含硫化氢气井钻井过程中的腐蚀因素与防护研究

在含硫气井的钻井过程中对于HRC大于22的钻具钢材除了腐蚀疲劳之外，在pH值小于9的环境中会发生硫化物应力腐蚀破裂，这种破坏比腐蚀疲劳更突然、更快，使钻杆大量损坏。含硫气井在钻井过程中，由于湿硫化氢的出现，常常会出现油管、套管、钻井设备、钻井仪器以及对支持保护管柱的水泥环柱等腐蚀和损坏问题，为此，阐述了湿硫化氢的腐蚀特点、机理，归纳总结了影响腐蚀的因素，综述了如何在这些方面防止其腐蚀，使损失减小，为指导油管、套管防腐工程实践提供了依据。建议在钻井过程中采用碱性钻井液，其pH值可到9或更高(至pH值12)，以减缓或防止钻井过程中电化学从硫化物应力腐蚀破裂；含硫气井用的钻杆应该间歇使用。钻杆停用堆置时间可使其放氢，使钻杆恢复韧性，防止硫化物应力腐蚀断裂。     

利用控制头酸化测试联作的新方法

采用采油树进行酸化作业，安全可靠，但在原钻机试油过程中，采用采油树酸化作业工作量大而繁重，存在一些不便之处。利用控制头替代采油树酸化作业，可以解决困扰酸化施工时来回倒换井口的难题，并且可以缩短试油周期，减少管柱起下钻次数，为含硫化氢油气井的施工提供了安全保障。1997年以来，在塔中26井、塔中126井利用控制头实施酸化作业并获得成功，为酸化测试联作及超深高含硫井的施工积累了实际经验。     

井口伴生气全自动回收工艺

为了解决伴生气放空带来的能源浪费和环境污染问题,提出井口伴生气全自动回收工艺,该工艺具有能耗低、安全可靠、收气效率高和安装维修方便的优点,适合在东北寒冷环境中作业。     

作业井口增力装置的研制与应用

为解决稠油井开采中井筒出砂严重、管柱容易遇卡和修井机提升力不足的问题,研制出作业井口增力装置。该装置主体由内管、外管、活塞管、端盖、承压环、吊耳、液路元件和密封元件等组成。现场应用表明,作业井口增力装置与修井机配套使用,可使大部分遇卡稠油井得以解卡,同时证明该装置设计合理,操作简单,解卡时几乎没有安全风险。     

XFF52-25型采油闸阀阀体应力分析

采油闸阀作为井口装置的主要承压部件,其性能直接关系到井口装置的安全。由于阀体的结构复杂且几何形状不连续,采用常规的力学分析方法进行强度校核时误差大。应用Pro/E三维软件对闸阀阀体建模,进行载荷分析和应力、应变计算,分析了XFF52-25型闸阀阀体的受力情况。为同类产品的设计和改进提供依据。     

变梯度控压钻井井控过程中井口回压变化规律

为了准确掌握变梯度控压钻井井控过程中井口回压的变化规律,采用考虑密度突变的井筒气液两相变质量流动模型,分析了基于井底恒压的变梯度控压钻井井控过程中井口回压的变化,探讨了不同因素变化对井口回压的影响,并开展了最大井口回压影响因素敏感性分析。研究发现：变梯度控压钻井在控制井底压力恒定时井口回压的调节受气体膨胀、分离器位置处液相密度突变、套管鞋及海底泥线处环空变径等多个因素综合影响,其变化规律更加复杂;其他条件不变时,分离器与钻头间距越小、轻/重质钻井液密度差越大、地层压力越大、循环排量越小,循环排气过程中的井口回压越大;对于最大井口回压而言,地层压力、轻/重质钻井液密度差、分离器与钻头间距、循环排量的比变异系数值依次减小,敏感性程度也随之降低。研究结果可为变梯度控压钻井井控过程中的井口回压准确预测和井筒压力精细控制提供理论支撑。     

井控器材井口快速试压工具

修井施工单井更换频次高、施工周期短、地层压力低及整井试压无法实现等因素极大地限制了修井井控器材的单井试压,为此研究设计了井控器材井口快速试压工具。该工具可以在一次试压过程就能将所有的井控防喷器材以及井控系统中的关键环节全部检验一遍。现场试验结果表明,工具能在一个班组人员的操作下,上修第一时间快速试压,用1台手压泵和约30 L清水,用时约30 min即可完成对修井单井井口的针对性试压,使修井井控工作得到最大程度上的安全保障。     

基于专家PID控制器的节流压井管汇电气控制系统

论述了专家PID控制器在油田节流压井管汇控制系统中的应用,给出了控制算法和专家PID程序框图.通过专家PID控制器能够改变输出电压来控制执行机构变频调速器的频率,从而使整个系统保持给定压力.该控制系统实现了对套管压力、立管压力的智能控制,现场试验表明系统在各种扰动情况下,响应速度小于0.2 s,控制精度达到0.01 MPa,达到设计要求.     

存储式数字压力检测仪的电路设计

随着石油生产技术的进步及其复杂程度的提高，井场科学计量是十分必要的。常规的压力检测仪表不适合井场的安装应用条件，经常遭到破坏，因而设计新型的井口压力检测仪有其它实用价值。     

A2井表层套管腐蚀机理分析与防护对策

目的 通过对A2井表层套管外腐蚀产物组分化验与电化学测试,确认其腐蚀原因,并结合现场实际情况制定防护措施。方法 对收集到的腐蚀产物进行能谱元素、XRD组分分析,并参考NACE-TM0194—2014和SY/T 0532—2012进行SRB、TGB分析。结果 能谱分析显示,腐蚀产物主要由氧、铁、碳元素组成,其次还含有少量钠、钾、氯、硫元素;XRD分析显示,腐蚀产物主要成分为BaSO4、Fe2O3和FeS;细菌化验显示,腐蚀产物中含有SRB和TGB,具备通过微生物代谢提供H2S的条件。实际检测A2井涂敷防腐实施后,表面腐蚀得到明显控制。结论 A2井表层套管外腐蚀产物主要为Fe2O3和FeS,腐蚀的主要原因为大气环境氧腐蚀,次要原因是细菌作用产生的次生硫化氢腐蚀,产物中大量的重晶石和少量的无机盐来源于钻井液,海水为细菌提供了来源。基于腐蚀产物分析结果,采取的主要防护措施是隔绝大气和水。通过对石油管道涂敷技术调研分析,结合A2井作业空间,提供了一种STOPAQ防腐膏挤注与涂敷防护方案。该技术操作安全方便,无需对腐蚀面进行特殊预处理,作业过程中无需停产。