元坝气田高含硫气田集输管道材质优选研究

元坝气田含硫区块地面湿气混输集输管道为高含硫化氢、中含二氧化碳的内腐蚀环境,处于SSC 3区,腐蚀主要受硫化氢控制,腐蚀环境恶劣。结合元坝地面集输腐蚀环境,利用技术标准,制定材质选择步骤和程序,在初步选材基础上,开展材质优选实验,制定了元坝含硫气田地面集输管道采用825镍基合金和L360抗硫碳钢的材质选择方案,并对抗硫碳钢提出了需要开展缓蚀剂保护的建议。

高梯度磁选机磁介质材质优选方案探索

针对目前某一磁介质材料供应商提供的高梯度磁选机磁介质存在断裂的质量缺陷,对5个不同厂家提供的磁介质材料进行金相显微镜观测、电镜扫描及折弯疲劳性能检测,评定了一种综合性能最好的材质,通过不同磁介质材质在生产中的实际运用效果的比较,验证了磁选工况下材质组分及均匀性和交变载荷对材质使用性能的影响,同时也肯定了该磁介质材质优选方案的可靠性、实用性。

普光高酸性气田完井管柱设计

普光高酸性气田气井具有高温、高压、高产、超深的特点,流体具有腐蚀性和剧毒性,这些特点要求完井管柱设计既要充分保证安全,又要满足现场施工要求;此外,由于主要采用水平井和大斜度井完井和出现个别井套管严重变形,更加大了设计难度。通过分析普光高酸性气田的投产难点和单井特点,研究确定了完井管柱设计的原则和思路,分井型设计出常规井(永久式)、监测井(永置式)、水平井(层段可选)、套变井(永久式封隔器+遇油膨胀封隔器)等4种不同结构不同特点的永久式酸压、生产一体化完井管柱;选用INCLOY G3镍基合金油管和INC718材质井下工具,采用无固相长效环空保护液配合永久式封隔器的防腐方案,满足了高酸性气井长期安全生产的要求;完井管柱分别采用125钢级φ88.9mm和φ114.3mm油管、VAM TOP气密封扣,整体管柱满足耐压70MPa、耐温150℃、下入深度达6 000m的实际要求。4种完井管柱应用于普光气田的投产实践,设计的可靠性和科学性均得到了验证。

APR测试工具在高温及高压差作业条件下的改进与应用

在塔里木油田测试作业中,出现诸如封隔器胶筒高温碳化失封、“O”密封圈气爆破损渗漏、高压差失封等问题,无法安全优质地完成超深超高压高温气井的测试需要。为提升井下测试工具耐温耐压性能,基于塔里木油田“十三五”以来超深高温高压井APR测试实践,总结分析了常规高温高压井测试APR测试工具存在的问题,通过提升密封部件材料的耐温等级、优化密封组合形式、改进封隔器胶筒结构等手段,将APR测试工具的耐温耐压差性能由70 MPa/177℃提升至105 MPa/204℃。经室内高温高压评价实验,封隔器设计等级、耐温耐压等关键指标满足设计要求。现场DB×井使用改进型193.675 mm CHAMP-Ⅳ封隔器、MJ×井使用改进型127 mm RTTS封隔器,作业期间井下工具工作正常,测试均取得成功,起出检查测试工具完好。改进的APR测试工具为超深高温高压井高质量勘探开发打下了坚实的基础。

海上油田注水开采中H_2S成因及油管腐蚀分析

目的探究海上油田注水开采中H_2S成因及油管腐蚀机理,对H_2S有效防治和油管防腐材质优选具有重要意义。方法首先对现场取得的气样、注水样、油样及井口缓蚀剂进行化学检测,然后进行硫酸盐还原菌(SRB)培养验证试验、SRB生长特性研究,最后对废弃L80油管进行腐蚀行为分析。结果气样中存在H_2S,部分生产井H_2S的体积分数高达0.03%,但注水样、油样的水相组分和井口缓蚀剂均未检测到硫化物,排除注入过程中携带H_2S的可能性。PGC培养基中生长了SRB菌落,证明地层产出水中含有SRB。该油田SRB菌株的最佳生长温度为55~65℃,p H为5.5~6.0。添加Na NO2后,H_2S质量浓度一直极低(<0.5 mg/L),192 h后菌浓才开始增加,抑制效果良好。废弃L80油管裂纹宽度为20~50μm,裂纹宽度较窄,硫化物应力开裂(SSC)的风险较小。点蚀坑深度小于50μm,表面没有较大较深的点蚀坑,腐蚀速率较低。结论 SRB在厌氧条件下通过生物膜内产生的氢将SO42-还原为H_2S,所以注水开采过程中的H_2S为次生,注水井水质不达标是导致该油田H_2S产生的根本原因。L80油管在SRB-CO2腐蚀体系中发生了微生物腐蚀(MIC),且次生H_2S对油管腐蚀较初生H_2S轻微。推荐该油田在后期开发中按照次生H_2S进行油管防腐材质优选,适当降低防腐级别,节约作业成本,该研究成果具有良好的推广价值。

克深气田“三超”气井采气树配件的研发及应用

为了充分认识高压气井采气树阀门损坏机理、提高采气阀门使用寿命,以塔里木盆地克深气田(超高压、超深、超高温)“三超”气井采气树阀门存在的内漏和和外漏问题为研究对象,深入分析了在应对气田出砂、出水等极为复杂的生产工况下阀门失效模式;在此基础上,从阀板、阀座材质进行优化改进、硬质合金材料和喷涂工艺优选、非金属密封材料改进3个方面开展了研究。研究结果表明:(1)采用高速火焰喷涂方式,选择WC硬质合金A型作为喷涂材料,动摩擦系数最低,耐磨性更好、密封性更好;(2)选择Inconel718高温镍基合金作为阀板、阀座材质,能够进一步提高阀板、阀座强度及耐腐蚀性,可以满足极为复杂工况下气井开发需求;(3)选择在纯四氟材料里面添加石墨、玻纤等进行改性,改性后的四氟材料增加了强度,提高了密封等级,降低了摩擦系数,提升了耐磨性能。结论认为:通过上述3个方面的改进,生产制造的阀门使用寿命平均为424 d,使用寿命得到了显著提升。

