采气井管柱（共6篇）
采气井管柱 篇1
1大庆油田采气井管柱CO2腐蚀的速度分布规律
采气井管柱CO2腐蚀速度测试使用的是大庆油田升深2-17井报废的N80油管管柱,该管柱下井工作不到500 d,就出现多处穿孔,如图1所示,该气井日产气量14.59×104m3。试样由报废油管管柱加工制备,油管材质为:36Mn2V,化学成分如表1所示,升深2-17井井下工作介质参数如表2所示。
根据现场升深2-17井N80油管管柱的CO2腐蚀测试,可计算出N80油管管柱在气井井下环境中不同深度的腐蚀速度,具体结果如表3所示,并根据腐蚀速度—井深(温度)之间的关系,可绘出腐蚀速度—井深(温度)分布曲线,如图2所示。
由图2所示曲线可知:(1) 从气井井口到井下深度695 m,N80油管的腐蚀速度随着井深的增加逐渐增大;井深从695 m至1 235 m,腐蚀速度随着井深的增加逐渐下降;当井深大于1 235 m时,腐蚀速度在一个很小的范围内波动。(2) 随着温度的升高,腐蚀速度先增大后减小,80℃左右腐蚀速度出现最大值,当温度高于100℃时腐蚀速度较小。(3) 气井井下温度随着井深的增加逐渐升高。
该曲线反映了N80油管管柱的CO2腐蚀速度随着气井井深的变化规律,同时也反映出腐蚀速度与温度之间的关系。N80油管管柱的腐蚀速度随气井井深变化的主要原因在于腐蚀介质对腐蚀速度的影响,包括温度、CO2分压、pH值、介质流速,以及介质中的离子浓度及类型等因素,另外,还和油管管柱的受力及材料组织不均匀性有关。该曲线反应的腐蚀速度与温度之间的关系,与大多数文献所得出的结论不同,这可能是由于现场气井井下的实际环境与实验室模拟的试验环境之间存在较大误差所致。
为探讨图2所示曲线变化的原因,使用日立S-3 400 N扫描电子显微镜观察了试样在气井中腐蚀的腐蚀产物形貌,同时用牛津Inca能谱仪分析了腐蚀产物的成分,具体结果如下。
(1) 图3所示为试样处于井下360 m,温度为50℃环境中的腐蚀产物形貌及能谱图。由图3(a)可以看出试样表面较为光滑,有少量的腐蚀坑存在,此时环境温度较低,试样表面存在着较少的腐蚀产物。表面腐蚀产物成分主要有Fe、Cl、C、Cr、Si等元素。由腐蚀形貌可知主要的腐蚀类型为均匀腐蚀,阴极反应为H+的还原反应,阳极反应为Fe的氧化反应。随温度的升高,H2CO3的电离和H+的扩散运动加剧,H+容易到达试样表面发生还原反应,使Fe的氧化反应速度加快,铁的溶解速度增大。
(2) 图4所示为试样处于井下695m,温度为70℃环境中的腐蚀产物形貌和能谱图。试样表面粗糙,产生了大量的腐蚀产物,并且腐蚀产物覆盖基体,但此时腐蚀产物比较疏松,晶粒粗大,不能较好地保护基体材料。该环境下均匀腐蚀与局部腐蚀均很严重,均匀腐蚀是由于温度的升高,使H+的还原反应加剧,腐蚀速度加快;局部腐蚀是由于腐蚀产物膜的分布不均匀,主要以小孔腐蚀为主。由图4(b)可知,腐蚀产物主要成分为Fe、Cl、C、O等元素。
(3) 图5所示为试样处于井下1 600 m,温度为110℃的环境中的腐蚀产物形貌和能谱图。由图5(a)可以看出:试样表面被腐蚀产物均匀覆盖,且腐蚀产物晶粒细小、致密。此时腐蚀类型以均匀腐蚀为主,由于有腐蚀产物膜存在,使基体不能与腐蚀介质接触,阻碍了H+运动到试样表面发生还原反应,这使得Fe的氧化反应无法进行,保护了基体。由图5(b)可以得到这种保护性腐蚀产物膜的主要成分为Fe、C、O。
2大庆油田采气井管柱CO2腐蚀的影响因素
油管在含CO2气体的气井中的腐蚀多属电化学整体腐蚀,当金属与电解质溶液接触时,由于金属表面的不均匀性,如金属种类、环境温度、介质中离子浓度的差别等,在金属表面会出现局部阳极区和局部阴极区,阳极区和阴极区互相闭合形成腐蚀微电池,电化学腐蚀就是在这些阳极区和阴极区的反应过程中进行的。许多CO2腐蚀研究资料表明,干燥的CO2腐蚀性极弱,而当CO2溶于水之后,形成碳酸,碳酸的电离,使水有酸性。CO2在水中的电离反应为
释放出的H+是强去极化剂,极易在阴极夺取电子,促进阳极铁的溶解反应而导致钢的腐蚀。CO2水溶液在呈酸性时,铁在CO2水溶液中腐蚀的阳极反应为[1]
阴极反应:
总的反应为:
这一点与电化学腐蚀原理一致。CO2气体的存在加速了阴极反应速度,使铁不断腐蚀。因此,任何能使CO2在水中溶解度增加的条件,都会使腐蚀速度增加。影响CO2腐蚀的主要因素如下。
2.1CO2分压的影响
在影响CO2腐蚀速度的各个因素中,CO2分压起着决定性作用,它直接影响CO2在腐蚀介质中的溶解度和溶液的酸度,溶解度和溶液的酸度随着CO2分压增大而增大。当CO2分压大于0.021 MPa为CO2腐蚀环境,当CO2分压大于0.21 MPa时为严重腐蚀环境, CO2分压高时,由于溶解的碳酸浓度高,氢离子浓度必然高,因而腐蚀被加速[2]。由气井检测报告计算出井下环境中,CO2气体的分压为2.32 MPa,远远大于0.21 MPa,属于严重的CO2腐蚀环境。CO2腐蚀过程是伴随着氢的去极化过程而进行的,当CO2分压高时,由于溶液的碳酸浓度高,从碳酸中分离的氢离子浓度必然高,因而腐蚀被加速。
2.2pH值的影响
pH值的变化直接影响H2CO3在水溶液中的存在形式:当pH值小于4时,主要以H2CO3形式存在;当pH值在4～10之间时,主要以HCO-3形式存在;当pH值大于10时,主要以CO
2.3温度的影响
