油气田酸化压裂环境下碳钢油套管材的腐蚀行为研究

为了明确某油田在酸化压裂环境下鲜酸、残酸对油套管材料腐蚀性能的影响规律及材料的适应性,采用腐蚀失重法、三维体视光学显微镜观察等方法分析了P110、C110油管材料在酸化全过程的腐蚀损伤发展趋势、点蚀敏感性和不同条件下的腐蚀形貌特征,并优化了酸化缓蚀剂。结果表明:随着鲜酸酸化温度的逐渐升高,材料腐蚀程度均呈增大趋势,当温度≥180℃时,C110的平均腐蚀速率v_(corr)=127.7 g/(m^(2)·h),P110的平均腐蚀速率v_(corr)=407.0 g/(m^(2)·h),均远高于指标要求;在模拟鲜酸温度为100℃时材料表面已出现点蚀形核现象,随着温度的升高,点蚀敏感性逐渐增大。在超高温180℃的残酸环境下,C110和P110材料均发生极严重腐蚀。酸化液组分中缓蚀剂在高温条件下明显失效,导致残酸返排环境下管材遭受严重腐蚀损伤。优化后的改性曼烯碱酸化缓蚀剂通过多层吸附膜的形成明显减缓了材料的腐蚀速率,在180℃高温鲜酸环境下缓蚀率为89.4%。

潜油电泵打捞技术研究

潜油电泵采油技术已成为当今石油开发的重要手段之一。在采油过程中，电缆断脱、掉泵、砂卡电泵、套管变形卡泵事故不断发生，且潜油电泵结构复杂、外径大，加上电缆因素，潜油电泵的打捞存在很大难度。作者针对遇到的难题进行了分析研究，加工了一些特殊工具（如磨铣潜油电泵机组本体的空心磨鞋，打捞潜油电泵中心轴的实心杆本体捞筒），成功地解决了潜油电泵的打捞问题。

潜油电泵打捞技术研究

潜油电泵采油技术已成为当今石油开发的重要手段之一。在采油过程中,电缆断脱、掉泵、砂卡电泵、套管变形卡泵事故不断发生,且潜油电泵结构复杂、外径大,加上电缆因素,潜油电泵的打捞存在很大难度。作者针对遇到的难题进行了分析研究,加工了一些特殊工具,成功地解决了潜油电泵的打捞问题。

聚焦于碰摩诱导的非规则形貌套管磨损分析

由于钻磨铣作业管柱刚度低且受力情况复杂,发生涡动时不可避免会碰摩套管,诱导套管产生不连续、随机的磨损,降低井筒安全性。为研究碰摩磨损对套管安全性的影响规律,基于转子动力学理论建立了钻磨铣作业钻柱有限元动力学模型,得到钻柱涡动轨迹及钻柱涡动诱发的套管碰摩特征;同时建立了碰摩磨损体积计算模型,考察转速、钻压对碰摩诱导的套管磨损的影响规律;将碰摩磨损缺陷引入套管模型,采用应力集中比值分析碰摩磨损缺陷对套管承载性能的影响规律。研究结果表明:钻磨铣作业期间钻柱对套管的碰摩主要发生在下部钻具组合处,表现为不连续性碰摩和连续性碰摩2种形式;转速、钻压与碰摩磨损程度呈正相关关系;碰摩磨损缺陷的偏磨率、开口大小及数量会对套管承载性能产生不同的影响。研究结果可为由碰摩诱导产生的套管磨损分析及井筒完整性评价提供理论依据。

倒扣捞矛的改进与应用

常规使用的倒扣捞矛,由于其连接结构缺陷、卡瓦牙本体过厚等因素。对于打捞因腐蚀、结垢等原因造成管柱连接螺纹粘扣、管柱微变形使内径变大、打捞鱼腔过深等,导致矛杆先期断裂损坏、卡瓦无法到达打捞鱼腔等导致打捞失败。通过改变连接形式,增强了矛杆的抗扭强度,杜绝了断矛杆的工具事故;矛杆加长后,针对注水封隔器穿越打捞效果明显;套管捞矛卡瓦上端增加弹簧,使卡瓦始终存在向下的推力,确保卡瓦进鱼腔后正常咬合鱼腔内壁,提高了打捞倒扣效率。

