1、采氣工程1氣井的完井和試氣1.1氣井的完井和井身結構1.1.1氣井的完井方法1）裸眼完井：鉆到氣層頂部后停鉆，下油層套管固井，再用小鉆頭鉆開油氣層，這樣氣層完全是裸露的。2）襯管完井：這是改進了的裸眼完井，有裸眼完井的優點，又防止了巖石垮塌的缺點。 襯管用懸掛器掛在上層套管的底部， 或直接 座在井底。3）射孔完井：鉆完氣層后下氣層套管固井，然后用射孔槍在氣層射孔，射孔彈穿過套管和水泥環射入氣層，形成若干條人工通道， 讓氣進入井筒。長慶氣田目前采用的是射孔完井方法。4）尾管完井：鉆完氣層后下尾管固井。尾管用懸掛器掛在上層套管的底部,射孔槍射開氣層。尾管完井具有射孔完井的優點，又節 省了大量套管。

2、尾管頂部還裝有回接接頭，必要時，還可回接套管一 直到井口。 尾管完井特別適用于探井，因為探井對氣層有無工業價值 情況不明，下套管有時會造成浪費。1.1.2井身結構井身結構包括下入套管的層次， 各層套管的尺寸及下入深度， 各 層套管外水泥漿返深、 水泥環厚度以及每次固井對應的井眼尺寸。 井 身結構通常用井身結構圖表示，它是氣井地下部分結構的示意圖。經論證，適合長慶氣田開發的最小生產套管尺寸為139.7mm套管程序為244.5mm+l）139.7mm考慮到下古氣層HS含量較高,套管腐蝕后的修復、氣田開發后期側鉆和上、下古氣層的分層開采, 下古氣層開發井采用273mm+177.8mm（7）套管程序。

3、上古氣層采用 244.5mm+139.7mm井身結構。1）長慶氣井井身結構演變過程：（三個階段）第一階段：1986年以前，以找油為主，兼顧石盒子組底砂巖氣 層。套管程序：339.7mm表套（150200m+177.8mm或 139.7mm套管。井身結構見圖2-1。第二階段：1986年至1988年，油氣并舉階段。（1）區域探井及超探井：表層套管+技術套管+生產套管+尾管。井身結構見圖2-2。優點：不熟悉地層的情況下，裸眼段長，能解決鹽巖層等復雜問題。1114 4 445445曲藝11111111中刑a a5KI蠱$217$217頭1111申445TTiind 273mni273mni套管4CI2

4、00BX X力鉆頭圖2-4第二階段井身結構(3)鉆頭鳳化殼23in23in套管 彷160mm160mm鉆頭tbtb 127min127min管圖2-5第二階段井身結構（3）（2）評價井、試采井及開發井273rnrt#管T0 244. 5irat妾管0 346iTmAA頭311. Qnirri鉆頭1C177.呂irar臺管鮎買$139. Firart套管0 215. 9irart鉆頭圖2-6靖邊氣田井身結構圖圖2-7上古氣層開發井井身結構示意圖2）水平井井身結構根據長慶氣田區域特點和現場鉆井實際情況，分三種井身結構:I型：子洲氣田上古氣層、靖邊氣田中部和南部下古氣層水平井井身結構，見圖2-8;2

5、690m2690m側鉆點：用I I造斜點 215.9mm215.9mm xg g 3170m3170m領眼” J J、_f f U U辱j j、0 0 Q Q；i1 1 241.3mm241.3mm x 2690m2690mrjrjmmmm鉆1 17. 5 1 IMT口 _/5XlO-3um, =610%)的改造。通過這項措施改造后，一般井的表皮系數由處理前的S=1090降到-52，部分井通過試井和壓降分析解釋認為有一定的裂縫長度。、技術特點低粘酸壓裂酸化技術是用于較深傷害下的一項綜合技術措施、 總 體上有以下幾個技術特點：1排量較大、施工壓力高;2通過降阻劑、緩速劑、變濃度酸減少酸液流動阻力

6、，延緩酸巖反應 速度，增大酸液處理范圍；3通過投球實現多層段改造;4采用深穿透射孔彈加密射孔;5注酸過程中伴注氮氣;6建立了嚴格的質量控制標準和質量監督體系， 監督液體配制及施工 全過程，保證了施工質量。、主要施工參數的優化1裂縫高度以儲層的有效層的厚度作為裂縫高度，雖然馬五l l層有四個段， 中間的隔層較薄，封隔能力較差，但由于鹽酸本身粘度低，射孔段又 比較長（一般射開儲層有效厚度的80%以上），射孔密度13孔/m在隔層垂向滲透率小于0.01 X 10-3um的情況下，徑向滲透率比垂向滲透率要高出近千倍， 因此一般酸液只在有效層內延伸。2酸蝕有效作用距離由壓力恢復資料和壓降分析表明，酸蝕縫長

