典型离子对碳钢CO_2腐蚀的影响

为了考察油气田生产液中典型离子对CO_2环境下管道腐蚀行为的影响,采用腐蚀模拟实验,结合极化测试、交流阻抗谱测试等电化学方法及p H值分析方法,研究了Cl~-、SO_4~(2-)、Ca~(2+)、HCO_3~-和CO_2共存环境下碳钢(N80钢)的腐蚀行为。研究结果表明:(1) Cl~-、SO_4~(2-)对N80钢的腐蚀作用基本相同,Ca~(2+)、HCO_3~-均能在一定程度上抑制N80钢的腐蚀,HCO_3~-对腐蚀的抑制作 用明显优于Ca~(2+);(2)加入Cl~-和Ca~(2+)后溶液p H值的变化可以忽略,加入SO_4~(2-)和HCO_3~-后溶液p H值升高;(3) Ca~(2+)参与到腐蚀产物膜的生成,导致腐蚀产物膜孔隙率降低,因而在该介质环境下材料腐蚀速率低,感抗弧缩小;(4) HCO_3~-的存在升高了溶液p H值,降低了溶液的腐蚀性,同时也增大了CO_3~(2-)的离子浓度,促进了Fe CO_3的沉积,使腐蚀产物膜更加致密和完整,导致HCO_3~-溶液中测得的感抗弧消失,材料的腐蚀速率显著降低。结论认为,该研究成果可以为石油化工行业的防腐工作提供理论及技术支持。     

沿井筒方向变化的CO_2分压对油管服役时间的影响规律研究

开展沿井筒方向变化的CO_2分压下油管服役时间规律研究,有助于最大限度地延长油管使用年限。为此,将CO_2分压引入Q/HS14015标准腐蚀速率模型中,结合坐封、生产和开发过程中油管服役工况,建立了以油气产量和腐蚀环境为参数的井筒CO_2分压耦合计算模型。应用该模型的计算结果表明:①沿井深方向CO_2分压呈多项式分布,同一井深处,产量越大,CO_2分压越小;②与实测井筒CO_2分压相比,井底段CO_2分压计算值吻合度高,井口段CO_2分压受温度、井筒压力和CO_2摩尔含量降低影响,计算值误差较大;③相同CO_2分压下,腐蚀速率随温度的增加先增大后减小;④CO_2分压与服役时间内油管强度呈反比;⑤一定井深下,相对于温度,CO_2分压对腐蚀后油管强度影响更明显。结论认为:以井筒CO_2分压为基础,结合腐蚀速率和油管坐封、生产和开发过程中所受外挤、内压、拉力服役工况预测油管服役时间的方法,能够进一步优化CO_2腐蚀环境下的油管选材,节约油气井建井成本,在生产中的应用效果也证明了该方法的可行性。     

长庆油田CO2驱储层溶蚀与地层水结垢规律*

针对长庆油田CO_2先导试验驱地层水矿化度高,Ca~(2+)、Mg~(2+)、Ba~(2+)、Sr~(2+)含量高,储层岩石易溶蚀的特点,开展了CO_2-地层水与CO_2-岩石-地层水相互作用的研究以及CO_2驱对储层岩石的影响模拟实验。结果表明,在地层水注入CO_2的过程中,pH值、压力和温度的改变对地层水中阳离子浓度的影响很小,不会导致无机垢的生成。在注气井近井地带,随着注入压力不断升高,溶解在地层水中的CO_2增加,溶液pH值下降,储层岩石发生溶蚀。岩心片与CO_2作用后,岩心片更加亲水,这有利于改善储层物性,提高原油采收率。在采出井近井地带,由于压力的降低,使原本溶解于地层水中的CO_2大量逸出,地层水中的碳酸氢盐矿物分解成不溶性的碳酸盐沉淀,导致储层渗透率降低,孔隙度减小,对储层造成伤害,不利于长8储层低渗油藏采油。图10表3参13     

含CO2气井井筒腐蚀速率预测模型

为研究徐深气田气井管柱的腐蚀环境,探讨了CO<,2>分压、温度、pH、流速等因素对普通碳钢的影响.利用灰色理论研究得出各种腐蚀因素的影响程度由大到小依次为CO<,2>分压、温度、流速、pH、CI-、HCO<,3>-.基于室内实验和灰色理论研究结果,用多元线性同归数学方法建立普通碳钢CO<,2>腐蚀速率预测模型,经过腐蚀...     