大量的研究表明,介质温度是影响CO2腐蚀的一个重要参数。温度影响腐蚀速度主要体现在以下三个方面:(1) 温度影响气体在介质中的溶解度,温度升高,溶解度降低,抑制腐蚀的进行;(2) 温度升高,各反应进行的速度加快,促进腐蚀的进行;(3) 温度的升高影响了腐蚀产物的成膜机制,使得膜有可能抑制腐蚀,也有可能促进腐蚀,视材料和介质所定[3] 。温度的变化,使得N80油管管柱的腐蚀速度发生规律性的变化:当温度低于50℃时,腐蚀速度较低,为均匀腐蚀;当温度在80℃左右时,管柱的均匀腐蚀和局部腐蚀(小孔腐蚀)严重,腐蚀速度达到最大值;当温度高于100℃之后,主要为均匀腐蚀,且腐蚀速度较小。很多CO2腐蚀模拟试验研究表明,温度对CO2腐蚀速度的影响有以下几种情况[1]:当温度低于60℃的低温区,腐蚀类型主要是均匀腐蚀;温度在(60～110) ℃之间时,局部腐蚀突出,并且温度在110℃附近,均匀腐蚀速度最高,局部腐蚀严重;温度在150℃以上,材料的腐蚀速度较低。影响材料的腐蚀主要包括材料本身和环境的影响,材料相同的条件下,由于实验室模拟试验环境和气井井下实际的环境不同,油管出现最大腐蚀速度的温度明显低于模拟试验得出的温度,原因在于模拟环境与实际环境之间的误差,模拟环境无法完全反映实际情况。
2.4介质中离子的影响
Cl-的存在使得溶液的导电率增强,从电化学腐蚀的角度,减小了溶液的极化电阻,使腐蚀加剧。并且还会破坏金属表面已经形成的腐蚀产物膜,促进膜下小孔腐蚀的继续进行,形成腐蚀穿孔,当Cl-含量大于30 000 mg/L时尤为明显[4]。气井采出水水质分析报告给出,井下Cl-含量为1 650.2 mg/L,说明在实际情况下,Cl-含量大于1 500 mg/L就会形成腐蚀穿孔。HCO-3的存在会抑制FeCO3的溶解,促进钝化膜的形成,从而降低碳钢的腐蚀速度[4]。Ca2+、Mg2+的存在,增大了溶液的硬度,使离子强度增大,导致CO2溶解在水中的亨利系数增大,这样根据亨利定律,当其他条件相同时,溶液中的CO2含量将会减少。根据采出水分析报告显示:采出水的矿化度较高,含有较高浓度的HCO-3、Ca2+、Mg2+,当HCO-3和Ca2+同时存在时,可使碳钢表面形成具有保护功能的膜并降低腐蚀速度,但此时也容易引起碳钢产生点蚀[1]。
2.5流速的影响
流速对腐蚀速度的影响分为以下两种情况,一是金属表面没有腐蚀产物膜存在,二是金属表面有腐蚀产物膜存在。当金属表面没有腐蚀产物膜存在,流速会使CO2腐蚀速度明显增加。流速增大,使介质中的去极化剂更快地扩散到电极表面,阴极去极化增强,同时产生的Fe2+迅速地离开腐蚀金属表面,这些作用使得腐蚀速度增大。Schimtt和Waard认为流速较低的情况下腐蚀速度受离子扩散控制,在流速较高的情况下腐蚀速度受电荷转移控制。当金属表面被腐蚀产物膜覆盖以后,由于此时腐蚀速度主要是受腐蚀产物膜的控制,因此流速对腐蚀速度的影响不大[5]。以上情况是流速对均匀腐蚀产生的影响,当管柱发生局部腐蚀时,尤其是局部穿孔之后,由于介质以很高的速度穿过蚀孔,对蚀孔孔壁产生强烈的冲刷作用,加快了油管的腐蚀速度,使管柱局部横截面积变小,应力增大,最终可能导致机械断裂。
2.6应力的影响
影响CO2腐蚀的应力可分为两种,一种是油管加工热处理过程中的残余应力,另一种是油管管柱使用过程中所承受的应力。油管受残余应力作用时,局部自由能增加,电位下降,易发生金属的溶解反应:Fe→Fe2++2e[6]。在拉应力的作用下,管柱可能会发生应力腐蚀,导致管柱的断裂。
2.7组织的影响
材料的组织不均匀性及合金元素的含量都会影响CO2腐蚀速度。不同组织状态之间的电位不相同,可构成腐蚀电偶。合金元素对CO2腐蚀有很大影响:Cr是提高合金耐CO2腐蚀最常用的元素之一[7],在90℃以下的饱和CO2水溶液中,很少的Cr就能明显地提高合金材料的耐蚀效果。C对耐CO2腐蚀性能的影响与碳钢结构中的Fe3C相有密切关系,一方面表现在当钢铁腐蚀时,Fe3C会暴露在碳钢表面充当腐蚀的阴极,而形成腐蚀电偶,加速钢铁的腐蚀;另一方面,Fe3C会形成腐蚀产物膜的结构支架而抑制CO2腐蚀;Mo、Si、Co的添加会抑制CO2腐蚀[8]。根据以上论述,在选用油管管柱材料时,应选择Cr、Mo、Si、Co含量较高的低碳钢或合金钢作为油管材料。观察油管管柱蚀孔的位置,一般都是在距每根油管端部16 cm～20 cm处,这与该部位金属的微观组织结构有关。
3结论
由现场报废的N80油管管柱CO2腐蚀速度测试,可得出以下结论。
(1) 由CO2分压、pH值、温度等影响因素的综合作用,导致N80油管管柱的腐蚀速度随井深的增加呈现先增大后减小的趋势,井深为600 m～ 1 300 m腐蚀速度较大,并且在700 m左右出现峰值。
(2) N80油管管柱的腐蚀速度在大约为80℃时出现峰值;当温度高于100℃时,腐蚀速度较小。腐蚀速度随温度变化规律与其他文献得出结论存在差异,其原因在于高温高压反应釜不能完全模拟现场井况,建议改进CO2腐蚀试验的研究方法。
(3) 气井管柱的CO2腐蚀速度应受到井下环境和油管材料两方面的影响,大多数研究未将油管微观组织结构、热处理工艺及油管所受载荷列于研究内容,这些因素应该得到足够的重视。
摘要：对大庆油田采气分公司升深2-17井CO2腐蚀后的报废油管管柱进行了现场实测,绘出了N80油管管柱CO2腐蚀速度随气井井深分布规律曲线,并对该曲线进行了理论分析;所得结论,对气井油管管柱CO2腐蚀的预测评估,以及采取相应的有效预防措施具有很大的指导作用。