柴西南区岩性油气藏地质特征及控制因素

近年来,柴达木盆地在咸化湖相滩坝砂中发现了多个“小而肥”的岩性油气藏。为了拓展岩性油气勘探规模、发现新的目标及区带,支撑油田规模增储上产,利用岩心、测井和地震资料,开展岩性油气藏成藏条件综合分析。通过解剖已发现岩性油气藏特征,明确控制因素,指出了岩性油气藏勘探接替领域。结果表明,柴西南区具备形成岩性油气藏的四大有利条件:一是发育继承性的七个泉—红柳泉、砂西—跃进、扎哈泉—乌南三大稳定的古斜坡,利于油气聚集成藏;二是临近红狮和扎哈泉两个生烃中心,油源条件优越;三是咸化湖盆发育大型辫状河三角洲、广覆式分布的滨浅湖滩坝砂及藻席—灰云坪沉积,形成碎屑岩和碳酸盐岩两种互补型的储集体;四是发育多种疏导体系,纵向上可以形成多套含油层系。受古构造、沉积、成岩等多因素控制,柴西南区发育砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型、物性封堵型和白云石化成岩圈闭四种类型岩性油气藏。岩性油气藏受古构造、优质源岩和有效储层三因素控制。古构造决定岩性圈闭的类型和油气运移方向;优质烃源岩控制岩性油气藏的分布及规模;有效储层控制岩性油气藏的富集。综合评价指出,辫状河三角洲前缘砂体是古近系下干柴沟组下段岩性勘探的有利区,主要分布在砂西、尕斯、乌南向盆内的倾末端;白云石化成岩圈闭是古近系下干柴沟组上段岩性勘探的有利区,主要分布在环红狮凹陷周缘;广覆式分布滩坝是新近系上干柴沟组、下油砂山组岩性油气藏勘探的有利区,主要分布在英雄岭、尕斯、扎哈泉、乌南等地区。这一认识支撑了切探2井、尕斯新层系等岩性勘探获得一系列重大突破,可为柴西南区岩性油气藏的下一步勘探提供指导。

倒扣捞矛使用中的问题与改进试验

对倒扣捞矛进行结构改进以提高强度、增加适用范围、提升打捞倒扣的成功率。

英东探区试油(气)难点浅析

本文通过英东区块几口井的试油气施工出现的难点,分析原因,寻找解决办法,讨论该区块试油应该注意及针对性的事项,为今后该区块试油工作提供借鉴。

含H_(2)S环境中马氏体不锈钢的应力腐蚀敏感性

在模拟油田CO_(2)/H_(2)S共存环境中,利用高温高压模拟试验、四点弯曲应力加载方法及扫描电子显微镜分析评价了13Cr不锈钢在模拟油田环境中应力和缝隙协同作用下的应力腐蚀敏感性。结果表明:在CO_(2)和H_(2)S环境中无应力条件下,13Cr不锈钢均有稳定的阳极钝化区,但环境中出现H_(2)S后,其自腐蚀电位明显降低,腐蚀速率相对增大,点蚀敏感性增大,加载应力(80%σ_(s))后,材料表面钝化状态不稳定;在H_(2)S分压为0.1 MPa的高温高压环境中,当加载80%σ_(s)应力并协同0.1 mm缝隙作用时,13Cr不锈钢表面缝隙处出现了点蚀现象,但并未扩展导致应力腐蚀开裂;当H_(2)S分压增大至0.5 MPa并加载80%σ_(s)应力时,试样发生应力腐蚀开裂。H_(2)S的存在增大了材料表面的活性,促进腐蚀损伤的加速。

饱和CO_(2)溶液中Cl^(-)浓度对马氏体不锈钢应力腐蚀敏感性的影响

为了明确Cl-浓度的变化对超级13Cr马氏体不锈钢耐蚀性能的影响规律,利用电化学动电位测试技术对比分析了Cl-浓度对超级13Cr腐蚀电位的影响关系;采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂(SCC)试验方法和应力-应变曲线(σ-ε)、扫描电镜(SEM)等分析手段,研究了饱和CO2环境下在一定慢应变速率条件下Cl-浓度的变化对超级13Cr马氏体不锈钢的抗拉强度、延伸率、应力腐蚀敏感指数(ISSRT)的影响,并结合断口形貌分析了材料的断裂特征。结果表明:在Cl-浓度≤60 g/L的饱和CO2溶液中,超级13Cr相对于空气中强韧性变化不大,属于韧性断裂模式;随着Cl-浓度的增大,材料的断裂寿命和伸长率均逐渐降低;材料断裂模式由韧性断裂逐渐转变为韧性-脆性混合断裂模式;当Cl-浓度增大到90 g/L时,断口侧面开始出现二次裂纹;当Cl-浓度≥120 g/L时,材料点蚀电位明显降低,点蚀敏感性增大,同时断口侧面出现点蚀现象,进一步促进了应力腐蚀开裂。

