CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

环氧类内涂层在酸性气田集输管道适用条件探究

为探究酸性气田集输管道中各腐蚀影响因素对环氧类防腐内涂层关键性能指标的影响,确定内涂层在酸性气田集输管道的适用条件,实验室采用动态高温高压釜模拟现场不同的工况条件对涂层样品进行浸泡实验。通过涂层测厚仪、涂层附着力测试仪、绝缘电阻测试仪分别测试涂层在实验前后的厚度、附着力、绝缘性能及表面形貌的变化,进而探究不同的腐蚀影响因素对环氧类内涂层关键性能指标的影响。实验表明:环氧类防腐内涂层在H 2S质量浓度低于20 g/m^3、CO 2质量浓度低于100 g/m^3、液相流速低于2 m/s的腐蚀环境中具有一定的适应性,涂层的关键性能指标(厚度、绝缘电阻等)变化不明显;环氧类内涂层初步具备在酸性气田集输管线应用的条件。     

Ф65.9mm小井眼井专用油管的研制与应用

为了有效地解决小套管内径与下井管杆的匹配问题,研制出几何尺寸适宜于在小套管内施工的下井油管——Ф65.9mm×5.74mm小油管,并对该油管进行了理论计算验证和试验验证。计算表明,其连接强度和接箍内屈服压力可很好地满足使用要求;试验表明,该油管的抗拉能力、整体承压能力和接箍承载面承压能力都能完全满足现场使用要求。该油管在临盘油田LNXI32-23井应用取得成功,与常规油管相比,它具有提高泵效、增加产量和减少事故等优点。     

φ65.9mm 小井眼井专用油管的研制与应用

为了有效地解决小套管内径与下井管杆的匹配问题,研制出几何尺寸适宜于在小套管内施工的下井油管--φ65.9 mm×5.74 mm小油管,并对该油管进行了理论计算验证和试验验证.计算表明,其连接强度和接箍内屈服压力可很好地满足使用要求;试验表明,该油管的抗拉能力、整体承压能力和接箍承载面承压能力都能完全满足现场使用要求.该油管在临盘油田LNXI32-23井应用取得成功,与常规油管相比,它具有提高泵效、增加产量和减少事故等优点.     

全新的油管内涂层高压釜评价方法及评价实例

本研究的目的是验证一种油管内涂层评价方法，从而弥补行业标准SY/T 5951-94的不足。通过全新的高温高压釜试验方法，对一种新型的ATC环氧酚醛改性油管内涂层的防腐效果进行了评价。测试的结果表明，在典型的塔里木油田井下使用条件下，ATC油管涂层不仅对常规腐蚀性离子有良好的防腐效果，而且在含硫化氢和二氧化碳的腐蚀环境中也表现出了一定的稳定性。这一结果与现场使用情况相符，表明文中所述的高压釜评价方法对干油管内涂层行之有效。     

用于排水采气的非API整体接头小直径油管性能评价

为降低苏里格气田排水采气工艺管柱成本,研发了一种基于中碳无缝钢管的非API整体接头小直径油管,其接头采用二次加热、二次镦锻外加厚成型。该材质管柱未见用于油气田井下管柱的先例,故对其油管本体及接头的常规理化性能、耐腐蚀性能和实物管力学性能进行评价和分析。结果表明:热镦锻加工后接头处材料的屈服强度由382 MPa提高到527 MPa,硬度和冲击性能满足使用要求;实物管在30 MPa内压条件下拉伸失效载荷为253.25kN,远大于苏里格气田平均管柱下深时的该油管自重,安全系数可达1.96,抗内压强度大于62 MPa,管柱平均腐蚀速率与现用N80油管相当;非API整体接头小直径油管性能满足苏里格气田下井和排水采气工艺要求。     

川东气田油管腐蚀及对策

川东气田气体一般含有比Ｈ＿２Ｓ、ＣＯ＿２、Ｃｌ常造成油管腐蚀穿孔，乃至油管断落等复杂情况。文中针对川东气田各种腐蚀现象，结合川西北等地区的腐蚀情况，分析了腐蚀原因和机理，提出了选择合金钢作采气管材和使用缓蚀剂及油管内涂层等防腐对策。     