7、一般為1020m由于儲層縱橫向的非均質,有些井可達30m。3用酸量根據現場施工井統計資料和經濟效益分析，用酸量優選結果為3.35.3m3/m4排量泵注強度優選值為110240L/min/m。5投球實現全井各層有效改造根據具體井況， 投入適量尼龍球進行暫堵選壓， 投球量一般控制 在欲堵孔眼數的1.2倍左右。、低粘酸壓裂酸化工藝酸液配方根據室內試驗評價結果，一膠選用20的鹽酸，添加劑有：緩蝕劑：IS130X2%或Ai 304X 1%鐵離子穩定劑：檸檬酸X 0.15%（儲層含黃鐵礦時加0.3%）防膨劑：聚季胺X 0.25%助排劑：長慶AlX0.5%、低粘酸壓裂酸化工藝現場實施低粘酸壓裂酸化工藝原理簡

8、單， 使用的液體單一， 因而現場施工 簡便，具有良好的可操作性。 現場施工步驟大致為：進行優化設計，確定現場施工方案;2依據施工方案，組織現場施工前的準備，包括通井、洗井、射 孔、下酸化鉆具等常規工序；3現場組織實施，低粘酸壓裂酸化施工的泵注程序一般為:預沖洗管線和井筒;頂替及座封隔器;根據施工規模注入適量鹽酸，中間根據情況進行投球;注入適量后置液，加助排劑，在施工過程中可根據實際情況伴注氮氣。4、作業后快速排液求產 、施工效果分析對于陜甘寧盆地中部氣田低壓低滲的碳酸鹽巖儲層， 在鉆井和完 井過程中的傷害較嚴重， 即使是物性較好的氣井（高滲氣井），在完井射孔后自然產量也很低， 但高滲氣井一旦解

9、除污染， 可獲得較高產量， 因此采用低粘酸壓裂酸化工藝施工后效果很好。3.3.2稠化酸酸壓工藝技術 、工藝機理及適用條件酸巖反應的動、 靜態實驗都表明， 稠化酸與普通鹽酸對比具有明 顯的緩速效果。而且，稠化酸具有粘度較高、濾失速度較慢等特點， 因而，稠化酸酸壓能有效地壓開儲層并延伸裂縫， 由于延緩了酸巖反 應速度，從而提高酸液的穿入深度和有效作用距離。稠化酸酸壓工藝適用于滲透率為I5X 10-3um的儲層改造，一般酸蝕裂縫長度為2040m、施工參數的優化稠化酸比普通鹽酸摩阻低， 有利于提高施工排量。 根據模擬運算 的縫中流速、雷諾數及有效作用距離對比，施工排量選用2300L/min為宜，施工酸

10、量應視井的情況而定。 對于初次酸化井而言，優先選用4.5m3/m;對于重復酸化井（已采用常規酸壓處理過），用酸 量要大于第一次施工用量，一般選用65m/m。根據設計運算的液體 穿入深度、 現場排液情況及增產效果對比分析， 稠化酸的地面表觀粘 度應在2030mPa S為宜。稠化酸施工的裂縫高度，由于馬五l層之間夾層形不成有效分 隔，且施工排量較高，一般認為裂縫穿透了整個馬五I氣層段，即裂 縫高度為2025m具體氣井設計應根據電測曲線和固井質量情況劃 定。、稠化酸酸壓工藝酸液配方經過室內評價、 篩選及現場試驗對比分析， 目前在中部氣田所確 定的酸液稠化劑主要有兩種:一是從四川引進的CTl-6，二是

11、長慶研 制的CJ-1。酸化工作液如下:120%HCL+3.5CT1-6+0.2%QP -10+0.15S P-169+1%AH-304+0.15檸檬酸+0.5長慶A220%HCL+1.5%CJ-1+0.15檸檬酸+2.0%IS-130+0.5%聚季胺+0.5%長慶A2000、稠化酸酸壓的施工工藝稠化酸酸壓施工除了具備酸壓的單項施工技術要求以外， 根據所 需要的酸蝕裂縫長度、 酸蝕裂縫導流能力和井底附近的導流能力， 我 們還采用了如下工藝組合方式進行施工，即:、稠化酸+頂替液、稠化酸+后置液+頂替液、稠化酸+普通酸+頂替液由于第一種施工工藝操作簡單， 所以大多數井是按這種方式進行 施工的。但是，

