长庆油田渗氮套管的耐腐蚀性能研究

针对长庆油田油井套管腐蚀问题,采用并评价了真空渗氮工艺.该工艺处理套管表面形成氮化层,在不降低原有机械性能的前提下提高了表面耐磨、抗蚀能力.经室内、现场试验发现,渗氮管在长庆油井腐蚀情况下的耐腐蚀性能优良.此外,还就渗氮层在不同弯曲、拉应力条件下的微观表面变化对使用性能的影响进行了研究,确定了渗氮套管下井条件.并于2003年首次在2口井得以应用.该工艺为低产低渗透油田的防腐蚀研究提供了新思路.     

超级13Cr油套管在含H2S气井环境下的腐蚀试验

近20年来,在国内外H₂S/CO₂共存环境、高含Cl^-的深井或复杂水平井中,为保障井筒寿命并控制耐蚀合金管柱成本,超级13Cr不锈钢油套管的应用逐步增多,而ISO等标准中对于超级13Cr油套管的适用条件规定严格,特别是在超级13Cr的抗硫化物应力开裂影响因素方面,不同学者研究认识不统一。为此,模拟陕北某区块含H₂S气井腐蚀环境,利用电化学系统和高压腐蚀测试系统,评价了超级13Cr油套管的电化学和抗硫化物应力开裂能力。结果表明,在模拟环境下的超级13Cr电化学腐蚀速率为0.01 mm/a,而传统13Cr的腐蚀速率为0.26 mm/a。同时在抗硫化物应力开裂试验中,加载80% AYS和90% AYS下的超级13Cr没有出现NACE标准溶液试验下的开裂问题。该结果为类似气井环境下的超级13Cr应用提供了一定的参考。     

长庆某气田完井液缓蚀剂的研究和应用

长庆某气田平均井深为3400m，储层上部有多个厚水层，通过定量测定各层的犄蚀速率，从上层到下层的纵向腐蚀分布是腐蚀速率逐渐增大。按照NACERP0775—91规定，腐蚀速率高，数值区间处于中度腐蚀和严重腐蚀之间，而且固井工艺采用局部固井降低成本的措施。提出了使用完井液复合缓蚀荆来延缓外部水对套管的腐蚀。通过对多种缓蚀剂的成分、配伍性和成膜、缓蚀性能的对比评价，优选出了适应该气田完井液体系的缓蚀剂MIG，经室内电化学和高温高压等试验，其缓蚀率达到86％以上，与钻井液配伍性能稳定且价格适中。现场2口井的应用表明，加入MIG缓蚀剂对钻井完井液的性能基本无影响，用前置液对固井段井筒环空钻井液和套管外壁清洗后，MIG复合缓蚀剂不影响固井第一、第二胶结面的质量，并且现场施工方便、简单、安全。     

气井井筒溶垢剂的制备与应用

长庆S2××区块气井井筒堵塞物主要有CaCO_3、CaSO_4、BaSO_4等垢和FeCO_3、FeS等腐蚀产物,对生产影响较大。针对这一情况,从溶垢量、起泡能力和缓蚀性等方面开展了解堵剂的制备与性能研究,确定了配方为10%有机酸YG-1+1%炔醇类酸化用缓蚀剂HJF-50A+0.5%泡排剂UT-11C的酸性解堵剂和配方为10%胺基酸盐YH-1+0.5%十二烷基磺酸盐类泡排剂YFP-2的碱性螯合剂。在温度20数90℃下,酸性解堵剂对CaCO_3的饱和溶垢率为85.93%数87.46%,对应饱和溶垢量为68.74数69.97 g/L;对FeCO_3的饱和溶垢率93.76%数95.02%,对应饱和溶垢量为75.01数76.02 g/L;对FeS的饱和溶垢率为65.69%数71.23%,对应饱和溶垢量为52.55数56.98 g/L;对80S挂片的腐蚀速率3.13 g/(m~2·h),携液率90.00%。碱性螯合剂主要溶BaSO_4、CaSO_4等酸不溶物,在90℃时,对BaSO_4的饱和溶垢率72.43%,对应饱和溶垢量为14.49 g/L;对CaSO_4的饱和溶垢率76.78%,对应饱和溶垢量为61.43 g/L;携液率95%。现场采用酸性解堵剂和碱性螯合剂多轮次间歇加注方式处理井筒结垢严重井,油套压差降幅达1.01数3.0 MPa,产气量增幅为14.2%数53.71%,获得了显著的溶垢效果。     