关键词：N80油管管柱,CO2腐蚀速度,分布规律
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气井完井管柱漏点隔离新技术 篇2
1 长2井基本情况
长2井2001年7月水平段完钻,完井时发现井下管柱难以稳压,生产套管与完井管柱之间的环空显示有压力。分析得出结论,井下完井管柱存在漏点,考虑安全因素,不能开井投产。鉴于该井为评价井,漏点问题除了修井没有更好的办法,所以决定下入堵塞,暂时搁置该井,进行不定期观察。后对该井做过生产测试,预计产量在15×104~20×104m3/d。因此,决定采用一系列措施解决长2井的问题,使该井尽快投入生产。
长2井井口使用的是ABB公司生产的型号为C601476-53的采气树,压力等级35MPa。该井井深3 963m,垂深2 826m,是一口单分支水平井,技术套管下深665m,生产套管下深2 552m,油管尺寸88.9mm,在井深2 780m处有一个型号为XN外径尺寸为69.85mm的密封工作筒。
长2井身结构,该气井和传统气井井身结构设计最根本的区别在于是否存在永久式封隔器。长2井完井管柱带有永久式封隔器,其存在目的主要是保护封隔器以上的套管内壁和生产油管外壁避免与地层中的气体、液体、沙体接触,降低自身的腐蚀性,提高耐用性,保证气井长期稳定生产;另外,当地面采气树内套管阀失效需要更换时,封隔器可以保证在环空无压的情况下安全更换套管阀;当出现严重自然灾害,例如洪水、泥石流、地震,导致采气树及地面设施都被毁坏的情况下,封隔器和井下安全阀的组合可将气源与地面完全隔离,在井下实施保护[1]。
2 滑套关闭作业
针对长2井问题,经过研究分析,认为井下漏点可能是因为滑套没有完全关闭而造成的,所以准备了2套方案:(1)使用滑套关闭工具尝试将滑套完全关闭;(2)如果在滑套已经关闭的情况下,漏失依然存在,便使用声波测井仪,确定漏点位置后,再选择相应的隔离工具进行漏点封堵。
2.1 滑套开关工具介绍
该工具是来自哈利伯顿公司,主要用途是打开和关闭滑套。滑套开关工具中装有铜销钉,作用是当工具遇阻遇卡难以上提时,向上震击,剪断销钉后,工具的外径便会缩小,从而顺利通过遇阻点。所以在滑套关闭作业中,即使滑套开关工具在上提动作后,顺利通过了滑套位置,也不能够说明滑套已经完全关闭,而是要把工具串起出至地面后检查销钉情况,才能确定滑套是否已经完全关闭[2]。
2.2 滑套关闭作业
滑套关闭工具串:绳帽+203.2mm加重杆+万向节+弹簧震击器+机械震击器+万向节+滑套开关工具。
长2井滑套位置在2 753.38m,将工具下放至2 763m后缓慢上提至2 740m。如果滑套没有完全关闭,在上提工具的过程中就会遇阻,悬重会增加。使用机械震击器向上震击数次,见工具串通过滑套位置后,再次下放过滑套位置,继续缓慢上提,震击,并重复该动作,一直到滑套开关工具可以顺利通过滑套位置,便可起出工具串至地面进行销钉检查。
2011年8月,在滑套关闭作业中,经过反复下放上提工具串和几次更换销钉后,终于在销钉未断的情况下顺利起出了工具。为了测试完井管柱是否已经恢复正常,给油管打压26MPa后,见油管压力持续下降,打压过程中A环空有水返出。讨论得出结论:在滑套已经关闭的情况下,井下管柱依然存在漏点,准备使用声波测井仪,确定漏点。
3 长2完井管柱漏点位置判断
为了准确地测试出管柱漏点,采用挪威seawell公司的声波测漏仪,该仪器在2011年康菲石油公司漏油事故井中成功准确地测试出了漏点位置,说明该工具有较高的可靠性。2011年7月28日,动员中油测井的电缆设备配合挪威seawell公司的声波测试工具对长2井开始进行油管测漏。
作业开始前先连接管线,从泵车接出66.7mm临时管线分别到环空和油管,同时从环空和油管分别连接66.7mm临时管线到可调针阀,再从可调针阀接出管线到放喷池。先用泵车从环空灌水,从油管卸压,使环空和油管内都充满水后,下入测试工具串(下入速度40m/min),下到底后,开泵,从油管内打水,打开环空阀门,环空返出水到泵车水柜内,排量控制在800L/min,泵车压力显示1MPa。第1趟下井测试,声波测井工具显示滑套处有漏失。为检查流量计是否正常,重复测试了一遍,发现一切正常。第2趟下井,测试工具下到底后,反循环,从环空泵入,油管返出,排量继续控制在800L/min,泵车压力显示1MPa,当流量计经过滑套位置时,可以看到流量计明显旋转,通过滑套位置后,流量计停止旋转。综合分析,确定长2井井下滑套处出现刺漏点。
4 完井管柱漏点隔离
通过声波测井确定了长2井的漏点位置是在井深2 753m滑套处。因为该滑套内有一X型台阶面,所以决定引进壳牌公司的一套ST隔离工具(Straddle Tool)对其进行封堵。
4.1 隔离工具的组成及工作原理
4.1.1 ST隔离工具的组成
可选择性投放工具+悬挂器+71.45mm V型盘根+平衡短节+加长管+71.45mm V型盘根+引鞋。
4.1.2 各部件的工作原理及用途
(1)可选择性投放工具。该工具的用途是把不同类型的悬挂器下入不同型号的密封工作筒中或者台阶面内。
分为2种模式:固定模式和可选择性模式。在固定模式下,悬挂器的钥匙始终处于张开状态;可选择性模式顾名思义就是投放工具可以在指定的位置动作。在可选择性模式下,悬挂器的钥匙处于收缩状态,保证了工具串的最大外径符合要求,在指定深度投放工具动作后,钥匙便张开[3]。