磨损形貌特征对套管承载性能影响的有限元分析

针对油气井钻、修井过程中套管磨损失效问题,基于ABAQUS软件建立了未磨损套管和不同磨损形貌特征套管的有限元模型,并通过引入应力集中比值的概念研究了套管月牙形磨损缺陷的偏磨率、开口大小及数量对套管承载性能的影响规律。研究结果表明,套管在承受外压和内压载荷作用时月牙形磨损缺陷的偏磨率、开口大小及数量对套管的承载性能影响规律不同。随着偏磨率的增加,应力集中比值逐渐增大,套管的承载能力下降;随着磨损缺陷开口大小的减小,应力集中比值逐渐增大,套管的承载能力降低;随着磨损缺陷数量的增多,应力集中比值波动幅度较小,套管承载性能对月牙形缺陷数量的变化不敏感。该研究可为井筒完整性评价提供一定参考。

深井抽汲时油管磨损深度及油管剩余强度

在深井、超深井试油气施工中,在长时间抽汲作业特别是在地层出砂时,抽汲对油管的磨损将降低试油管材强度,特别是抗内压和抗外挤强度。结合油田实际和国内外在深井、超深井的经验,我们在深井、超深井试油气特别是试气施工前,应根据钻井资料和地层情况模拟计算抽汲后试油气管材的剩余强度,为后续试油气施工提供依据。采用比较完善、接近实用的磨损—效率模型分析了油管月牙形磨损的磨损深度,给出了磨损深度及油管剩余强度的计算公式及方法,为安全试油气施工提供了依据。

注多元热流体环境中N80碳钢油管的腐蚀行为

利用井下挂环的方法评估注多元热流体井筒油管的腐蚀行为。通过失重法、扫描电子显微镜、能谱分析仪、蚀坑3D形貌分析等方法研究了不同井身位置挂环的腐蚀速率和腐蚀产物膜特征。结果表明:随着井身深度增大,油管内环和外环的腐蚀速率均显著增大;由于油管内部和外部接触的腐蚀介质有所差异,内环的腐蚀速率远高于外环,但随着井身深度增大内环/外环腐蚀速率比逐渐减小;挂环腐蚀产物均由大量铁的氧化物和少量碳酸亚铁组成,呈多层结构,外环腐蚀产物的层状结构相比内环腐蚀产物更加复杂;在井身中上部,腐蚀主要受高温多元气相流体的氧化反应主导,而在井身下部主要由高温CO_(2)-O_(2)溶液的电化学腐蚀主导。

QT-900系列连续油管轴向载荷及极限下入深度分析

连续油管技术因其高效、便捷的优点被广泛应用于油气资源的开发中,与常规油管相比,由于连续油管刚度小,在大斜度井和水平井中存在下入困难的问题。为研究连续油管的可下入性,应用管柱力学理论,分别分析4种不同规格的QT-900系列连续油管在井眼垂直段和水平段的轴向载荷及极限下入深度。通过算例分析,归纳出连续油管下入性判定准则。该研究可为连续油管极限下入深度提供理论依据和技术支持。

昆特依区块环空保护液环境油套管柱的腐蚀行为研究

为了明确高矿化度及高温环空保护液环境下油套管材料的腐蚀行为,利用高温高压测试系统评价了非应力和应力状态下的油套管材料在模拟油田环空保护液环境下的腐蚀损伤敏感性。通过扫描电子显微镜以及能谱仪对材料表面产物膜层的微观形貌、横截面的膜层特征以及产物膜化学组成进行分析表征。结果表明:材料在未经除氧处理的环空保护液中腐蚀相对较严重,腐蚀产物膜呈龟裂状且局部脱落,脱落处可见底层膜层开裂,其中P110材料的平均腐蚀速率最高达3.83 mm/a;横截面观察表面双膜层的开裂只限于腐蚀产物膜,未涉及基体材料,材料呈均匀腐蚀减薄;环空保护液经过除氧处理后侵蚀性明显降低,其中P110材料的腐蚀速率降低80%。在高温高压未除氧的环空保护液环境及加载应力协同作用下,P110和P110SS 2种材料的应力腐蚀开裂不敏感,腐蚀减薄是P110油套管材料的主要腐蚀损伤模式。

