油气田注入井况中管材氧腐蚀的研究进展

油气田注入井况中管材腐蚀问题突出,造成油气行业严重的资源浪费及安全隐患,而氧腐蚀已成为导致管材穿孔失效的主要原因之一。综述了近年来油气田注入环境中管材氧腐蚀的研究进展,重点关注了注入井况、注入参数(如工艺条件、温度、含氧量、流速等)对金属材料氧腐蚀的影响,探讨了氧腐蚀的机理及防护方法,并分析了目前研究中存在的不足。结合油气田工程需求,对未来该领域的研究工作提出了建议。

复杂工况下湿式火驱注入井温度场及腐蚀规律研究

针对湿式火驱注入井井筒温度场变化大、不同阶段腐蚀速率难以确定这一问题,以典型湿式火驱注入井进行研究,建立井筒温度场,计算各个阶段的井筒温度,通过氧腐蚀预测模型对管柱进行敏感性分析得到注气、注水下的油管腐蚀速率。研究结果表明:井筒温度主要受注入蒸汽温度、日注气量、日注水量和油层燃烧影响,注入蒸汽温度达到350℃时,井底温度高达266.1℃;管柱腐蚀速率随注水量增大快速上升,日注水量达30 m^(3)时,井底附近的腐蚀速率高达1.23 mm/a。研究结果可为湿式火驱注入井腐蚀规律分析提供一定参考并为安全生产提供保障。

渤海油田化学驱注入井解堵剂构建、性能和注入工艺

渤海J油田经历长期化学驱,注入井储层低渗透部位堵塞严重,常规解堵措施效果较差,亟待开发新型解堵剂和解堵工艺。为此,以渤海油田目标油藏聚合物驱水井返排堵塞物为研究对象,开展了化学驱注入井解堵剂构建、性能评价和工艺研究。结果表明,目标油田化学驱水井返排堵塞物由87.77%水、3.83%原油、2.76%聚合物和5.64%无机垢构成,其中无机垢主要包括59.1%SiO_(2)、25.9%CaCO_(3)和11.4%MgCO_(3),同时含有少量的BaCO_(3)、SrCO_(3)、BaSO_4、SrSO_4和Fe_(2)O_(3)。根据堵塞物成分,构建了由有机溶剂、解聚剂和溶垢剂等组成的新型解堵剂。优选出的有机溶剂为甲苯与正戊醇的混合物(质量比9∶1~7∶3),解聚剂为0.5%~1.0%过硫酸铵,溶垢剂为5.46%溶垢剂1(α-环糊精包合体和β-环糊精包合体)+0.54%柠檬酸。3种类型解堵剂依次加药的溶垢效果好于复配加药方式,按解聚剂+有机溶剂+溶垢剂(质量比为1∶2∶3)的加药顺序,对堵塞物的溶垢率为98.1%。岩心解堵实验结果表明,新型解堵剂对无机混合垢和聚合物堵塞的解堵率超过80%。与单独解堵作业相比,无机凝胶调剖+解堵联合作业兼具“堵”和“疏”双重功效,采收率增幅提高6.9百分点。

注入井射孔段水泥环密封失效数值模拟研究

基于流固耦合有限元数值模拟方法,模拟了不同注入压力、水泥环弹性模量和泊松比下水泥环密封失效范围。结果表明:高注入压力的卸载会引发水泥环界面的脱粘,使得泥岩层力学性能降低,增大注入井周围的剪切滑移量,加剧了注入井发生套变的可能;水泥环弹性模量的减小,能够缩小水泥环界面失效的范围,同时增大注入压力宽裕度,提高了水泥环水力封隔能力;随着水泥环泊松比的增加,水压宽裕度逐渐增加,水泥环水力封隔能力逐渐增强,因此为防止发生窜槽,固井时应选取高泊松比的水泥环。