Ca~(2+)与Mg~(2+)对聚合物黏度影响及其增黏方法

大庆油田长垣西区注入污水中Ca~(2+)与Mg~(2+)质量浓度较高,导致聚驱效果不理想。研究了高质量浓度Ca~(2+)与Mg~(2+)污水对聚合物体系黏度的影响,提出了草酸作为Ca~(2+)、Mg~(2+)络合剂提高聚合物体系黏度的方法。结果表明:与长垣北区注入水相比,长垣西区注入Ca~(2+)、Mg~(2+)质量浓度较高,接近前者5倍;长垣西区污水配制的聚合物溶液黏度较低,与北区污水配聚相比黏度损失近26.3%;通过向溶液中添加适量草酸可以有效改善聚合物溶液性能;当络合剂与二价离子摩尔浓度比略大于1:1时,化学驱采收率增幅最大,与不添加络合剂聚合物体系相比提高了5.3%。     

用灰色系统模型预测油井产量

灰关联分析方法与灰色建模及预测理论,是灰色理论的 2个重要组成部分。文中首次尝试将灰色理论的灰关联分析方法和灰色建模理论——多变量灰色模型MGM(1,n) (multi-variablegreymodel)结合起来,对油井的产量数据进行分析和研究,建模并预测油井的单井产量。通过油井实际数据的验证,此方法预测精度较好,使用方便。     

灰色系统理论在气田开发中的应用

本文利用邓聚龙教授的灰色系统理论的GM(1,1)模型,建立气田开发的动态模型,提出了一种新的计算气藏储量的简要公式和新的试井方法——定步长试井法,用来预测井底压力和温度。     

气田平台开发中CO2腐蚀预测

应用Deward-Millions估计计算公式,利用某气田平台上部设施各流程段中含游离水、温度和CO2分压数据,对各流程段进行CO2腐蚀预测.     

高矿化度储层油井结盐机理研究

明格布拉克区块地层水矿化度高,易发生盐结晶堵塞管柱。通过静态法考察Ca~(2+)、CO_3~(2-)、HCO_3~-,以及Cl~-浓度对析盐结垢的影响,同时结合扫描电镜分析结盐微观形态,发现在高矿化度地层中,结盐分为结垢和析盐两个过程。由于原始地层温度压力很高(163.8℃,118 MPa),压力下降后,CO_2从溶液中析出,CO_2分压下降,导致CaCO_3快速凝结成垢,进而NaCl在晶核附近吸附快速析出。盐析出导致离子浓度降低,活性增强,促进了CaCO_3的沉淀析出速度。结盐是结垢与析盐的相互促进过程。     

Ca2+和Mg2+对Cr3+聚合物凝胶性能影响实验研究

为进一步探究Ca~(2+)和Mg~(2+)对弱凝胶调驱效果的作用机理,针对渤海某油藏地质特征和流体性质,以黏度、黏弹性、阻力系数、残余阻力系数以及采收率为评价指标,从增黏性、抗剪切性、耐温性、黏弹性、渗流特性和调驱效果等方面着手,开展了Ca~(2+)和Mg~(2+)对弱凝胶性能及其调驱效果影响研究。结果表明,与注入水相比,软化水虽然矿化度较高,但其几乎不含Ca~(2+)、Mg~(2+)二价阳离子,利用其所配制Cr~(3+)聚合物凝胶溶液中的聚合物分子链受阳离子影响较小,聚合物分子聚集体尺寸较大,其增黏性、抗剪切性、耐温性、黏弹性、渗流特性和调驱效果均强于注入水配制Cr~(3+)聚合物凝胶。对海上油田注入用水进行软化处理,即除去水中Ca~(2+)和Mg~(2+),有利于改善Cr~(3+)聚合物凝胶调驱效果,进一步提高原油采收率。     

