高压管汇由壬翼形螺母的失效原因

页岩气压裂施工中,某高压管汇由壬翼形螺母在服役期间发生断裂,从失效由壬翼形螺母断口位置取样,进行宏观、微观观察,断口能谱分析,硬度测试及金相检验等,并利用ABAQUS软件对由壬翼形螺母进行力学分析,揭示其失效机理。结果表明:螺母内径存在多点疲劳源,断口中央有明显贝纹线且被红褐色(Fe_(2)O_(3))、黄绿色(FeCl_(2))腐蚀产物覆盖;微观断口表面存在球状氧化物,能谱分析表明其含有一定量的Ca、Si元素,螺母原材料中存在较多C类和D类非金属氧化物;硬度和金相组织均达到工艺要求;有限元分析所得产生应力集中的部位与实际断裂位置一致,即靠近母由壬螺纹顶端处,且最大应力为910 MPa,超出材料屈服强度。故由壬翼形螺母失效机理为腐蚀疲劳断裂。最后,提出了相应的改进措施。

注氮气机抽防腐防垢一体化管柱的研制与应用

针对塔河油田注氮气机抽井井筒及井下工具严重腐蚀结垢,易造成抽油泵卡泵、封隔器解封困难等井下故障的问题,在现有技术的基础上,优化改进结构、技术创新,研制了一种注氮气防腐防垢机抽一体化管柱。该管柱包括注气防垢杆式泵、防腐封隔器等关键工具,注气防垢杆式泵优化改进了柱塞和泵筒的结构,泵筒上部设计注气孔、下部设计封堵筒,柱塞下部设计密封堵头,注气时柱塞下部堵头将进油通道密封,能防止高压油液倒灌进入泵腔发生腐蚀结垢,消除柱塞下放失败的风险;防腐封隔器采用新型护肩式的胶筒组件及双“O”型圈、双向支撑密封结构、分级解封机构和分体式双向卡瓦锚定结构,提高封隔器胶筒的耐腐蚀性能、降低上提解封力和保证卡瓦锚定性能。经过理论校核和室内模拟试验均满足现场需求,现场应用表明,该管柱坐封、解封及注气均正常,转采成功率100%,满足开发需求,解决了注气腐蚀结垢卡泵和封隔器解封困难的工程难题,具有很高的推广价值。

注CO_(2)井管柱腐蚀速率预测

利用CO_(2)驱油提高低渗、高含水油田原油采收率已经发展成为双碳背景下应对气候变化的重要技术。但是注CO_(2)井管柱频繁发生腐蚀失效的问题,研究管柱在CO_(2)环境下的腐蚀机理,预测管柱腐蚀速率是腐蚀防护是保障安全生产的重要途经。为此本文开展了注CO_(2)井管柱腐蚀的电化学分析,考虑了压力、温度、pH值、含水率、离子浓度等因素在管柱腐蚀失效中关联关系,优化了CO_(2)腐蚀环境下P110油管的腐蚀速率预测模型,对实例井油管柱腐蚀速率完成预测,并对比油田现场实测值。结果表明:在注CO_(2)过程中,1500m以上井段腐蚀程度较小,腐蚀主要发生在1300~1700m井段,温度为70℃左右腐蚀做严重,腐蚀速率可达0.3mm/a。腐蚀速率受含水率、井筒温度影响较大,腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。

枯竭型酸性气藏封存CO_(2)过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO_(2)封存工况下的腐蚀行为,优选出适用性好的钢材,采用高温高压釜模拟CO_(2)封存工况,在不同CO_(2)分压(5、8、11 MPa)条件下,对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试,从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究,并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明:在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO_(2)分压的升高而增大,N80钢腐蚀速率为0.0674~0.0979 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.0227~0.0277 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.0013~0.0029 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO3和少量的FeS,且随分压的升高,腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象;N80钢主要表现为均匀腐蚀,而L80-13Cr钢出现点蚀,穿孔年限为5 a左右;N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低,安全服役年限为27 a。研究成果为枯竭型酸性油气藏CO_(2)封存井油管选材提供依据。