某采气厂集气管道环焊缝开裂原因分析

为了确定某集气管道环焊缝开裂失效的原因,对失效样品进行了宏观形貌分析、理化性能试验、焊缝性能试验、断口微观形貌及能谱分析。结果表明,失效样品材料的理化性能均符合GB/T 9711—2017、SY/T 5257—2012和SY/T 4103—2006标准的要求;环焊缝部位存在长度为175 mm的裂纹,裂纹从环焊缝的内表面扩展至环焊缝的外表面,环焊缝开裂断口呈现脆性断裂特征,腐蚀产物中存在大量的S元素。管道服役时在内压作用下管道环焊缝部位存在轴向拉应力,因而在湿硫化氢与拉应力和焊接缺陷的综合作用下使管道的环焊缝部位发生了应力腐蚀开裂。

复杂碳酸盐岩成像地质解译:以柴达木盆地砂西地区为例

柴达木盆地为一高原咸化湖盆,渐新世早期沉积了复杂的碳酸盐岩。砂西地区下干柴沟组岩性包括砂屑灰/云岩、藻灰/云岩、泥晶灰/云岩、泥灰岩、灰质砂岩等。常规测井能较好地区分纯碳酸盐岩,但对于混积型的碳酸盐岩识别难度较大。基于岩心刻度成像测井,建立了6种成像测井模式:高阻亮色块状模式、中高阻橙色块状模式、暗色块状模式、黄白相间正弦曲线模式、亮色-明暗相间正弦曲线模式、橙色-明暗相间正弦曲线模式。这6种模式对有效识别下干柴沟组地层岩性有很强的指导作用。

SX58井高温高压服役环境全尺寸油管柱应力腐蚀性能研究

根据SX58井油管柱的服役环境,在高温高压、含H;S腐蚀介质以及拉伸应力协同作用的模拟工况下,采用全尺寸管柱应力腐蚀拉伸测试系统对油管柱腐蚀性能进行了评价,用扫描电镜和EDS分析了腐蚀形貌特点。研究结果表明,在模拟油田工况环境介质及拉伸应力协同作用下,P110SS油管未出现开裂及断裂,表明在含P_(H_(2)S)=0.53 MPa、P_(CO_(2))=0.17 MPa及80℃条件下、加载载荷为85%屈服强度的P110SS材料应力腐蚀不敏感,油管内壁无明显局部腐蚀,腐蚀产物膜主要由C、O、S和Fe元素组成,为硫化物和碳酸盐的混合物。

苏东区块X-59A井油管失效原因分析

通过对苏东区块X-59A井油管腐蚀失效影响因素的分析,确定服役约7年的开发井不同井段油管腐蚀损伤及穿孔失效原因。用金相显微镜、扫描电镜(SEM)以及能谱仪等进行试验分析,对现场提取的三种环境下失效的油管进行宏观形貌、微观形貌及腐蚀特征综合分析。结果表明,穿孔失效油管位于服役温度约为80℃的井深处,该区域油管的内壁和外壁均发生了较严重的腐蚀。油管失效模式主要为内腐蚀起源向外发展至穿孔失效,接箍内壁空腔残留腐蚀介质是导致油管外螺纹端面腐蚀损伤的主要原因。

高压气井储层改造期间施工压力控制技术研究

高压气井大规模改造期间油管柱、井下工具、生产套管等受载恶劣,是造成高压气井完整性问题的主要原因。为了充分认识高压气井储层改造期间施工压力的控制技术,以保证高压气井在整个储层改造期间井的完整性为目的,以高压气井井筒及井筒屏障部件为研究对象,根据井筒流体受力平衡条件,结合井筒压降计算,建立了井筒压力场预测模型;综合考虑井筒系统上的轴向传热、径向传热、对流换热和摩擦生热等影响利用能量平衡方程建立了井筒温度场预测模型;基于井筒所有屏障部件的安全性,分析了改造期间井筒屏障部件强度校核,得到了高压气井储层改造过程中不同施工泵压下A环空压力控制范围计算方法,研究结果表明:高压气井的完整性问题大部分同储层大规模改造有关,通过开展高压气井储层改造期间施工压力的精细控制可以保证整个高压气井井筒内各井屏障部件的安全,保障井的完整性。结论认为,开展高压气井储层改造期间施工压力的精细控制、保证作业期间各井屏障部件均在安全范围内,对于现场改造施工中保障高压气井完整性具有现实意义。