靖边气田井筒腐蚀预测及缓蚀剂加注研究

自长庆靖边气田大规模开发以来,气井井筒的腐蚀和防腐工艺一直是采气工艺中的重要问题。通过对几种腐蚀预测模型的分析,结合长庆气田腐蚀现状,将引进的腐蚀预测软件技术与同一气井不同段、多口井特定段失重挂片和措施井起出油管柱进行腐蚀分析对比,验证预测的可行性和不足处。在实践基础上探讨了在缓蚀剂加注方式和制度方面研究的一些结论和存在的问题。最后提出了靖边气田井筒防腐的几个针对性研究方向。

长庆油田丛式井组套管的阴极保护

根据长庆靖安油田近年来 87个丛式井组 36 5口油水井的套管阴极保护实践 ,介绍了斜井套管阴极防腐蚀工艺 ,探讨斜井条件下采用电流控制实现平衡井口电位的方法 。

有机涂层在天然气井环境下的耐蚀性研究

采用室内机械物理试验、高温高压试验及电化学的交流阻抗技术 。

套管手镯式牺牲阳极防腐技术探讨

长庆油田洛河层水大、腐蚀性大、易漏失、难封固、套管外腐蚀速度快，使油井寿命大大降低。近期试验完井的新型套管防腐工艺，是随套管下入手镯式阳极与薄层有机涂层相结合的防腐技术，可延长套管寿命2～3倍，有很好的经济效益。

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J5 5渗氮管材尚缺乏系统研究。对J 5 5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 170 0m ,弯曲度小于 5°/ 30m ,为渗氮套管下井试验提供了依据。

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。

基于温度补偿的电阻探针腐蚀监测原理的研究

基于温度补偿的原理,对引起电阻探针腐蚀监测数据波动的关键因素进行了大量研究和分析,发现异种金属间的接触电势和温差电势差,是造成测量数据温度漂移的主要原因.文中通过特殊的电路设计,采用交变激励源对温漂效应进行补偿,极大降低了电阻探针内部接触电势产生的温差效应,使腐蚀速率的测量精度显著提高.现场和实验室测量表明:其电阻分辨率可达到0.5μΩ,腐蚀速率灵敏度达到了0.1μm/a.

含低H2S和中等CO2气井的电化学腐蚀问题研究

对近年来某气田低含H2S、中含CO2气井在不同产水量和产出水矿化度下的井筒碳钢管柱的腐蚀情况进行了分类分析,通过理论和室内试验研究了影响油管腐蚀的主要参数条件,明确电化学腐蚀特征.发现导致油管严重腐蚀和局部穿孔的主因是高矿化度的地层产出水、复杂的井下环境参数和特定的H2S/CO2分压,为今后减缓和控制腐蚀提出了研究方向.

高效驱油用表面活性剂室内实验研究

通过单因素实验,得到重烷基苯磺酸钠(A1)、异丙醇(CH-2)、异构十醇聚氧乙烯醚(F-2)、Gemini表面活性剂(GL-2)的最佳质量比为3:6:2:2的表面活性剂体系CQBH-1,并进行了配伍性、吸附性和驱替实验。CQBH-1的价格比市场销售的油田常用表面活性剂平均低20%以上。结果表明,在质量分数0.3%～0.5%下,CQBH-1溶液与长庆某油田模拟原油间的界面张力为5×10^(-3)～8×10^(-3)mN/m。在常压、60℃下,CQBH-1与该油田注入水、地层水和原油均有良好的配伍性,且具有较好的抗吸附性能,质量分数为0.3%～0.5%的CQBH-1溶液静态吸附后与模拟原油间的界面张力仍能达超低数量级。岩心驱替实验表明,注入0.3PV质量分数为0.5%的CQBH-1表面活性剂溶液,渗透率为1.1×10^(-3)～100×10^(-3)μm^2人造岩心在平均水驱采收率56.70%的基础上可平均提高采收率10.48%。