作业中要求工具串经过井下安全阀内71.45mm X型台阶面和滑套内71.45mm X型台阶面。如果投放工具使用固定模式,处于张开状态的钥匙外径远远大于71.45mm,就不能通过井下安全阀和滑套,难以下入到指定位置。所以下入工具必须使用可选择性模式,要求在滑套内71.45mm X型台阶面处张开悬挂器钥匙,并将悬挂器坐进滑套内X型台阶面上。
(2)悬挂器又称为锁芯,分为X和XN型。用途是连接不同的工具,并将工具悬挂在密封工作筒内或是台阶面上。
(3)V型盘根是一种密封O圈,尺寸随着悬挂器尺寸的变化而变化。在ST隔离工具上有两处V型盘根,分别是上端盘根和下端盘根,目的是将漏点封闭在中间。当漏点处出现压力,便会作用在V型盘根上,一旦受压,盘根便会立即膨胀变型,达到很好的密封作用。
(4)平衡短节的用途是在工具串下放过程中,平衡工具串内外压力。作业中,当工具串坐封完毕后,上提投放工具,便可将平衡短节关闭。
(5)加长管的作用是调整V型盘根的密封位置促使V型盘根处在光滑的密封面上,保证盘根有很好的密封性。
(6)引鞋的用途是引导整个工具串下放。引鞋前端一周有一定倒角,提高了整个工具串的通过性。
4.2 现场实施
4.2.1 ST隔离工具工具串组合
绳帽+203.2mm加重杆+万向节+弹簧震击器+机械震击器+可选择性下放工具+悬挂器+V型盘根+平衡短节+加长管+V型盘根+引鞋。
4.2.2 ST隔离工具的运用
施工过程中,工具串下放到井下安全阀位置时,有少许遇阻,因为整个工具串的最大外径和井下安全阀内的最小内径基本相同。由于工具串下井前,V型盘根上涂抹了黄油,加上有引鞋引导,所以工具串在活动了两三次之后顺利通过了井下安全阀。
工具串同样成功通过滑套位置,抵达2 763m后,缓慢上提至2 743m,在上提的过程中,投放工具的动作台阶被触动,此时可选择性投放工具发生动作,悬挂器的钥匙张开。缓慢下放工具串至滑套深度,让悬挂器的钥匙自动寻找滑套内X型台阶面的位置。下放到位后,轻轻向下震击工具串20余次,6.35mm铜销钉被剪断,使悬挂器的打捞颈闭合,钥匙被固定,这样悬挂器就牢牢地被嵌进在滑套X型台阶面内。
为了测试隔离工具悬挂是否到位,缓慢上提工具串,如果悬挂器的钥匙没有完全坐落进台阶面内,工具串会一起被上提,无明显遇阻显示;如果在上提过程中有明显遇阻并且在继续上提工具串时发现悬重超过90.72kg,便可确定悬挂器已经到位。这时可向上震击数次,剪断悬挂器和投放工具之间的7.94mm铜销钉,使投放工具脱离悬挂器,在脱离并上提的同时,平衡短节关闭。
ST隔离工具投放结束后,用泵车给油管内打压26MPa测试整个管柱,观察30min,稳压成功,试压过程中未见环空中有水返出;泻压;用泵车打压20MPa测试环空密封性,观察30min后,稳压成功,试压过程中未见油管内有水返出。证明隔离工具已经起作用,滑套刺漏点封堵成功。
5 效益评价
长2井整个堵漏作业用时不到24h,耗时短。和修井相比,节约了2 000m左右的抗腐蚀性油管以及一套井下安全阀和一套永久式封隔器;减少了切割油管人工费用,修井机费用,修井人工费用;避免了许多HSE风险。
漏点的成功封堵不但解决了长2井长达10年的历史遗留问题,也为今后气井出现类似漏失问题提供了可借鉴的成功案例,以及更可靠的技术支持。
6 结论与建议
(1)ST隔离工具的应用需要根据漏失点的情况而定。如果整个完井管柱只有一个漏点,而且漏失量在一定范围内或者存在多个漏点但漏失量较小,便可以使用ST隔离工具。如果出现漏点多且漏点面积大的情况,此技术的运用效果就不太理想,只能使用修井机重新完井。
(2)在作业中,整个ST隔离工具串是通过悬挂器固定在滑套中X型台阶面内的,所以要想使用ST隔离工具,必须满足密封工作筒和台阶面存在于漏点附近,这样才可以使用悬挂器,悬挂ST隔离工具。当油管上任意一处出现漏点,且漏点附近没有密封工作筒和台阶面时,这样无法使用悬挂器,就不能运用ST隔离工具,而只能选用另一种隔离工具:上下卡瓦式隔离工具(Tubing Lock)进行漏点封堵。
(3)通过对长2井生产管柱漏点的成功封堵,证明了这种隔离技术是可行、合理的;同时也说明该工具具有易操作、易观察、耗时短、更加安全可靠等优点。尤其重要的是降低了修井成本,经济效益显著提高,该技术值得在气田推广应用。
摘要：介绍了长2井井深结构、完井管柱、滑套作业、隔离工具等技术应用,成功利用漏点隔离新技术完成了井下滑套漏点的封堵隔离。气井完井管柱漏点技术是一项快速、安全、可靠的漏点隔离技术,为生产任务的完成提供了强有力的技术支持和安全保障。
关键词：气井完井管柱,滑套,漏点,封堵
参考文献
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二氧化碳驱注气井完井管柱设计 篇3
1 CO2驱注入井免压井作业完井管柱设计研究
注入管柱是二氧化碳气进入地层的通道, 是保证二氧化碳驱顺利进行的关键。由于CO2注入温度低, 停注时会引起管柱蠕动, 降低封隔器密封性能, 同时考虑到环空保护液需要定期更换, 气井压井困难等问题, 设计了具有锚定、反洗井和免压井作业功能的完井管柱。
1.1 完井管柱结构及原理
由于调整方案注气井转为生产井或其他原因需要更换管柱时, CO2的高膨胀性使得施工过程存在较大的风险, 为此设计了能够实现免压井分体丢手注气管柱。
管柱组成 (从上至下) :由井口悬挂器+反洗阀+安全接头+水力锚+密封插头+丢手及回接筒+蝶扳单向阀+Y441封隔器+底部止回阀+筛管+丝堵等部分组成 (见图1) 。