CO_2气田气精馏过程的模拟计算

针对CO_2气田气资源开发,用MPR状态方程建立了CO_2气田气热力学性质计算模型,并用三对角矩阵法对精馏过程进行模拟计算。结果表明通过简单的精馏过程可以生产出纯度为99.99％以上的高纯CO_2气体。     

CO_2气田开发的腐蚀预测与控制措施

腐蚀是CO2气田开发遭遇的难题之一,CO2腐蚀的预测和控制措施对设计和管理特别重要。综述了油气田CO2腐蚀机理及其影响因素,介绍了常见的CO2腐蚀模型和防护技术。在CO2气田环境,水的润湿性、温度、分压、pH值以及流速流态是影响CO2腐蚀速率的关键因素,CO2腐蚀预测过程中也逐渐将考虑这些影响因素,分析比较了各种预测模型和防护措施的特点,提出了基于完整性理念的CO2腐蚀控制设计原则,以期为CO2气田的设计和管理提供帮助。     

一种新的油气藏预测方法——概模法

提出新的储层分类和油气藏预测方法——概模法.介绍用该法对莺歌海盆地LD15-1气田的分布范围及CO_2.含量变化的描述分析和二连盆地阿尔善油田的反射特征异常解释.     

莺歌海盆地含CO_2 气田开发工作建议

莺歌海盆地泥底辟构造带是一个天然气富集带.但天然气中不同程度的普遍含有CO_2,含量从3%到90%不等.天然气分布特征比较复杂,表现在:不同构造CO_2含量不同;同一构造不同产层,CO_2含量亦不同;同一构造同一气层不同区块,CO_2含量明显不同.因此,CO_2是开发中必须认真解决的一个较大的技术难点.开发和解决CO_2问题应遵循以下原则:(1)上下游统一考虑,从技术方案、市场开发和综合效益形成一体化系统工程;(2)CO_2的防腐方案应成为气田总体开发方案中的重要组成部分;(3)CO_2的分离、储运的设施要充分考虑对海上的适应性;(4)CO_2的利用应以效益为中心,充分考虑市场的需求及其开发前景.为此,提出如下建议:     

压裂返排液回用技术中对干扰基液黏度影响因素的研究

本文选取Na~+、K~+、Ca~(2+)、Mg~(2+)、Fe~(2+)、Fe~(3+)、Al~(3+)、悬浮物作为实验因素,评价各因素添加以后对配制压裂液基液黏度的影响。结果显示:Ca~(2+)、Mg~(2+)、Fe~(2+)、悬浮物是对压裂液基液黏度影响较大的干扰因素,随着干扰因素添加量的增大导致基液黏度大幅下降,说明在后续压裂返排液回用技术中,需要优先去除或掩蔽这些因素。本文可为压裂返排液回用技术的研究与应用提供基础支撑。     

延长油田CO2-岩石-地层水相互作用规律

为明确实施CO_2驱油和地质封存可能引起的物理化学变化,利用扫描电镜、X射线衍射仪、电感耦合等离子体发射光谱仪和离子色谱仪分析了延长油田储层的矿物组成,研究了CO_2-岩石-地层水之间相互作用的规律。结果表明,延长油田储层岩石主要组成为:18.7%石英、18.2%钾长石、30.1%斜长石、0.5%方解石、4.4%浊沸石和28.1%黏土矿物。地层水平均矿化度为71.34 g/L,p H值为5.5,水型为CaCl_2型。岩石-CO_2-地层水发生作用后,随着CO_2分压的增大,岩石表面的溶蚀现象愈来愈明显。在油藏温度44℃下,反应压力由0增至20 MPa时,岩石表面C元素含量呈波动上升,Na、K元素含量逐渐降低,地层水矿化度由95210增至107063 mg/L,地层水中Na~+、K~+、Ca~(2+)、HCO_3~-质量浓度呈增加趋势。反应压力由5增至20 MPa时,岩石片溶蚀率先增加后降低,压力为10 MPa时的溶蚀率最大(0.72%)。压力越大,CO_2在水中的溶解度越大,溶蚀率越高;温度和矿化度越高,CO_2溶解度越低。随着反应压力的升高,CO_2对砂岩中的钾长石和斜长石的溶蚀作用逐渐增强。     