聚酰胺化壳聚糖的合成及抑制完井液腐蚀研究

海上完井液具有成分复杂、矿化度高等特点,针对完井液对井下管道腐蚀严重的问题,以天然多糖壳聚糖(CS)为原料,合成了聚酰胺化壳聚糖(PACS),评估了其抑制碳钢腐蚀的效果。失重腐蚀实验结果表明,在80℃下向完井液中投加2000 mg/L PACS后,碳钢腐蚀速率由3.852 mm/a降至0.072 mm/a,缓蚀率为98.13%。此外,电化学测试(动电位极化和奈奎斯特曲线)结果也表明,当PACS投加量达到2000 mg/L,缓蚀率为90%以上,PACS具有良好的抑制碳钢腐蚀性能。

氯离子质量浓度对N80稠油管柱腐蚀机理研究

使用高温高压哈氏合金反应釜模拟N80油管钢在采出液中的恶劣腐蚀环境,研究不同氯离子质量浓度(0,5000,10000,15000 mg/L)对采出液中N80油管钢的腐蚀行为及腐蚀机理的影响,利用宏观和微观手段相结合,对N80油管钢的腐蚀速率,腐蚀形貌和腐蚀产物膜结构进行分析,明确不同氯离子含量环境下其腐蚀的差异性。结果表明,在含有氯离子的对照组中,随着氯离子质量浓度提升腐蚀速率上升显著,腐蚀产物表面点蚀坑逐渐增大。这是由于氯离子破坏了原本致密的腐蚀产物膜,使碳钢再次暴露在腐蚀溶液中,加速点蚀的产生。

卡瓦下座用表面改性可溶性镁合金耐腐蚀性能研究

采用可溶性镁合金制作的节流器卡瓦下座,在井下服役过程中常因其降解速率过快而引起节流器失效,为此对可溶性镁合金表面进行了改性。为了解可溶性镁合金表面改性后的耐腐蚀性能,采用扫描电子显微镜观察了表面改性镁合金腐蚀前后表面的微观结构,采用X射线衍射仪和红外光谱仪分析了表面改性镁合金表腐蚀前后的物相结构,通过电化学试验和浸泡失重试验评价了其在pH值为3.0,7.2和9.0模拟井液中的耐腐蚀性能。与镁合金相比,在不同pH值的模拟井液中,表面改性镁合金的腐蚀电位均正移了约1.1 V,腐蚀电流密度均降低了3个数量级,腐蚀速率均降低了约3 mm/a;与pH值为7.2的模拟井液相比,在pH值为3.0的模拟井液中,表面改性镁合金的电荷转移电阻从9.13×10^(6)Ω·cm^(2)降至1.91×10^(6)Ω·cm^(2)。研究表明,与镁合金相比,表面改性镁合金在pH值为3.0,7.2和9.0模拟井液中的耐腐蚀性能均显著提高,但其在酸性模拟井液中的耐腐蚀性能大程度降低,易降解。对表面改性镁合金卡瓦下座节流器进行了现场试验,试验表明,表面改性镁合金卡瓦下座的承压性能、耐腐蚀性能满足要求,且易于打捞。研究和现场试验结果均表明,表面改性镁合金的耐腐蚀性能满足可溶性卡瓦下座的要求,为其应用于井下节流器提供了依据。

塔河油田某生产井油管压溃失效分析

塔河油田某生产井在酸化压裂+连续油管气举增产过程中,第414根油管发生压溃失效。通过对压溃油管的宏观形貌观察、壁厚测试、腐蚀产物表征以及压溃模拟计算,可以明确第414根油管发生压溃的原因为:连续油管气举过程中注入的氮气中伴随的氧以及酸化压裂过程中的酸液对压溃油管内壁的腐蚀,首先导致油管内壁减薄严重,当其壁厚减薄导致临界挤毁压力小于环空保护液导致的静水压时,油管发生压溃。文章建议后续类似工况生产井进行增产时,可对连续油管气举的注气气源进行优化,选择纯度为99.9%的氮气,同时优化酸化压裂工艺,延长酸压时间。

井下节流器用可溶性卡瓦下座耐腐蚀性能研究

针对苏里格气田井下节流器存在打捞困难、打捞成功率较低的问题,采用对可溶性镁合金表面进行改性的方式制备了井下节流器用可溶性卡瓦下座。通过电化学测试和浸泡失重实验研究了表面改性镁合金在不同Cl-质量分数(分别为2%、5%和8%)模拟井液中的耐腐蚀性能,并采用有限元力学仿真和溶解实验,分析了力学强度和溶解性能。结果表明:表面改性后的镁合金腐蚀电流密度降低了约5个数量级;随着Cl-质量分数的增加,表面改性镁合金腐蚀速率逐渐增大;在给定卡定机构卡定时的载荷与位移约束时,可溶性卡瓦下座所受最大应力为190 MPa,小于材料的屈服强度;卡瓦下座可溶式节流器经过室内5 h溶解后实现解封。在室内实验结果满足要求的基础上,该井下节流器在现场经过一段时间应用后打捞,坐封稳定,打捞方便。