丢手注气管柱中反洗阀的作用是在正常注气时油管连通, 环空关闭, 反洗井时与环空连通可替换保护液。水力锚的作用是锚定管柱。密封插头主要由插头及“O”型圈组成, 主要作用就是与回接筒配套, 起到连接丢手管柱与密插管柱并且密封的作用。蝶板阀的原理是当蝶扳受到上部外力作用时, 可翻转一定角度, 从而实现内部的连通。当蝶扳受到的外力消失时, 蝶扳在弹簧力的作用下, 可恢复原状, 从而起到密封井内气体的的功能。
1.2 技术特点及技术指标
A:采用锚定式管柱结构, 可防止管柱蠕动, 以确保注气作业正常进行, 同时可保护丢手管柱上部套管。
B:可实现反洗井更换环空保护液的功能。当油套环空注入含有缓蚀剂的环空保护液时, 液体经反洗阀直接进入油管, 后经油管返出井筒, 从而达到保护油层的目的。
C:采用分体式丢手结构, 在更换上部注气管柱时, 不需起出下部丢手管柱。
D:工作筒及蝶板单向阀的应用可以实现上部管柱不压井作业。当要起出上部密插管柱时, 先从采油树中投入工作筒密封插头, 使得工作筒上部油管内没有压力, 移开采油树, 安装高压自封封井器, 上提密插管柱后, 蝶扳单向阀自动关闭, 使得丢手管柱上部没有压力, 从而完成作业时下部管柱的密封;
E:底部注气止回阀是一种单向注气多功能阀, 用于封隔器坐封、丢手、注气, 停注时自动关闭, 防止注入气返吐, 可以辅助实现不注气时的不压井作业。
1.3 室内试验和技术指标
利用专门气密封试验设备, 对研发的注气工具进行了气密试验, 室内试验结果表明, 注入工具气密封压力达到30MPa, 达到了现场实施要求。
2 现场应用
低渗透油田注水压力高、能量递减快, 为了提高采收率, 会采用气驱的方式提高采收率。例如某低渗区块, 油藏埋深2790-3100米, 含油面积4.1km2, 有效厚度10.5m, 从2008年开始, 该区块实施CO2驱提高采收率, 目前该井组有注气井5口。下面以某井为例说明免压井作业完井工艺和施工过程。
2.1 气驱井基本数据
该井完钻井深3068m, 套管射孔完井, 套管规格为φ139.7mm×9.17 mm P110/N80组合, 水泥返高至井口。
2.2 防腐蚀技术措施
根据实验研究结果, 该井采用了以下防腐措施:
(1) 套管采用环空保护液;
(2) 油管选用镍钨合金;
(3) 井下完井工具选用3Cr13;
(4) 注气井口选用35Mpa不锈钢注气井口。
2.3 完井管柱和工艺
通井、刮管之后下入悬挂丢手完井管柱 (管柱图见2) , 利用磁定位短节确定座封位置后, 投入φ30m m球, 从油管打压8M P a, 10M P a, 12M P a, 15M P a时各稳压5m i n, 确保封隔器坐封完全, 继续升压至2 0 M p a, 显示压力突降, 表明注气止回阀已开启。之后从油管投入φ50mm直径的钢球, 继续从油管加压至17Mpa, 丢手成功。下入密插注气管柱:密插注气管柱结构见附图3。注套管保护液:上提注气管柱2-3m, 现场根据实际情况装封井器或坐油管挂, 反循环替入套管保护液。密插插入情况:将末根入井油管部分换成油管短接, 装、坐油管挂, 紧顶丝, 反打压2MPa, 稳压5分钟不降, 证明密封情况良好。完成的最终注气管柱, 见附图1。
该井完井后注气成功, 每天注气40t/d, 井口注气压力15Mpa, 通过挂片测试, 该井管柱的腐蚀速率为0.0025mm/a, 说明几乎没有腐蚀。
3 认识和结论
(1) 实施CO2驱技术以来, 先导试验区块的地层压力由14Mpa恢复到26Mpa, 油井产量递减率减缓了15%, 现场试验证明, CO2驱是低渗透油藏补充地层能量的有效途径;
(2) 在实施CO2驱之前, 根据区块的含水情况、注入方式 (连续驱还是段塞驱) , 对腐蚀情况进行预测, 确定经济安全的综合防腐技术;
(3) 通过研究, 形成的CO2驱完井工艺技术能够满足封气窜、防腐蚀、高压注入和免压井作业的要求。
参考文献
[1]李士伦.国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望[J].油气地质与采收率, 2002, 9 (2) :1~5
[2]孙学忠, 于涛, 等.CO2EOR地下管柱的腐蚀控制[J].大庆石油学报, 1990, 14 (1) :63~69
采气井管柱 篇4
1 生产管柱振动微分方程
高压气井生产管柱示意图如图1所示。管柱长度为l; 管柱截面积为Ap; 管柱通流面积为Ai; 管柱密度为ρp; 环空保护液密度为ρfo; 管内天然气密度为ρf,基于此分析生产管柱轴向振动与横向振动微分方程。
生产管柱轴向振动四方程模型为[9]:
式中,pi为管内天然气压力; v为天然气位移; Fz为管柱受力; uz为管柱位移; K为天然气体积弹性模量;为考虑管壁弹性时的天然气体积弹性模量; r为管柱半径; e为管壁厚度; E、μ分别为管柱杨氏模量和泊松比。
针对生产管柱横向振动,采用铁摩辛柯梁理论,基于文献[10]的模型,进一步考虑生产管柱重力、管柱内外流体的浮力以及管柱内外沿井筒变化的流体压力,建立了横向振动四方程模型
式中,u为位移; ψx为转角; Mx为弯矩; Fy为受力; po为环空保护液的压力; p'i、p'o分别为管内外流体压力沿井筒的变化梯度; Ao= π ( r + e)2; ρI = ρpIp+ρfIf,其中Ip、If分别为管柱与流体的极惯性矩; mf为单位长度天然气质量; m为单位长度管柱和天然气的质量; q为单位长度管柱的浮重; V为管内定常流速; kp为管柱截面形状系数; G为管柱剪切弹性模量。