酸性气田连续油管作业防硫缓蚀剂研究与应用

针对酸性气田连续油管作业,在高温高压强酸性环境下,连续油管不可避免的受到湿H2S腐蚀,导致连续油管性能退化,引起穿孔、氢脆及断裂等现象,连续油管使用寿命明显缩短。通过实验评价,研选出了咪唑啉类A-283防腐缓蚀剂作为连续油管在酸性气田环境下作业用缓蚀剂,在100℃、70 MPa、5000 mm/s的17.5%H2S气体速率中反应24 h缓蚀率95.4%,最佳加入浓度是5%,在酸性环境中结构性能稳定,无毒、无污染,缓蚀时间长、受腐蚀次数多。在酸性气田D402井现场应用中,连续油管内外表面喷涂预膜A-283缓蚀剂处理液后,缓蚀率达到95.6%,防硫缓蚀效果显著。     

含CO_2气田的防腐对策

徐深气田腐蚀影响因素很多,其中以CO2、Cl-、流速、温度影响为主。徐深气田的腐蚀是多种因素共同作用的结果,需采用多种防腐措施相配合的形式,降低气田腐蚀速率。在现场应用316L不锈钢管道27口井,2205双向不锈钢盘管加热炉15台,现场实际应用效果较好,未发生穿孔腐蚀事件,经超声测厚无明显腐蚀现象。地面腐蚀主要集中于弯头、三通部位,可以采用内涂层防腐形式提高防腐性能,具有耐化学腐蚀性强、附着力强、抗冲蚀性好等特点。试验应用了油溶性缓蚀剂,目前已推广应用48口井,根据气井腐蚀程度不同,加注周期为7~14天一次,加注量为20~100 kg,有效降低了腐蚀速率。     

300%扩张比抗H2S腐蚀堵水桥塞研制及应用

由于普光气田气井的硫化氢含量高,采用了永久式完井管柱,难以实施动管柱堵水、化学堵水等工艺。因此,选用不动管柱过油管下入桥塞堵水工艺。常规桥塞的扩张比小于150%,而且直径大而无法过油管下井。研制了直径为ø62 mm的大扩张比抗硫桥塞。本体材料选用718镍基合金; 胶筒材料选用氢化丁晴橡胶,并进行特殊工艺处理。试验结果表明,该桥塞可过油管下井,在177.8 mm(7英寸)套管内卡封,130 ℃下其密封压差达16 MPa,径向扩张比达300%,耐体积分数为20%硫化氢腐蚀。     

环氧粉末涂层油管偏磨试验研究

环氧粉末涂层油管在大港油田腐蚀油井进行了试验应用,在井筒内防腐方面取得了较好的应用效果,但由于抽油机有杆泵杆管偏磨问题损坏了油管涂层,使防腐性能下降,对其耐磨性能需要进一步研究认识。通过开展涂层油管偏磨试验,研究分析了不同类型扶正器对涂层油管的磨损速率,并预测环氧粉末涂层油管的耐磨周期,为优选最优摩擦副,提高环氧粉末涂层油管使用周期提供理论依据。     

油气管道内防腐涂层性能研究

油气管道内防腐涂层的失效是一个长期过程,为了研究服役后管道内涂层的性能,截取了某干线服役管段,针对管道内涂层开展了附着力试验、剥离试验、磨损试验、盐雾试验、浸泡试验、气鼓泡试验、水压鼓泡试验和柔韧性试验等研究。结果表明,服役后的管道内涂层耐磨性及附着力较好,经盐雾试验和水浸泡试验后涂层出现轻微鼓泡现象。总的来说,该涂层在服役环境下具有较好的防腐性能,能够满足石油管道的使用要求。     

