,由于受长期周围注水井注水影响,油层压力越来越高,灰塞失效导致井口油水冒出,不但造成环境污染,而且影响了邻井的有效注水。因此,必须优化报废处理工艺,采取挤堵封井工艺,实现对油层射孔段的永久性封堵。 相似文献
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川西气田深井腐蚀的主要影响因素是CO2腐蚀,气井产水是气井管柱腐蚀的先决条件,温度和压力影响CO2对油管金属的腐蚀最为严重。模拟表明气井管柱腐蚀速率随PCO2增加而增加,在温度60℃~90℃区间腐蚀速率最快。针对油套管腐蚀和破损变形易出现井下复杂事故、影响气井寿命、降低经济效益等问题,对油套管腐蚀和破损变形监测技术显得极为重要,文中分析了多臂井径测井技术对油套管监测是有效可行性和先进性,并在现场取得成功。油套管监测技术对气井采气管柱腐蚀监测、维护、减少井下管柱断落事故的发生及延长气井寿命有着积极的作用。 相似文献
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随着子洲-米脂气田的大规模开发,产水气井及产水量的逐年增多,因腐蚀而引起的管筒穿孔、断脱,井口及集输管网渗漏问题的日渐突显,给气田生产造成了严重危害和经济损失。为了准确掌握井下油套管腐蚀状况,需要系统分析影响井下管串腐蚀的主要因素、腐蚀程度及防腐效果及进行腐蚀规律研究。本文主要对子洲一米脂气田生产井的腐蚀性影响因素及腐蚀规律开展研究,通过整理检测气田整体区块的气质、水质和凝析油基础物性,结合对井筒的腐蚀挂片试验,通过应用腐蚀机理研究,分析判定了子洲-米脂气田天然气属于微含硫、低含CO2干气气藏,气井存在的腐蚀和结垢趋势,气田腐蚀主要表现为CO2腐蚀,对CO2分压、pH值、H2S、凝析油等主要因素和次要因素进行了系统分析,将来为下一步筛选合理缓蚀剂提供理论依据。 相似文献
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Wonmo Sung Sunil Kwon Sangjin Kim Hyemin Park Youngsoo Lee Inhang Yoo 《Korean Journal of Chemical Engineering》2011,28(2):470-479
This paper presents a simulation study of fluid flow in the tubing on a reservoir system formed in a severe cold region. The
thickness of the permafrost and specific gravity of the oil were applied by field survey. Then, flowing improvement techniques
for oil production such as progressive cavity pump (PCP), insulated casing, electric trace heater and gas lifting were applied.
For the reservoir located at 1,000 m depth in the Arctic region, the thicker the permafrost layer was, the more the mobility
of oil in the tubing declined. By applying the flowing improvement techniques to this reservoir, the effect of the heater
increased with the oil containing heavier components, and it was found that the production rate was improved as the heater
installation interval became deeper. Despite the gas lifting method showing better productivity compared to other methods,
there was an optimal injection rate at which the production rate became maximum. Moreover, it was shown that increasing the
temperature of injection gas had little effect on enhancing the oil flow in tubing. Based on these results, flowing improvement
techniques were applied to the oil wells in the Ada field. The productivity by PCP of Bashenkol_1X well, which contained comparatively
light oil, increased 3.75 times more than natural state. Also, additional installation of insulated casing could yield better
production. In the case of Bashenkol_3X in which 19.2° API of heavy oil was reserved, oil production was impossible without
flowing improvement methods. This well was able to produce 158 BOPD of oil by installing PCP with insulated casing and additional
installation of heater increased production rate to 267 BOPD. Meanwhile, although the gas lifting method can greatly improve
productivity, the applicability and cost should be considered prior to its being applied. 相似文献
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在塔里木油田原油开采过程中,地层产出液矿化度很高,很多油井带有大量的硫化氢、二氧化碳、氯离子、游离氧等侵蚀性物质,对井口设备、井下采油套管以及油气集输系统会造成严重腐蚀,甚至引发严重事故。为了缓解油田设备因硫化氢腐蚀引起的问题,本文通过有机合成方法制备了EDTA铁铵、NTS,并与三乙胺、DMF复配形成脱硫剂,通过碘量法测定脱硫率,探究了脱硫剂在油田模拟水中最佳脱硫浓度。实验得出制备NTS的最佳条件:氯乙酸、氯化铵配料摩尔比为3∶1.02、反应温度为70℃、反应时间2h,pH值控制在1.0左右。脱硫实验中得到,脱硫剂在模拟水中的比例为10%时,脱硫效果最好,最高脱硫率达98.01%。合成制备的复合型绿色脱硫剂脱硫效果较好,将有望应用于输油管道脱硫,解决由于硫化氢造成的管路腐蚀问题。 相似文献
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