当研究对象长度较短时,可以近似忽略管柱重力以及流体压力沿井筒的变化,则横向振动四方程模型可简化为:
2 传递矩阵法的应用
2. 1 场传递矩阵
使用传递矩阵法对生产管柱八方程模型进行求解,首先分别推导系统轴向振动与横向振动的场传递矩阵。系统轴向振动场传递矩阵为
轴向振动管柱节点无因次化状态向量为
针对式( 9) ~ 式( 12) 组成的横向振动四方程模型,推导出状态向量与振型系数之间的关系矩阵为
式( 14) 中,为系统特征值,由下面的特征方程可求得:
根据管柱单元两侧节点状态向量与振型系数的关系,可推导出横向振动场传递矩阵为
式( 16) 中,[Tbend] 对应的无因次化状态向量为
2. 2 点传递矩阵
针对实际管柱存在的弯曲部位,采用弯管离散模型,综合轴向振动与横向振动力学模型,建立了弯管单元的点传递矩阵,如下所示
式( 17) 中,α为弯管单元的弯曲角度。
鉴于弯曲部位节点两端变量的不连续,弯曲管柱两端状态向量需进行无因次化处理,得到的无因次化的点传递矩阵为
式( 18) 中,SR为右端状态向量无因次化变换矩阵;SL为左端状态向量无因次化变换矩阵。
2. 3 总传递矩阵
基于推导的场传递矩阵和点传递矩阵,系统的总传递矩阵Tglobal为
式( 19) 中,分别是系统输入端与输出端的状态向量; Tp表示点传递矩阵; Tf表示场传递矩阵。
2. 4 固有频率计算方法
计算生产管柱固有频率时,首先确定系统的边界条件,即输入端与输出端的状态向量; 然后根据边界条件,将各个状态参量分为已知量( K) 与未知量( UK) 2种,表达如下式
式( 20) 中,子矩阵TK,UK为剩余量矩阵Res。根据振动理论,当系统在某一频率产生共振时,有
根据式( 21) 可计算系统固有频率。
2. 5考虑重力时的模态分析方法
考虑重力进行模态分析时,式( 5) ~ 式( 8) 组成的横向振动四方程模型是一个变系数偏微分方程组,不适宜采用常规方法进行求解。针对这个难题,本文建立了一种近似求解思路。主题思路如下:
( 1) 将管柱单元上的轴向力视为集中力,依照管柱的特性,对生产管柱进行类分,分成一定数量的管柱单元,简化管柱的受力分析过程;
( 2) 依次计算出各管柱单元上的轴向力,并代入到式( 15) ,基于共振原理,便可利用已推导的方法计算系统固有频率。其中管柱单元轴向力的计算方法如下:
假设将生产管柱分成n个单元,则第i个管柱单元上轴向力的计算公式为
式( 22) 中,Fz为管柱单元所受的轴向力;为不考虑重力时管柱所受的轴向载荷; le为第i个管柱单元的长度。
3 实例分析
为了进一步验证该算法的实用性与准确性,结合现场生产情况进行分析。由于高压气井开采过程中生产管柱势必与井壁接触,故井下管柱可视为由许多铰支支承的连续梁,取其中一段长为100 m的简支梁作为研究对象。管柱外径为0. 088 9 m,壁厚为0. 007 3 m,管内天然气密度为244 kg /m3。研究了天然气流速、压力、管柱轴向力以及重力等参数对生产管柱固有频率的影响,结果如图2 ~ 图7所示,分析讨论如下:
采用传递矩阵法( TMM) 和基于欧拉梁模型的解析法计算了管柱横向振动一阶频率。由图2可知,系统固有频率随着流速的增大而降低,直至管柱失稳; 传递矩阵法的计算结果要略小于解析法的计算结果,因为传递矩阵法基于铁摩辛柯梁模型[11]。图3表明了横向振动前两阶固有频率随流体压力的变化规律,随着流体压力的增加,横向振动的固有频率出现了明显的下降; 图4表明了横向振动前两阶固有频率随轴向力的变化规律,随着轴向力的增加,横向振动的频率出现了明显的下降。综合图2 ~ 图4的实例分析结果,得出天然气流速、压力以及轴向力等参数对生产管柱横向振动固有频率及稳定性的影响趋势基本相同; 同时基于各参数的现场取值范围,得出天然气压力和管柱轴向力对系统固有频率的影响较大,流速的影响很小。
考虑重力时,使用传递矩阵法和解析法对生产管柱横向振动固有频率进行计算求解。图5表明,考虑管柱自重时管柱振动规律与不考虑管柱自重情形基本一致。由图6可见,管柱振动的一阶频率在不考虑管柱重力条件下要明显大于考虑管柱重力时的情形,且管柱失稳的临界流速在考虑管柱重力时明显小于不考虑重力的情况,这进一步说明管柱自重对管柱振动频率的影响较大,不可忽略。
针对弯曲管柱,分析了流速对其前两阶固有频率的影响,如图7所示。由图可知,随着流速增大,一阶固有频率先减小后增大,二阶固有频率一直减小,两者趋于相同并迅速降低至0,此时系统失稳。这是由于随着流速增大,系统前两阶模态合成,产生耦合模态颤振,导致系统失稳[12,13]。
4 结论
( 1) 基于传递矩阵法建立了一套分析流体流动以及管柱受力等因素对生产管柱固有频率影响的方法,通过利用传递矩阵法量化了流体流动与管柱受力因素的影响程度。
( 2) 通过理论推导与实例分析,阐述了管柱固有频率受流体流速、管内压力以及管柱轴向力的变化规律。管柱固有频率随着天然气流速、压力以及管柱轴向力增大而降低,其中压力和管柱轴向力对固有频率的影响较大,流速的影响较小。此外,对于长生产管柱而言,管串重力对其固有频率的影响较大,重力影响不可忽略。
( 3) 弯曲管柱由于其管道形状的变化呈现出了不同于直管道的变化特点。前两阶固有频率随流速增大到一定程度后会呈现耦合模态颤振现象。