元坝高含硫站场排污管线腐蚀风险及技术对策

元坝气田天然气中高含硫化氢、中含二氧化碳,且气井普遍产出凝析水和地层水,溶解了硫化氢气体的气田水进入天然气集输系统站场内的排污管道,导致抗硫碳钢排污管内腐蚀环境恶劣,存在较大的腐蚀风险。通过室内实验和现场试验评价分析,认为抗硫碳钢A333须有缓蚀剂配合使用才能满足含硫湿酸气环境下的腐蚀控制需求;在没有缓蚀剂保护的内腐蚀环境下,抗硫碳钢A333以局部腐蚀为主,腐蚀呈现点蚀扩大和坑蚀现象,平均腐蚀速率达到1 mm/a以上。针对现场排污管线腐蚀风险,制定了元坝气田站场排污管线腐蚀控制技术对策和研究方向,为同类含硫气田站场排污管线材质优选和腐蚀控制方案确定提供了借鉴和参考。     

防腐油管种类及其应用分析

为了减少油管腐蚀和油田损失,系统综述了表面涂层类、表面处理类和内衬防腐材料类防腐油管性能特点及其应用情况。结果表明,内表面氮化处理和镀层处理对于提高油管抗腐蚀性能具有显著作用,且氮化处理和镀层处理类防腐油管将是未来油管防腐的主要方向,而玻璃钢内衬防腐也将成为油田未来油管防腐的一种发展方向。因此,各油田应根据不同服役环境和不同腐蚀介质合理选择防腐油管种类。     

浅谈油管和套管的防腐问题

为了防止井下管柱的腐蚀,目前世界上成熟的经验是内涂层防腐技术。有人企图将内涂层、内镀层防腐改为外涂层、外镀层防腐,这是不妥的。从电化学腐蚀理论出发,通过模拟油井状态的原电池试验,说明外涂层油管的外涂层损伤后,损伤处集中腐蚀,缩短了油管的使用寿命;外镍磷镀油管镀层的镍和套管的铁,由于电位差会加速套管的腐蚀。认为油管和套管的防腐蚀问题,应互相兼顾、统一设防。     

注污水井下油管腐蚀特点及防腐对策

在油田开发过程中，注污水井下油管的腐蚀问题日趋突出，本文总结了注污水井井下油管腐蚀情况及腐蚀因素，阐述了环氧粉末涂层防腐油管的生产工艺、油管的防腐性能特点等，通过现场应用，表明环氧粉末涂层防腐油管具有较好防腐防垢性能，经济效益明显，具有较好的推广应用前景。     

连续油管模拟试验方法

从直管模拟方法入手，详细介绍了连续油管的几种模拟试验方法。这些模拟方法可以准确预测出连续油管下井遇阻问题。分析了影响连续油管下井作业的各种因素后指出，连续油管的残余弯曲、瑞部载荷和井身结构是影响连续油管下井能力的重要因素。如果不采取措施减小端都载荷和残余弯曲以及加强对井身结构的预测，将会导致连续油管过早地“锁”在井中。模拟试验结果与现场应用情况的分析比较表明，采用模拟试验方法预测连续油管下井遇阻是十分准确的。     

双金属复合喷涂技术在高腐蚀气井中的应用

长庆靖边气田部分高产水、高矿化度气井腐蚀严重,油管寿命短,导致气井停产,修井频繁、费用高,给气田生产带来安全隐患。针对以上问题,国外常选用耐蚀合金管材进行治理,但防腐成本高,难以在靖边气田应用。为此提出了底层13Cr不锈钢,面层Al合金的双金属复合喷涂技术,对微观组织和耐腐蚀性能进行分析,结合现场挂片试验及腐蚀检测手段评价应用情况。结果表明,双金属复合喷涂涂层孔隙率低、耐蚀性能优、成本低,为低产、高腐蚀气井提供了一种经济有效的防腐手段。     

油管内涂层防腐技术应用

2006年下半年天然气事业部采气工程部开始了油管防腐调研,经过深入的调查研究后确定使用3SB扣内涂层普通油管来替代进口的13Cr油管的方案,并组织了油管内涂层防腐技术抗腐蚀实验和3SB扣密封效果的实验。为今年YH23-1-22井和YH23-1-10井使用3SB扣内涂层普通油管提供了理论和事实依据。实验检测情况和现场应用情况都证明使用3SB扣内涂层普通油管来代替进口的13Cr油管是完全可行的,这一技术的成功应用不但可以节约采油、采气成本,也可以降低对进口13Cr油管的依赖程度。     

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。