绥中36-1油田注入井欠注原因及治理建议

绥中36-1油田欠注井占总注入井井数的23%,主要是注入压力高导致欠注。对该油田储层特征、注水水质、注聚井堵塞物等因素进行分析,剖析注入压力高的原因。研究表明:储层胶结疏松、泥质含量高、微粒易运移、水敏性强是储层欠注内在因素。外因主要是注水水质超标、管壁腐蚀结垢严重、聚合物吸附堵塞。通过加强腐蚀研究工作、水质分级控制、除铁杀菌以及优化加药系统等措施可有效控制注水水质。注水井酸化体系中强化对Fe、O、S等元素化合物的溶蚀,注聚系统通过加多重滤网过滤并运用复合型化学解堵剂进行解堵可有效解除注入井堵塞,达到增注的目的。

喇嘛甸油田注入井高渗透层胶筒封堵技术研究

针对喇嘛甸油田葡Ⅰ1-2厚油层渗透率级差大,注入水无效循环现象严重的特性,提出了采用长胶筒封隔器封堵套管炮眼控制高渗透层吸水量的方法,从而提高低渗透层的吸水能力。该项目经过系列长胶筒封隔器的研制与室内试验,改变了传统的扩张式封隔器的工作方式,从基本原理和技术关键上解决了能够稳定封堵套管炮眼的问题,通过现场实验与应用,使封堵井的吸水剖面在纵向上得到了明显改善。同时,该技术由于受地层条件的限制,有着一定的适用范围,对此进行了论述,为提高长胶筒封堵效果提供了保障。

复合解堵剂对大庆油田三元复合驱注入井的解堵效果

为改善大庆油田聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱主段塞注入后期部分注入井注入压力升高、注入量降低的问题,制备了由无机铵类化合物降解剂和复合酸组成的复合解堵剂体系,研究了该复合解堵剂对三元复合驱注入井堵塞物的室内解堵效果,并在大庆油田进行了现场解堵增注试验。结果表明,复合解堵剂对注入井堵塞物的溶解效果较好,溶解率大于98%;现场应用时先注入降解剂处理地层中的聚合物团块堵塞,再注入复合酸处理剩余的垢质及机械杂质等堵塞物,对14口三元复合驱注入井解堵后,初期平均压力降低2.2 MPa、平均日注入量增加12.5 m^3、平均有效期183 d。该复合解堵剂对主段塞后期及副段塞阶段因堵塞导致注入能力下降的三元复合驱注入井有较好的降压增注效果。

低渗透油田注入井井底滤饼对注入能力的影响

通过岩心流动实验和理论计算,并结合实际生产情况,研究了注入井井底滤饼对注入压力和注水量的影响。结果表明,"等效渗透率"理论适用于计算井底滤饼对不同储层的伤害程度。实验测得120 m L 5%、150 m L30%硅藻土形成滤饼的厚度分别为0.35、2.51 cm,滤饼渗透率分别为4.2×10-3、0.3×10-3μm2。滤饼渗透率为0.3×10-3μm2时,滤饼对低渗透储层的渗透性影响较小,对中高渗和高渗储层的伤害非常严重,储层渗透率越大伤害率越高;当储层渗透率为50×10-3、100×10-3μm2时,储层渗透率伤害率分别为29.0%、45.3%。滤饼渗透率为4.2×10-3μm2时,滤饼对不同储层的渗透性几乎没有影响。低渗透储层井底滤饼的形成会引起注水压力的升高;但注水井的注水量随滤饼厚度的增加变化较小。

二氧化碳地质存储过程中注入井完整性分析

二氧化碳沿井筒渗漏是二氧化碳地质埋存过程中所面临的重要风险之一,因此在注入二氧化碳前须对套管、水泥环及岩石组合体进行完整性评价。利用数值模拟的方法对二氧化碳注入井注气过程中温降及盐岩蠕变对井筒完整性的影响进行了分析,并得出井筒温降的极限值。模拟方法包括3个主要步骤:钻井过程的模拟、盐岩蠕变的模拟及注气过程中温降的模拟。研究对象为套管及水泥环在温降条件下应力场的分布及位移的变化。结果显示,在一定条件下套管与水泥环之间的微环隙可以通过盐岩蠕变的方式进行弥补甚至愈合,同时应该选择适合二氧化碳注入过程中的低温环境的材料。该方法即将应用于德国某大型二氧化碳存储及提高天然气采收率项目中。