光纤传感器在管道腐蚀监测中的应用

提出了一种管道腐蚀监测新技术并进行了现场试验.该技术采用固定在管道外表面的"长计量距离"光纤传感器(FOS)测量因管壁腐蚀而产生的应变场变化,经证明非常适合监测腐蚀引起的管壁变薄.在考虑压力和温度波动的影响时,它能准确预测管壁厚度和腐蚀速率变化.局部管壁腐蚀和应力腐蚀开裂的裂纹扩展可利用新型盘绕光纤传感器进行监测,而常规的内壁腐蚀/冲蚀可通过延伸距离为100 m甚至更长的圆环型或螺旋型缠绕传感器进行检测.文章给出管道裂纹扩展和内部腐蚀/冲蚀的室内和现场测试结果.FOS技术和结构化模型软件的结合使用为管道的持续、远程腐蚀监测提供了一种可行的方法.     

局部损伤和不同受力下渗氮套管的耐蚀性能

采用渗氮方法提高钢材耐蚀性能近年来有一定突破,但对J55渗氮管材尚缺乏系统研究.对J55渗氮套管进行了质量检测,并用电化学方法研究了渗氮套管在不同受拉力下和套管渗氮层局部破损情况下的耐蚀性能,结合应力腐蚀试验和三点弯曲试验的数据,提出了渗氮套管的适用条件:井深不大于1 700m,弯曲度小于5°/30m,为渗氮套管下井试验提供了依据.     

天然气井油管有机涂层的失效分析

目的研究有机涂层在天然气井高温、高压环境下的失效特征和失效原因,为天然气井井筒有机涂层应用提供建议。方法模拟含CO_2,H_2S等介质的气井井下环境,通过9轮次、1914 h的长周期浸泡试验,对比测试某种有机涂层试样的厚度、冲击韧性等物理、机械性能参数,分析涂层宏、微观形貌变化。结果经过反复升、降压的苛刻室内浸泡实验后,有机涂层逐步老化。耐磨值由最初的3.28 L/μm下降到2 L/μm左右;硬度值由最初的125下降到95左右;冲击韧性值由最初的37.6 J下降到浸泡890 h时的23.5 J左右,之后趋于平稳。1914 h后,涂层与碳钢基体界面结合性能变差,表面出现明显的局部腐蚀坑点。结论室内涂层试验与气井油管涂层现场生产中发生的失效特征类似,存在失重、减薄—鼓泡—膜下腐蚀、脱落的失效过程。为避免油管内涂层失效,提高防腐效果,建议:在油管生产加工过程中控制固化度,避免因固化度不足导致涂层缺陷;在工程作业中应避免钢丝作业、快速泄压等对涂层的潜在损伤;定期进行缓蚀剂加注,减轻腐蚀。     

国外油田化学防垢技术新进展

在已有研究的基础上,主要针对硫酸钡锶垢在化学防垢剂优选及评价、结垢监测技术、提升化学挤注工艺和水力压裂阶段固体防垢技术等4方面开展了研究与试验,有效提高防垢效率和防垢工艺有效期,控制成本。对于国内海上油田、低渗透油田不同开发阶段的结垢防治有一定的借鉴意义。     

长庆气田Su11井试水和套管腐蚀工程试验研究

为达到经济有效地开发长庆某气田的目的，需对该气田洛河组、直罗组、延安组和延长组的地下水层的腐蚀特征进行研究，为此在Su11井开展了为期近两年的逐层试水和套管腐蚀工程试验，采用井口快速取样和井下高压物性取样分析，全面分析了各层水的物性参数。在明确各层水对套管的腐蚀机理基础上，利用高温高压釜、磁阻测试和井下挂环试验等研究了N80套管钢在各水层原始地层条件下的腐蚀特征，得出了该气田延长组水腐蚀速率为0.131～0.327 mm/a、对套管的外腐蚀相对明显的结论，据此提出了不同固井条件下的防腐建议。     

长庆油田油套管腐蚀预测研究与建议

提出了长庆油气井腐蚀预测技术的主要方向；利用OLI腐蚀软件预测了长庆油田注入水、气田外层水、气田H2S/CO2内腐蚀多种环境条件下的油气井内外腐蚀速率；并将其结果与井下挂片、在线监测的测试结果进行对比，从而验证了预测结果的准确性。 