油氣開采井筒腐蝕結垢與堵塞機理

第1章 　緒論    001
1.1　生產(chǎn)管柱腐蝕特點及影響因素 001
1.1.1　腐蝕特點 002
1.1.2　影響因素 002
1.2　結垢機理及影響因素的研究現(xiàn)狀 007
1.2.1　國外研究現(xiàn)狀 008
1.2.2　國內(nèi)研究現(xiàn)狀 009
1.3　井筒堵塞特點及研究現(xiàn)狀 010
1.3.1　有機垢堵塞的危害 010
1.3.2　國外研究現(xiàn)狀 010
1.3.3　國內(nèi)研究現(xiàn)狀 014
第2章　油氣井CO2腐蝕    017
2.1　CO2腐蝕機理 017
2.2　S135鋼在含CO2聚合物鉆井液中腐蝕行為 018
2.2.1　主要實驗設備 019
2.2.2　實驗用管材及腐蝕介質 019
2.2.3　實驗步驟 020
2.2.4　實驗結果 021
2.3　G105鉆桿和P110油管在含CO2地層水中腐蝕行為 029
2.3.1　主要實驗設備 029
2.3.2　實驗用管材及腐蝕介質 029
2.3.3　實驗結果 030
第3章　油氣井H2S CO2共存環(huán)境腐蝕    041
3.1　實驗方法 041
3.2　高溫高壓腐蝕實驗 042
3.2.1　溫度對平均腐蝕速率的影響 042
3.2.2　流速對平均腐蝕速率的影響 042
3.2.3　pH值對平均腐蝕速率的影響 043
3.2.4　PCO2/PH2S分壓比對平均腐蝕速率的影響 043
3.2.5　液相/氣相腐蝕速率對比 043
3.3　腐蝕產(chǎn)物膜分析 044
3.3.1　腐蝕產(chǎn)物膜SEM形貌觀察 044
3.3.2　腐蝕產(chǎn)物膜EDS和XRD分析 045
3.3.3　腐蝕產(chǎn)物膜XPS分析 048
3.4　腐蝕機理 052
3.4.1　二氧化碳腐蝕 052
3.4.2　氧腐蝕 053
3.4.3　硫化氫腐蝕 053
3.4.4　單質硫腐蝕 054
3.4.5　電偶腐蝕 054
3.5　三點彎曲試驗 055
3.5.1　試驗材料及方法 055
3.5.2　裂紋觀察及數(shù)據(jù)處理 056
3.5.3　試驗結果與討論 056
第4章　油氣井H2S CO2共存環(huán)境腐蝕速率預測    060
4.1　H2S CO2腐蝕速率預測研究現(xiàn)狀 060
4.1.1　De Waard預測模型 061
4.1.2　NorsokM506預測模型 061
4.2　腐蝕數(shù)學模型的建立 063
4.2.1　腐蝕體系中以CO2為主導時的模型 064
4.2.2　腐蝕體系中以H2S為主導時的模型 065
4.2.3　腐蝕體系中以協(xié)同競爭為主導時的模型 065
4.3　基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡預測腐蝕速率 067
4.3.1　BP神經(jīng)網(wǎng)絡結構與運算步驟 068
4.3.2　BP神經(jīng)網(wǎng)絡預測模型的建立 071
4.3.3　預測結果分析 073
4.4　基于遺傳算法優(yōu)化BP神經(jīng)網(wǎng)絡預測腐蝕速率 074
4.4.1　遺傳算法特點與運算步驟 075
4.4.2　遺傳算法優(yōu)化BP神經(jīng)網(wǎng)絡運行步驟 076
4.4.3　遺傳算法優(yōu)化BP神經(jīng)網(wǎng)絡預測模型的建立 077
4.4.4　預測結果分析 078
4.5　腐蝕速率預測探討 084
第5章　空氣泡沫驅井筒腐蝕與控制    086
5.1　GY油田現(xiàn)場腐蝕調(diào)研 086
5.1.1　現(xiàn)場水質分析 086