液态二氧化碳注入井环空带压规律研究

二氧化碳注入是CCUS(碳捕集、利用与封存)技术的重要组成环节,而将其以液态注入地下则是一种常用的消减温室气体、提高原油采收率工艺。在注入过程中,由于液态二氧化碳造成的井下恶劣环境导致的井筒失效问题日益突出,严重危及生产安全。在总结某油田液态二氧化碳注入实践的基础上,针对油管柱泄漏与否,用商业软件OLGA反演出三条规律。当油管柱未发生漏失,由于注入二氧化碳的低温效应,使得整个井筒温度剖面均低于地温,故环空压力会因其内的保护液冷却收缩而降低。当油管柱存在一处漏失点时,漏点越浅,井口套压值越高,直至接近于注入油压。当先后出现两处泄漏时,液态二氧化碳总是从浅的漏点由油管漏入环空,与此同时,环空保护液从深的漏点流入油管;到泄漏终止时,各漏失点处环空与油管压力达到平衡,漏点以上的环空全部为液态二氧化碳所充填,井口套压与注入油压持平,且与两漏点的位置无关。本研究成果便于快速评价环空安全风险等级,为二氧化碳注入井的完整性评价、修井作业安全提供技术支撑。

注入井流量测井仪综述

如何根据注入井特点,研制开发出适合于我国中、后期油田吸水剖面测井需要的流量测井仪器一直是油田内外科技工作者不懈追求的目标。文章介绍了国内外测流量的几种仪器,包括:同位素示踪仪、涡轮流量计、电磁流量计、超声波流量计、脉冲中子氧活化仪等,对它们的结构、原理、优缺点和应用进行了较为详细的阐述、比较与分析,得出只有综合应用这几种仪器,才能提高注入井流量测井资料质量。

液态二氧化碳注入井井筒温度计算

设计注液态二氧化碳混相驱方案时,需要确定井筒内温度的变化。井筒内液态二氧化碳的温度场是深度和时间的函数。合理的注入速度也随深度和时间而变化。本文根据井筒传热过程的分析,建立起液态二氧化碳的温度分布规律表达式,提出确定合理注入速度的方法,并讨论了不同的注入速度和注入量对温度分布规律的影响。

功能表面活性剂SY-2在三元复合驱注入井防堵中的应用

研制了含两种官能团的表面活性剂SY-2,用于三元复合驱替液注入井的增注处理。该剂在砂岩储层岩石表面吸附成膜,减少聚合物的吸附量,阻止碱与岩石反应,防止注入井堵塞。室内实验结果表明,经0.1%SY-2水溶液处理的石英砂,对聚合物的吸附量下降超过70%,在1.2%NaOH水溶液中的溶蚀率平均减小60%;水驱油至含水98%的树脂胶结石英砂岩心,经0.1%SY-2水溶液处理后注入三元复合驱替液,注入量达15 PV时驱替压力为初始值的1.52倍,而未经SY-2处理直接注入时为初始值的2.14倍;SY-2处理不影响三元复合驱岩心的采收率增值。在大庆杏六区东部Ⅰ块三元复合驱项目中,一部分可能出现注入困难的注入井实施了SY-2预处理,三元复合驱替液的注入压力平均降低1.35 MPa。