井下防砂工具自主研发探索与实践

为了降低海上油气田的开发成本,减少完井作业和油气生产过程中对国外井下工具的依赖性,中海油监督监理技术公司自主研发了适合我国海上油气田具体情况的井下工具。根据海上防砂工具使用的环境特点,从工具结构、扣型、密封、公差配合、工具选材和加工等方面对井下工具的研制进行了分析,剖析了防砂工具材质优选和结构优化的难点,给出了具体的技术思路和切实可行的解决办法。新研制的常规压裂充填完井防砂工具在海上油田得到了成功应用,现场应用表明,自主研发的井下防砂工具结构设计合理、性能优良,为海洋石油井下工具国产化提供了一个很好的典范。

渤海凝析油气藏探井转开发井防腐技术研究

目的探究海上凝析油气藏CO_2和H_2S共存情况下,深探井转开发井回接生产时套管的腐蚀行为,控制井筒腐蚀风险,指导海上油气田可转开发井的深探井防腐设计和油套管材质优选。方法基于现场所取储层流体样品的组分分析,确定储层井流物的组分以及其物化性质,然后针对可能选用的不同防腐等级的套管材质试片,采用室内高温高压腐蚀评价釜来进行腐蚀试验,最后根据腐蚀速率以及腐蚀形貌微观形态(SEM)结果,优选海上油气田探井转开发井生产套管的防腐材质。结果同构造邻井中油气样CO_2和H_2S共存,所含CO_2的物质的量分数为6.57%,H_2S质量浓度为46.31 mg/m^3,并且储层温度高达171.9℃,储层测试时虽不含水,但是探井转生产井后期不排除出水可能,出水后油套管腐蚀风险高。现场工况下,共进行了3Cr不锈钢、13Cr不锈钢及超级13Cr不锈钢材质的腐蚀评价试验,三种套管材质腐蚀速率分别为2.8844、0.0749、0.0182 mm/a。结论常规3Cr不锈钢套管材质的腐蚀速率超过腐蚀控制线,综合考虑油气井后期开发出水等风险,推荐使用13Cr以上的防腐材质,能够有效降低探井转开发井后期回接生产时的生产套管腐蚀风险,目前已应用于渤海油气田4口探井转开发井的7寸尾管选材中,取得了良好的防腐效果。

高温高含二氧化碳条件下五种含Cr钢适用性评价

目的预测某高温高含二氧化碳油井中管柱的腐蚀情况,为该油井推荐安全经济的材质。方法采用高温高压反应釜模拟现场工况进行腐蚀试验,通过失重法、扫描电子显微镜(SEM)和X射线能谱分析(EDS)对五种含Cr钢的适用性进行评价。结果在40~160℃温度范围内,五种钢材随温度的升高,其均匀腐蚀速率先升高后降低,且均在80℃时达到最大值。3Cr钢的腐蚀速率最高,在整个温度范围内,均远高于0.076 mm/a。在温度为120℃时,9Cr钢开始出现局部腐蚀。在温度为160℃时,13Cr钢有一定的局部腐蚀倾向。S13Cr、22Cr钢在整个温度范围内的腐蚀速率都较低,试验后试样表面平整连续,耐蚀性能好。结论建议在采出井井筒中上部40~80℃较低温度井段选用9Cr钢,中部80~120℃中高温井段选用13Cr钢,底部120~160℃高温井段选用S13Cr钢。

多次开关循环堵漏工具设计与应用

井漏是钻井作业中的常见现象,井漏处理不及时会导致井塌、卡钻乃至井喷事故。由于受定向仪器和动力钻具的制约,堵漏作业前常需要起下钻更换堵漏钻具组合。起下钻更换堵漏钻具组合会延长建井周期,降低钻井时效。针对此类问题,提出一种多次开关循环堵漏工具,通过结构设计优化和关键配件优选,通过地面投球实现不提钻堵漏作业。现场应用表明,工具井下开关功能安全可靠,能实现多次堵漏作业,减少起下钻次数,提高钻井效率,满足现场使用需求。

油气田现场腐蚀检测装置设计与应用

针对储层流体中高含CO2和H2S腐蚀性气体的油气田,为了优化防腐选材,使用现场腐蚀检测装置开展实验。指出了现有腐蚀检测装置存在的不足,分析了以辅助评价材质现场腐蚀为目的腐蚀检测装置应具备的结构特点,并设计加工了油气田现场腐蚀检测装置。在设计阶段对现场腐蚀检测装置进行了强度校核,设计了聚四氟乙烯材质的腐蚀挂片悬挂件及与之匹配的梯形横截面腐蚀挂片;在加工完成后进行了试压,确保能够满足现场的最高工作压力。针对该现场腐蚀检测装置提出了具体的应用方法。在米桑油田选择有代表性的生产井,在井口缓释剂投注点之前安装该腐蚀检测装置,进行现场腐蚀实验。设备能够满足现场要求,在规定的时间内完成了预定数量和不同材质的测试,实验结果表明,在含有0.2 MPa CO2储层中,油套管应选用马氏体不锈钢13Cr不锈钢材质,在含有1.3 MPa CO2及0.8 MPa H2S的储层中,超级13Cr不锈钢未发现局部腐蚀且腐蚀速率极低。