油田二氧化碳驱20~#和L245NS管线钢腐蚀规律研究

根据油田腐蚀环境,研究了Cl~-、Ca~(2+)、CO_2分压、温度和流速对20~#和L245NS两种管线钢的腐蚀影响规律。由于两种碳钢的成分相近,腐蚀速率和腐蚀规律也十分相近。两种碳钢的腐蚀速率均随温度、CO_2压力和流速的升高而增大,但随Cl~-和Ca~(2+)含量变化的规律较复杂。从电化学阻抗谱分析看,L245NS钢的耐腐蚀性能略优于20~#钢,但结合腐蚀速率和极化曲线数据发现,两种钢材的耐腐蚀性能差异甚微。在油田实际生产中,若介质平均腐蚀速率大于0.25 mm/a或点蚀率大于0.38 mm/a,这两种碳钢在应用时必须采取适当的内防腐措施。     

CO2-水-岩石相互作用对岩石孔渗参数及孔隙结构的影响——以延长油田35-3 井储层为例

二氧化碳注入油藏后会与储层中的地层水和岩石发生反应,导致储层的孔隙度、渗透率和孔隙结构等物性参数发生改变。以延长靖边油田特低渗油藏35-3井储层岩心为研究对象,研究了不同反应时间和反应压力下CO_2-水-岩石相互作用后,岩石孔隙度、渗透率和孔隙结构分布的变化,考察了压力对CO_2-水-岩石相互作用后岩石表观形貌及溶液中Ca~(2+)浓度的影响。结果表明,岩石孔隙结构的变化受溶蚀作用、微粒运移和新生矿物沉积的综合影响;当反应时间和反应压力改变时,岩石内小孔隙的分布发生较大的改变,大孔隙分布变化不明显。CO_2-水-岩石作用6数24 h后,岩石水测渗透率均降低;随反应时间增加,岩石孔隙度先降低后增加,岩石渗透率恢复值逐渐增加,CO_2对储层渗透率变化的影响逐渐减小。CO_2-水-岩石在7数15 MPa下作用后,岩石水测渗透率均降低;随压力增加,岩石孔隙度先增加后降低,岩石渗透率恢复值逐渐降低,CO_2对储层渗透率变化的影响增加。反应压力增加,岩石溶蚀现象更加明显,溶液中Ca~(2+)浓度增加。     

集气管道CO_2内腐蚀模拟研究

为了预测某集气管道的腐蚀状况,减少因腐蚀引起的穿孔、泄漏等事故,针对某气田WA段含CO_2集输管道多相混输的特点,筛选出合适的CO_2内腐蚀预测模型。使用OLGA软件建立了管道内部CO_2内腐蚀模型并对其进行模拟,分析了管道沿线压力、温度、流态变化情况,经与管道实际运行数据进行对比,验证了模型用于模拟管道运行状况的准确性。通过模拟结果及与实际腐蚀速率的比较得出,OLGA软件可以很好地模拟管道CO_2内腐蚀状况,可为制定管道清管方案提供技术参考。     

天然气集输管道内腐蚀分析及防护

管道集输是目前天然气长距离输送的重要方式。由于天然气内含有CO_2,溶于水后呈现出弱酸性,对铁等金属材料产生电化学腐蚀,其中阳极端形成FeS沉淀,阴极端发生还原反应,造成管道内腐蚀,影响管道输送安全。以S气田为例,采用腐蚀挂片实验方法对CO_2腐蚀影响因素进行研究,分析了时间、温度及不同浓度下的Cl~-、HCO_3~-、SO_4~(2-)、Ca~(2+)、Mg~(2+)对挂片腐蚀速率的影响,以及4种缓蚀剂JS-19、KR-16、WX-11、WD-03在不同浓度下的缓蚀效果。研究表明,JS-19、WX-11缓蚀剂具有较好的抗腐蚀效果,并对这2种缓蚀剂进行复配,推荐采用20 mg/L的JS-19+40 mg/L的WX-11缓蚀复配方案,缓蚀率可达到98.1%,腐蚀速率降低到0.007 1 mm/a。