水驱老井转CCUS注入井风险评价方法

针对大庆敖南油田碳捕获、利用与封存(CCUS)试验区水驱老井转CO_(2)注入井井筒密封性失效风险高的问题,开展了井筒完整性评价研究。通过试验区老井井况分析,确定了井筒完整性评价技术体系,采用层次分析法确定指标权重。针对以往完整性评价过程对于单一指标评价依靠专家经验法的不足,创新采用数值模拟分析方法,给出了套管及水泥环等单因素风险评价指标确定原则,采用模糊综合评价方法建立了水驱老井转CO_(2)注入井风险量化分级方法。结果表明:试验区361口注水井中等风险以上井占比41%,需要立即治理或报废处理;对低风险井进一步查套分析,加强监控。建议在国内各大CCUS试验区推广应用注入井风险评价方法及管理理念,为水驱老井的安全运行提供保障。

聚合物驱注入井金属管道内腐蚀机理分析与防护探讨

油田聚合物驱需要将稀释一定浓度的聚合物溶液通过单井金属管道注入到油层中,由于注入井金属管道内腐蚀失效率上升,严重影响了油田生产。为此,深入研究聚合物驱注入井金属埋地管道的内腐蚀原因与防护措施具有一定的现实意义。

大庆油田CO_(2)驱试验区注入井综合解堵技术

大庆油田CO_(2)驱试验区水气交替注入过程中,部分井井筒存在CO_(2)水合物冻堵、重质组分与水合物并存冻堵现象,近井地带油层存在重质组分沉积与机械杂质等污染堵塞,严重影响试验区注采系统的注入效能及驱替效率。为解除井筒和近井地带污染堵塞,达到综合解堵目的,通过室内实验评价以及现场应用优化,从解堵剂配方和解堵工艺两方面对注入井解堵技术进行研究,研制了新型环保耐低温CO_(2)水合物冻堵解堵剂和近井地带高效解堵剂2套解堵剂。实验结果表明:水合冻堵物在-20℃条件下溶解率为100%、重质组分溶解率为91.13%、机械杂质溶解率为87.43%、冰点为-25℃;优化了低速高压渗透解堵工艺和多段塞解堵工艺,形成了井筒和近井地带的综合解堵工艺技术。该技术现场应用58井次,累计增注量40442 m3,解决了大庆油田CO_(2)试验区水气交替过程中注入井堵塞问题。

CO_2注入井封隔器早期密封失效机制研究

为了揭示CO_2注入井中性能优良的氢化丁腈橡胶封隔器早期密封失效的机制,根据失效井的特征分析以及CO_2的相态特点,提出实现恒定泄压速度的室内实验方法,并对不同CO_2泄压速度下橡胶表面进行形貌观测和力学性能测试分析。结果表明:随着泄压速度的增加,橡胶表面出现了小气泡、大气泡甚至气泡破裂等龟裂现象,橡胶的密封性能均明显变差;注气井突然泄压时,橡胶内部的气体在短时间内无法渗出,其在内外压差作用下会膨胀形成气泡甚至爆裂,这是造成CO_2注入井封隔器早期密封失效的主要原因。为了防止封隔器的早期密封失效,推荐现场井口泄压速度控制在5 MPa/h以内。

注入井套管找漏测井方法适用性分析

注入井套管完好是注入井正常生产运行的必要条件,随着油田开发的逐步深入,注入井套管出现漏点已成为一个比较突出的问题,直接影响了油田的正常开发效果,因此及时、准确地找到漏失点至关重要。通过分析几种测井找漏方法的工艺原理和实用性,总结了几种工艺组合找漏的方法,并进行了现场实际应用效果分析,为漏失情况的处理方案提供准确的信息。

聚合物注入井加深洗井技术

为进一步实施井筒内解堵措施,改善注入状况,保证注入效果,对井筒发生堵塞的注入井进行加深管柱洗井。加深洗井后注入压力下降,有20口井洗井后平均单井油压下降1.5 MPa,达到了正常注入。北3—6—P62井,加深管柱洗井后,油压由14.4 MPa下降到13.1 MPa,目前稳定在13.5 MPa,能完成配注,注入状况得到改善。

吉林油田低注入井吸水剖面施工工艺控制

本文对吉林油田低注入井五参数测井过程中遇到的一些问题进行分析,并相应提出一系列行之有效的解决方法。