油管腐蚀分析与防护技术研究

本研究深入分析了油管腐蚀问题及其防护技术,指出油管在油气开采运输系统中面临的腐蚀损耗严重影响了其安全运行。腐蚀类型包括均匀腐蚀、局部腐蚀、应力腐蚀开裂以及微生物腐蚀等,由多种内外部因素如有害介质、环境条件和管道自身缺陷引起,并强调了从设计到材料选择的全面防腐措施的必要性,以确保油管系统的长期稳定性和安全性。正确识别和预防这些腐蚀类型对提高油气管道的防腐效果至关重要。

东胜气田井筒O_(2)腐蚀评价与防护对策研究

膜分离制氮气举技术是东胜气田积液井、水淹井排出积液进而恢复产能的重要手段之一。但目前移动式膜分离制氮技术制取的氮气中O_(2)体积分数为5%左右,随着注入次数、注入量的增加,井筒管柱的O_(2)腐蚀问题愈发严重。该研究通过高温高压动态腐蚀试验明确了东胜气田腐蚀影响规律。试验表明:含O_(2)环境下,N80材质腐蚀速率稍大于P110材料;浸没程度对O_(2)腐蚀速率的影响为全浸没>半浸没>未浸没。据此优选抗O_(2)腐蚀缓蚀剂,室内评价试验表明:钼酸钠+葡萄糖酸钠型缓蚀剂缓蚀率达90%以上。现场3口试验井均取得了较好的缓蚀效果,最大缓蚀率达73.33%。

基于机器学习的CO_(2)-咪唑啉体系腐蚀速率预测模型研究

针对以往缓蚀剂性能预测模型缺乏对CO_(2)腐蚀环境的考虑,以CO_(2)环境参数和咪唑啉类缓蚀剂相关参数作为输入特征,通过数据搜集、数据补全、特征筛选构建数据集,对比KNN、SVR、RF、GBDT算法的预测模型。结果表明考虑环境参数的缓蚀性能预测模型是可行的,四种模型的R2均大于0.9,其中GBDT模型预测效果最好,R2为0.957,MRE为20.9%;SVR模型预测效果最差,R2为0.922,MRE为83.3%。

产水气井冲缝套动态冲蚀机理研究

在产水气井中,冲缝筛管同时受到腐蚀和冲蚀磨损,服役寿命远远低于预期。为了解冲缝筛管在产水气井中快速失效的原因,模拟含水气井的腐蚀环境,进行了室内腐蚀试验,并建立了冲缝套的2种缺陷分布模型,模拟计算不同缺陷分布模型,以腐蚀速率为动网格速率,探究了不同缺陷深度和含水体积分数下冲缝套的冲蚀机理。研究结果表明:含水体积分数从0增加到100%,腐蚀速率从0.0115 mm/a增加到0.0399 mm/a,腐蚀坑的截面为圆形;缺陷在边缘中间区域时,最大冲蚀磨损量分布在缺陷处;缺陷在其他区域时,最大冲蚀磨损量分布在边缘四角区域的非缺陷区域;最大冲蚀磨损速率与缺陷深度、含水体积分数成正比,这种腐蚀与冲蚀的共同作用是冲缝筛管在产水气井中服役寿命大幅缩减的原因。所得结论可为延长冲缝筛管服役寿命研究提供理论参考。

Ni-W镀管在CO_(2)注入井工况下的适用性研究

为研究Ni-W镀管材料在CO_(2)注入井工况下的适用性,采用高温高压腐蚀模拟实验,结合扫描电镜、激光共聚焦显微镜及X射线衍射仪研究了Ni-W镀层的腐蚀行为。结果表明,在含有杂质的超临界CO_(2)注入工况下Ni-W镀层具有一定的耐均匀腐蚀能力,但存在局部腐蚀风险;在地层水反流的CO_(2)注入井工况下,微量的H_(2)S会诱发Ni-W镀层发生较为严重的腐蚀失效,造成镀层开裂和局部破损;在存在地层水反流的高含氧CO_(2)注入井工况下,Ni-W镀层会形成微裂纹,并在内外镀层界面形成腐蚀产物。