堵水调剖剂的凝胶性能评价方法综述

油田上的堵水调剖剂常用到凝胶,但对凝胶性能的评价一直没有一个统一的标准。文中通过文献检索并结合凝胶在油田实际应用的情况,介绍了各种评价指标的具体评价方法,包括成胶时间、凝胶强度、稳定性、粘弹性、膨胀倍数、抗剪切、抗压强度及岩心试验。文章着重对成胶时间和凝胶强度的评价方法详细论述。成胶时间评价方法包括粘度-时间曲线法、压力-时间曲线法和比色管法。凝胶强度评价方法包括等级评价法和相对强度评价法等。通过对凝胶性能评价方法的综述,为油田科技工作者在科技研究和现场应用工作中对凝胶性能的评价提供了参考。

长庆油田户外可更换深井阳极套管阴极保护试验

针对黄土高原地区单井或二口井井组的油水井套管外腐蚀问题,在长庆油田开展了户外深井可更换阳极的阴极保护试验。MMO阳极与硅铸铁复合运行的阴极保护系统运行电压≤16 V,在阳极井井深≥200 m下可实现MMO阳极更换,套管的保护深度达1400 m以上。该项技术为类似黄土高原地区已完井的单井或二口井井组的套管保护提供了经济适用的解决方案。

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3．400 m,储层上部有多个厚水层,通过定量测定各层的腐蚀速率,从上层到下层的纵向腐蚀分布是腐蚀速率逐渐增大。按照NACE RP 0775-91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剂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。

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 2 0 0 3年首次在 2口井得以应用。

华庆油田一套井网两层开发水质配伍性与阻垢技术研究

华庆油田属特低渗油田,为有效提高效益,在开发过程中采用一套井网延长组长6、长8两层开发,地层水之间、注入水与地层水之间的配伍性与阻垢技术研究是油藏开发面临的首要问题。通过水质配伍性分析认为,长6、长8层水之间结垢以碳酸钙为主,结垢量在50-100 mg/L,注入水与长6、长8层水之间以硫酸钡锶垢为主,结垢量在80-490 mg/L。研究筛选出TH-60阻垢剂针对硫酸钡垢,阻垢率达60%以上,现场试验5个增压站,有效遏制了集输管线结垢趋势。

水力空穴射流在油田输油管线清垢中的应用

油田地面集输管线在输送原油过程中,存在比较严重的结垢趋势,影响原油的正常流动和输送成本的提高,结垢严重时堵塞管线,甚至更换管线。通过对水力空穴射流清垢技术研究,在长庆油田进行了7条井组输油管线的清垢,能彻底清除附着在输油管壁的坚硬、酸不溶硫酸钡锶垢,清垢过程具有安全、彻底、速度快、无环境污染等特点,对油田集输管线清垢有很好的推广应用前景。

双金属复合喷涂技术在高腐蚀气井中的应用

长庆靖边气田部分高产水、高矿化度气井腐蚀严重,油管寿命短,导致气井停产,修井频繁、费用高,给气田生产带来安全隐患。针对以上问题,国外常选用耐蚀合金管材进行治理,但防腐成本高,难以在靖边气田应用。为此提出了底层13Cr不锈钢,面层Al合金的双金属复合喷涂技术,对微观组织和耐腐蚀性能进行分析,结合现场挂片试验及腐蚀检测手段评价应用情况。结果表明,双金属复合喷涂涂层孔隙率低、耐蚀性能优、成本低,为低产、高腐蚀气井提供了一种经济有效的防腐手段。

油井管内腐蚀及防护

通过现场腐蚀挂片试验,发现中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司某油田开采侏罗系油井管柱遭受严重的内腐蚀,以点蚀为主要破坏形式。提出了新井采用DPC内涂层套管,老井实施井下连续滴加缓蚀剂的内防腐蚀控制措施。

新型环保防腐蚀涂层在油井套管上的应用初探

阐述了目前环保型防腐蚀涂层的发展动态,在针对四种环保型涂层室内初步试验和生产成本前期调研的基础上,对新型环保防腐蚀涂层在油井套管上的应用进行了初步探讨,提出环保型涂层的应用研究下步可考虑以高固体分涂层和聚脲涂层为重点。

长庆油田油水井套管防腐技术综述

油水井套管腐蚀破损一直是严重困扰长庆油田正常生产的技术难题。该油田通过多年艰苦探索和实践,在油田套管腐蚀方面取得了重要的认识突破,形成了适合长庆环境特点的两项套管外防腐主体工艺技术和二项内防腐技术,积累了套损井防治的经验。套管防腐技术的大量应用,为油田大发展提供了技术保障。