采气井管柱 篇5
在非常规气体开采中, 煤层气的排水采气是一个难度很大的问题。在煤层气井生产中, 通过抽排煤层中的承压水, 降低煤层压力, 使煤层中吸附的甲烷气释放出来。能否抽出地层中的承压水以降低煤层压力, 是煤层气生产的关键[1]。
排水采气在常规天然气中的已经很普遍, 各种排水采气技术也已经较为成熟, 而煤系地层在地质条件、岩石性质等诸多方面与常规油储层有明显的差别, 煤层气的赋存、运移和产出机理以及过程与常规油气层产气机理也不相同, 使得我国煤层气排采方法和设备的选择主要依赖油田方面的经验, 在实际使用中存在投资大、设备不配套、参数选用不合理等诸多问题, 严重影响了煤层气的正常开采。因此, 有必要对煤层气井和常规天然气井排水采气工艺技术进行一个对比分析, 从而对煤层气的排水采气进行优选改进。
1 排水采气机理对比分析
1.1 常规天然气井
随着气藏压力和天然气流动速度的逐步降低, 致使气藏中的产出水或凝析液不能随天然气流携带出井筒, 从而滞留在井筒中, 这些液体在一段时间内聚集于井底, 形成液柱, 对气藏造成额外的静水回压, 导致气井自喷能量持续下降。如果这种情况持续下去, 井筒中聚集的液柱最终会将气压死, 导致气井停产[2]。排除井筒内的积液来降低井底压力, 使气井恢复正常生产的措施, 称为排水采气。
1.2 煤层气井
煤层气井的生产就是通过排放煤岩储层中的地层水, 使煤岩储层压力降低, 使吸附在煤岩储层中煤层气解吸释放出来[3]。煤层气的生产是通过对煤岩储层的排水降压实现的, 也是目前人们可以采用的相对较经济实惠的方法。煤层气生产的关键是, 是否能有效降低煤岩储层压力, 顺利的解吸煤层气[4]。
2 排水采气工艺对比
2.1 煤层气与常规气井共性
目前在煤层气井和常规天然气井中使用的排水采气方法主要有气举法、有杆泵法、电潜泵法、射流泵法和螺杆泵法。将这些方法进行一个综合对比, 如表1。
2.2 煤层气与常规气井差异
2.2.1 气举法
对常规天然气井来说, 间歇自喷和水淹气井适合气举法。气举法每日的排液量可以达到300m3, 对于强排液是很有利的;并且气举法不被井深、井斜以及地层水化学成分这些因素所影响;对于中低含硫气井是很适用的。
对于煤层气来说, 气举排水采气比较适合于煤层气排采的开始阶段, 因为那时排出来的主要是水。这时, 能够排除气体和固体颗粒的影响, 并且可以很好地控制页面以及压力。不足的是, 当进入排采后期时, 地层水几乎没有了, 这时气举法就不再适用。
考虑到这一不足, 可在生产前期和后期分别采用连续和间歇排采方式进行生产。如果再考虑到经济问题, 在丛式井组和多分支水平井组上使用气举可以降低成本。
由于煤层气井需要考虑生产压差方面的要求, 因为生产压差直接影响煤层气能否有效释放, 气举法在这一方面就很局限。这时人们希望能关闭高压注入气体的注入通道, 减少注入气体对煤层的影响, 通过井下压力计作为控制源, 来完成煤层气的排采。
2.2.2 有杆泵法
对常规天然气井来说, 气井连续排液有一个临界流动条件, 只有确定气井的产量能够符合这个条件时, 有杆泵法才适用。开采早期时, 产水量较大, 此时的生产应该选择合适的油管, 并且是小尺寸的;施工井的精选也是一个很重要的因素
对于煤层气来说, 目前在煤层气的开发中, 普遍使用的是有杆泵法, 其原因有很多:设备不仅耐用且故障率低, 技术相对成熟, 经济方面也满足成本较低的要求。可对于煤层气来讲, 因为出液量会随着生产阶段而变化, 有杆泵不能满足这一明显的变化, 也就不能及时调整排采制度, 对气井的日常生产和管理产生影响。
2.2.3 电潜泵法
对常规天然气来说, 由于电潜泵法的条件多且要求相对苛刻, 通常需要耐高温高压, 并且抗腐蚀, 如天然气中所含有的硫化氢及二氧化碳, 所以难度大, 想要获得好的效果, 只有满足上述条件的变速泵组。尽管成本较高, 可电潜泵法在设计安装维修等方面都有明显优势, 可调性也很好, 除了高含硫井, 对水淹井复产及气藏强排水都很适用。
对于煤层气来说, 电潜泵对供电质量要求比较高。因为煤层气排采现场电压通常不稳, 不能满足电潜泵对供电质量要求比较高这一条件, 电机容易烧损, 维护的成本会大大增多。另外, 因为电潜泵散发出的热量需要及时的扩散和消耗, 否则会烧坏电机, 所以, 需要泵有足够的沉没度, 可是煤层气井不能达到这一沉没度。电潜泵适用于大排量和供液足的气井。
2.2.4 射流泵法
对常规天然气来说, 由于腐蚀和含砂流体中会有固体颗粒, 容易对泵的运动部件造成损坏, 射流泵的工作原理却使它能适合这种情况;安装方便, 维护费用低;倾斜井和水平井对结构的要求较高, 射流泵的紧凑结构也能满足, 并且易控制;由于射流泵不受举升深度限制, 也适用于高温深井。从经济方面来讲, 投资较高, 而且泵效较低;如果遇到地层水结垢或产腐蚀性介质的井, 需要考虑泵的防护问题, 以免损坏。停泵时泵不能长时间停留于井内。
对于煤层气来说, 射流泵的原理和煤层气的排采机理是相矛盾的, 因为射流泵要求有较高的压力才能排采液体, 可煤层气的采出机理则是要求降低地层压力。同时, 煤层气储层的渗透率对地层的压力波动较敏感, 压力变化太剧烈可能造成对储层的伤害。目前, 在排采前期, 煤层气的开采方式采用的是油管排水, 套管采气。射流泵的排采方式是套管注动力液, 油管采出液体, 空压要求基本能达到。可当煤层气开始解吸时, 由于管道中形成气水两相流流量也会随着压力的变化而变化, 此时想要控制井底压力, 就很难达到平稳下降了, 只能不断改变设备的工作参数。