CCUS井水泥环腐蚀预测模型及影响因素

目的CCUS井的水泥环长期处于CO_(2)腐蚀环境中,水泥环将被腐蚀导致CO_(2)泄漏,需对腐蚀速率进行预测。然而目前的腐蚀预测模型以井眼和半经验公式为主,导致水泥环腐蚀预测不准确,制约了CCUS井水泥环腐蚀防治技术的研究。方法针对这一问题,基于CO_(2)和钙质量守恒定律,建立了CO_(2)腐蚀深度预测模型,并利用该模型分析了腐蚀时间、温度、CO_(2)分压、水灰比和耐腐蚀材料加量对腐蚀深度的影响规律,并建立了评价模型,对影响因素的影响程度进行排序。结果CO_(2)腐蚀深度随腐蚀时间、温度、Cl—浓度、CO_(2)分压、水灰比及含水饱和度增加而增大,随着水泥环密度、耐腐蚀材料加量增加而减少;水泥环中CO_(2)含量随腐蚀深度呈非线性降低。影响因素由强到弱为:含水饱和度>耐腐蚀材料>水灰比>CO_(2)分压>腐蚀时间>水泥环密度>Cl—浓度>温度。结论研究成果对于CCUS井控制CO_(2)对水泥环的碳化腐蚀保障井筒完整性具有指导意义。

海管在线除垢新技术在海上平台的应用

某海上采油平台采出伴生气中CO_(2)含量较高,部分油井出砂严重,综合含水率逐年升高,导致该平台外输海管出现了严重的结垢问题,海管运行压力不断升高,输送能力逐渐降低,给油田安全生产带来了严重影响。文章从海管结垢机理和结垢影响因素分析,结合海管通球数据,确定出海管结垢严重程度和分布状态。创新提出海管在线除垢新技术,解决了海管在线清垢期间,清垢剂体系在推动过程中不断被稀释,影响海管在线清垢效果的难题。

注入系统管道失效因素分析及控制措施

通过对某油田注入管道腐蚀失效数据进行分析整理,在深入分析注水、注剂管道腐蚀机理的基础上,通过实验及现场验证,针对温度、流速、溶解氧以及水样矿化度等因素对管道腐蚀速率的具体影响,进一步提出了有针对性的油田注入管道防腐措施建议。

酒东油田井筒腐蚀治理对策研究

随着油田开发程度的不断加深,油井含水不断上升,管杆腐蚀现象日益严重,由泵漏、管漏、管杆断脱以及井下工具失效引起的检泵占比逐年升高,酒东油田因腐蚀造成检泵井同比上升21%,这不仅给检修作业带来很多复杂的情况,影响油井的正常生产,而且不利于油田生产过程中的降本控费,因此亟待开展井筒腐蚀因素、治理对策等的研究。

某油田生产井中心管腐蚀穿孔失效分析

某油田一口生产井中心管出现严重腐蚀穿孔现象。为查找腐蚀原因,通过宏观分析、材质分析、水质分析、腐蚀产物分析、腐蚀模拟试验等对中心管腐蚀失效进行分析。结果表明,失效管段位置出砂严重,泥沙几乎堆满整根油管。泥沙的冲刷协同CO_(2)腐蚀,导致管壁不断减薄,最终穿孔失效。

渤海油田腐蚀磨损套管剩余强度计算

对渤海油田油气井的完整性问题详细排查,发现存在环空异常带压占比较高,导致井筒服役安全面临巨大的挑战。为有效计算环空最大承压能力,控制环空压力在有效的安全范围,需更精确的核算套管的有效剩余强度。渤海油田油气井套管腐蚀以CO_(2)为主,本文综合考虑套管在磨损、CO_(2)腐蚀共同作用,基于利用符合海洋石油特点的“De.Warrd模型的腐蚀速率预测模型”、“长期腐蚀速率预测模型”以及“管柱强度计算模型”,建立了套管磨损、腐蚀后的剩余强度计算方法,以环空带压自喷井2D井为例,对套管剩余强度进行核算,结果表明,套管以腐蚀为主要因素,磨损发生在套管下深中部的情况下,对套管中部剩余强度有影响,对套管整体最小剩余强度几乎无影响。通过该方法在核算套管在磨损及腐蚀双重影响下的套管剩余强度有重要意义,有效指导安全生产。