5.1.2　現(xiàn)場腐蝕產(chǎn)物分析 088
5.2　地表水配制泡沫的腐蝕模擬實驗 091
5.2.1　注入空氣壓力對腐蝕速率的影響 092
5.2.2　注入空氣溫度對腐蝕速率的影響 093
5.2.3　空氣/泡沫交替注入頻率對腐蝕速率的影響 095
5.2.4　注入流速對腐蝕速率的影響 097
5.2.5　注入空氣濕度對腐蝕速率的影響 099
5.3　回注水配制泡沫的腐蝕模擬實驗 102
5.3.1　注入空氣壓力對腐蝕速率的影響 102
5.3.2　注入空氣溫度對腐蝕速率的影響 104
5.3.3　空氣/泡沫交替注入頻率對腐蝕速率的影響 106
5.3.4　注入流速對腐蝕速率的影響 108
5.3.5　注入空氣濕度對腐蝕速率的影響 110
5.4　室內(nèi)腐蝕模擬實驗的腐蝕產(chǎn)物分析 112
5.5　空氣泡沫驅腐蝕控制措施 115
5.5.1　添加緩蝕阻垢劑 115
5.5.2　添加殺菌劑 119
5.5.3　犧牲陽極保護 125
5.5.4　降低注入空氣中氧含量 129
第6章　環(huán)空加注緩蝕劑實驗及預膜效果仿真    131
6.1　緩蝕劑優(yōu)選與評價 132
6.1.1　緩蝕劑物化性質測試 132
6.1.2　P110試片腐蝕空白實驗 133
6.1.3　XHY-7緩蝕劑應用效果評價 134
6.1.4　CX-19緩蝕劑應用效果評價 136
6.1.5　CX-19C緩蝕劑應用效果評價 138
6.2　臺架實驗準備 140
6.2.1　實驗目的 140
6.2.2　實驗裝置 141
6.2.3　實驗參數(shù)設計 141
6.3　實驗結果 146
6.3.1　臨界注氣量及緩蝕劑注入量實驗 146
6.3.2　緩蝕劑小注入量及成膜厚度實驗 150
6.3.3　兩種緩蝕劑預膜效果對比 153
6.3.4　堵漏劑加量對緩蝕劑預膜效果影響 153
6.4　緩蝕劑流動狀態(tài)及預膜效果仿真 154
6.4.1　模型的建立 154
6.4.2　室內(nèi)緩蝕劑（1型）流動及預膜效果分析 154
6.4.3　室內(nèi)緩蝕劑（2型）流動及預膜效果分析 158
6.4.4　兩種緩蝕劑室內(nèi)預膜效果對比 161
6.4.5　井下緩蝕劑（1型）流動及預膜效果分析 162
6.4.6　井下緩蝕劑（2型）流動及預膜效果分析 165
6.4.7　兩種緩蝕劑井下預膜效果對比 168
6.4.8　緩蝕劑注入全井段管柱預膜效果評價 168
第7章　油氣井結垢影響因素分析    177
7.1　無機垢形成機理 177
7.1.1　碳酸鈣結垢機理 178
7.1.2　碳酸鎂結垢機理 179
7.1.3　硫酸鈣結垢機理 179
7.1.4　硫酸鋇結垢機理 179
7.2　結垢影響因素分析 179
7.2.1　采出液水質分析 180
7.2.2　混合比對結垢的影響 181
7.2.3　溫度對結垢的影響 182
7.2.4　壓力對結垢的影響 183
7.2.5　pH值對結垢的影響 183
7.3　阻垢劑篩選 184
7.3.1　阻垢劑類型篩選 184
7.3.2　阻垢劑濃度篩選 185
第8章　硫酸鋇溶垢劑的研制及性能評價    187
8.1　硫酸鋇溶垢劑主劑的篩選與復配 187
8.1.1　溶垢效果評價實驗步驟 187
8.1.2　溶垢劑單劑篩選 188
8.1.3　溶垢劑復配 190
8.2　增溶劑對溶垢效果的影響 192
8.3　增效劑對溶垢效果的影響 192
8.4　分散劑FS-1合成及阻垢性能評價 193
8.4.1　合成方法 193
8.4.2　合成條件優(yōu)選 194
8.4.3　正交實驗 197
8.4.4　分散劑紅外光譜表征 198
8.4.5　分散劑阻垢機理 199