2.2.5 螺杆泵法
对于煤层气来说, 螺杆泵系统在我国煤层气现场应用较少, 磨损问题是螺杆泵主要问题。磨损情况的发生一是井下气液比过高导致磨损问题的发生。二是泵抽空造成磨损。其次, 固体颗粒的影响, 导致油管、抽油杆断裂的发生。由于断口呈锯齿形, 打捞的难度很大, 给抽油杆装上扶正器可以避免这种状况。低速旋转时, 想要保持排液量不变, 也可选用大排量的螺杆泵。以上问题没有解决, 螺杆泵的大规模推广是一种挑战。
3 结语
在煤层气的排水采气中, 有杆泵排水采气, 由于其耐用性以及低的故障率, 并且有杆泵的抽深和排量能够满足大多数煤层气井的要求, 有杆泵排采设备是优先考虑的。
电潜泵和螺杆泵排水采气在美国圣胡安和黑勇士盆地已经形成商业化的开采, 取得了大规模的成功[6]。可是在国内还是处于研究实验阶段, 没有大规模的推广。所以还是需要对我国煤层的具体地质情况进行研究然后研制出合适的电潜泵和螺杆泵排采工艺技术。
气举在国外的煤层气排采中也体现了一定的优势, 可是在国内煤层气排采上几乎还没有起步, 可以对煤层气的气举排采工艺进行研究, 能够达到大规模的排采。
由于现在研制新的工艺比较困难, 煤层气排采现在还可以用组合的排采方式, 可以采用两种或几种排采方式的组合, 对其进行研究实验, 可以有效地改进煤层气的排采方式。
参考文献
[1]周际永等.国内外排水采气工艺综述[J].太原理工大学学报, 2005, 36:44-45.
[2]李士伦等.天然气工程[M].北京:石油工业出版社, 2008.
[3]David A.Simpson et al.Coal Bed Methane Production.SPE:80900, 2003.
[4]Artur Ryba et al.Methodologies and Tools for Coalbed Methane (CBM) Field Development Planning Studies.SPE:146545, 2011.
[5]宋丽平.煤层气井排水采气工艺技术研究[D], 2011.
晋城煤层气井采出水水质分析 篇6
一、物理性质
山西晋城地区各煤层气井采出水物理特征相差不大, 与煤矿水相比较为清洁, 无色无味或微咸为主, 个别为咸。水质清澈而无悬浮物, 煮沸后无沉淀。晋城地区煤层气采出水物理性质。 (表1)
二、化学性质
晋城地区煤层气井采出水中含有多种无机离子, 其中阳离子以K+和Na+为主, 两种离子含量占阳离子总量的94~95%以上;阴离子以HCO3-和Cl-为主, 两者含量占阴离子总量的90%以上, 个别达到99%以上。这种现象产生的原因可能与钻井液的性质有关, 如图1、图2所示。除了主要的阴阳离子外, 晋城地区煤层气采出水中还含有Ca2+、Mg2+、NH4+、SO42-、CO32-以及微量的Fe2+、Fe3+、NO32-等。采出水以弱碱性为主, PH在6.5~8.5之间。 (图1、图2)
1、煤层气采出水中离子分析。
研究区煤层气井采出水中可检出12种离子, 分别为Ca2+、Mg2+、Fe2+、Fe3+、NH4+、K+、Na+、Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、NO3-, 其中含量在1mg/L以上的元素有8种, 与我国地面水环境质量Ⅱ类标准最高限度水平相比, 其中某些离子明显低于国家标准限值, 如SO42-离子;而某些离子在采水初期明显高于国家限值, 而到中后期才逐渐达到国家标准, 如Cl-离子。如图3所示。而采出水中铁的含量在某些井的某个时期明显高于0.3mg/L的国家限值, 而在另一时期则只含微量的铁元素, 如表2所示。因此, 煤层气井采出水在排放之前必须经过处理之后才能作为饮用水使用。 (图3、表2)
研究区煤层气采出水中某些离子含量变化随采出时间的增加而不断减少。如K+、Na+、Cl-等。如图1、图2、图3所示。这种现象可能与钻井液和压裂液的成分有关。钻井液和压裂液中含有大量K+、Na+、Cl-, 钻井或压裂时这些离子被携带进入地层并滞留在地层中, 使近井地带这些离子的含量升高, 开采初期排水降压时, 采出水将这些离子带到地面, 并随时间的增加这些离子的含量逐步降低。
2、采出水的酸碱度、矿化度、硬度。
研究区煤层气采出水以弱碱性为主, 个别稍显酸性, PH在6.5~8.5之间, 符合我国地面水环境质量Ⅱ类标准PH值为6~9的排放要求。碱度是指水中能与强酸发生中和作用的全部物质。采出水的总碱度与碳酸氢根离子有明显的正相关, 如图4所示。而碳酸根离子由于含量较少对总碱度不起决定性作用。 (图4)
采出水矿化度是指水中无机盐含量的多少。采出水的总矿化度表示为水中正、负离子的总和。从图1、图2中可看出随时间的增加采出水中正、负离子含量分别降低, 因此, 采出水矿化度随时间的增加而降低。但在开采初期, 采出水矿化度很高, 甚至达到4, 000mg/L以上, 即使在中后期, 采出水的矿化度也在1, 000mg/L以上, 如图5所示。因此, 必须经过处理之后的水才能达到国家标准。 (图5)
采出水硬度是指水中钙、镁等二价溶解盐离子的含量。晋城地区煤层气采出水总硬度较低, 均低于国家标准, 而且随时间的延长采出水的硬度逐渐降低, 如图6所示。 (图6)
三、结论