8.4.6　分散劑阻垢性能評價 200
8.5　硫酸鋇溶垢劑配方確定及性能評價 201
8.5.1　硫酸鋇溶垢劑配方的確定 201
8.5.2　硫酸鋇溶垢劑性能評價 203
第9章　油氣井堵塞原因及機理    206
9.1　堵塞物成分分析 207
9.1.1　分析方法 207
9.1.2　堵塞物物性分析 207
9.1.3　堵塞物有機-無機成分分析 212
9.2　堵塞物賦存環(huán)境分析 215
9.2.1　堵塞物浸泡液陰離子測試 216
9.2.2 　堵塞物浸泡液陽離子測試 217
9.3　堵塞原因及機理 219
9.3.1　元壩地區(qū)氣井基本特征 219
9.3.2　硫沉積影響因素 220
9.3.3　瀝青質沉積影響機制 225
9.3.4　天然氣水合物堵塞影響機制 229
9.3.5　腐蝕因素 232
9.3.6　緩蝕劑加注因素 234
第10章　油氣井解堵劑的研制及評價    235
10.1　解堵劑合成 235
10.1.1　解堵劑分子設計構想 235
10.1.2　解堵劑合成原料及方法的確定 236
10.1.3　聚合實驗步驟及裝置 236
10.1.4　解堵劑合成步驟 237
10.2　解堵效果分析方法 241
10.3　引發(fā)劑優(yōu)選原則 242
10.4　合成條件優(yōu)化 242
10.4.1　正交實驗 242
10.4.2　單因素實驗 244
10.5　合成解堵劑形貌 246
10.6　解堵劑紅外光譜表征 248
10.6.1　合成產(chǎn)物紅外光譜分析 248
10.6.2　副產(chǎn)物紅外光譜分析 248
10.7　復合解堵劑的研制 249
10.7.1　無機酸復配實驗 249
10.7.2　螯合劑評價實驗 251
10.7.3　溶硫劑復配評價實驗 252
10.7.4　有機醇復配評選實驗 253
10.7.5　復合解堵劑研制 254
10.8　復合解堵劑室內(nèi)評價 255
10.8.1　地層水配伍性研究 255
10.8.2　靜態(tài)腐蝕速率測試 255
10.8.3　抗溫性測試 256
10.8.4　堵塞物溶解性測試 257
第11章　油氣井腐蝕結垢與防護措施    259
11.1　遼河油田熱采井腐蝕 259
11.1.1　熱力采油H2S生成機理 259
11.1.2　溫度對生成H2S的影響 260
11.1.3　結果比較 262
11.2　四川中壩氣田綜合防腐 263
11.2.1　工藝流程 263
11.2.2　采取的防腐技術工程 264
11.3　長慶馬嶺油田井筒腐蝕機理與預防措施 265
11.3.1　馬嶺油田井筒腐蝕機理 266
11.3.2　中78井區(qū)腐蝕情況 268
11.3.3　上里塬井區(qū)腐蝕情況及井筒腐蝕主要原因 270
11.3.4　馬嶺油田井筒腐蝕機理及預防措施 271
11.4　千米橋油田管線除垢方法 274
11.4.1　目前常用的除垢方法簡介 274
11.4.2　千米橋油田油管除垢方法的篩選 275
11.4.3　千米橋油田油管防垢除垢現(xiàn)場應用 278
11.5　塔里木油田重晶石堵塞 278
11.5.1　裂縫型低滲氣藏損害機理 279
11.5.2　重晶石解堵劑室內(nèi)評價 280
11.5.3　現(xiàn)場試驗 281
11.6　H區(qū)塊煤層氣井防腐措施 283
11.6.1　加注緩蝕劑技術 283
11.6.2　陰極保護技術 285
11.6.3　涂層防腐技術 286
11.6.4　油管內(nèi)襯技術 287
11.7　阿姆河油田環(huán)空帶壓綜合防治 288
11.7.1　環(huán)空帶壓產(chǎn)生的原因 289
11.7.2　環(huán)空帶壓預防措施 290
參考文獻    292