12、后兩種工藝又各具特點，因此對于具體的氣井而言， 應根據具體的儲層地質特征及經濟評價來確定。、施工效果分析通過試驗， 壓力恢復資料分析及壓降資料分析都表明， 低粘酸壓 裂酸化縫長為1020m超過20m的不多，而稠化酸酸壓縫長可達到30m以上，也是在常規酸壓基礎上進一步增產的主要原因。3.3.3多級注入酸壓閉合酸化工藝技術多級注入酸壓工藝又稱為a-技術，它是在前置液酸壓工藝基礎 上發展起來的一項工藝措施，主要是針對碳酸鹽巖儲層的改造。自Cnulter等1976年提出以來，其有效性在室內實驗和現場應用中得 到了驗證，目前在世界各油氣田的施工改造中得到了廣泛應用。、工藝機理、流程及適用條件 多級注入酸

13、壓工藝機理a.靠前置液造縫并在縫面上形成濾膜， 用以降低酸液濾失， 同時降 低了酸液的面容比， 使酸巖反應速度降低， 在酸液延伸至一定距離局 部濾膜受到破壞后， 再通過后一級的高粘液填充酸蝕溶洞， 抑制溶洞 的擴大，增加酸蝕作用距離；b.依靠前置液和酸液的粘度差， 在縫內酸液中產生粘性指進， 在裂 縫壁面形成分布均勻的刻蝕溝槽，提高酸壓后酸蝕裂縫的導流能力， 進而提高增產效果；c.通過前置液預先降低地層溫度， 延緩酸巖反應速度， 可有效地增 大酸蝕作用距離。閉和酸化工藝機理在低于裂縫閉合壓力條件下，低速注入適量酸液，進一步溶蝕井筒附近酸蝕裂縫溝槽，提高近井地帶酸蝕裂縫導流能力。3多級注入酸壓閉

14、合酸化工藝流程進行多級注入酸壓閉合酸化施工時， 一般分段交替注入高粘前置液和酸液，具體施工步驟如下：第一級前置液：注入高粘壓裂液;2第一級酸液：根據儲層情況，選用適當類型和濃度的稠化酸;3根據施工規模的大小，依次交替注入多段前置液、酸液;4待裂縫閉合后， 在低于裂縫張開壓力條件下低速注入適量的普 通鹽酸，進一步溶蝕井筒附近酸蝕溝槽， 提高井筒附近的裂縫導流能 力。在施工過程中，可根據地層情況和施工條件伴注適量氮氣。4適用條件根據各種敏感參數和工藝技術類型對酸壓效果影響進行了模擬 分析，對于m類儲層，即低滲儲層（滲透率為0.2ixio-3um），縫長1ef對增產效果起主導作用，選用多級注入酸壓閉

15、合酸化工藝能大 幅度降低濾失、增大裂縫長度，提高裂縫的導流能力、是改造中部氣 田m類儲層的最佳工藝。、現場工藝實施施工注入程序般泵注程序為前置液1酸液1+前置液2酸液2+前置液3酸液3+后置液+替置液+關井（測壓降）+注入液氮+閉合酸+替置液+開井排液。隔離液技術每一級酸液注完后， 后一級前置液的前緣要受到管線內殘余酸液的影響，使前置液產生降解，為了保證前置液的流變性能，采用兩項 辦法解決：a.注前置液前先注入5m3前隔離液（不交聯的服膠液），然后再正常注前置液，注前置液結束時，再連續注入12m后隔離液。注隔離液 后，可以盡力保證前置液的性能，減少摻合部分。b.改加PH調節劑代替隔離液，前2分

16、鐘加入10LX15%勺NQCO溶液，后2分鐘加入5LX 15%的Na2 2CO溶液，第5分鐘加入2LX 15%NQCO溶液，使前置液PH保持在911，以減少降解。2）閉合放噴技術對低滲、特低滲儲層、 多級注入酸壓頂替結束后， 壓力下降緩慢， 此時采取油管控制放噴排液的措施， 促使裂縫閉合， 不僅可以確保在 裂縫閉合狀態下注入閉合酸， 有效地實現閉合酸化技術， 同時及時排 放出殘酸液體及酸不溶物，使總排液速度加快， 減少注閉合酸時井下 高壓帶造成殘酸對儲層的末端傷害。例如陜38井多級注入施工注入 前置液量140.4m，稠化酸90,8m,頂替完后停泵壓力38MPa關井40分鐘后降為34MPa采取閉

17、合放噴辦法， 放噴8小時30分鐘，井口壓力降至0,排出殘酸液130m，最后殘液PH值56, 殘酸已排完后， 井口注入液氮4t后再注閉合酸37.85m3，氣，注完后放噴排液一次排通測試。3）井下工具和壓裂裝置（1）井下工具環形空間。占作業井數80以上的井下工具是改進后的川-774型水 力壓縮式封隔器。主要技術性能為：最大外徑：146、148兩種適用不同套管壁厚;說明大部份同時伴注氮陜甘寧盆地天然氣井酸化作業中采用三種井下工具，以封隔油套工具座封壓差：1.01.3MPa（3236mn節流咀）；承受壓差：50MPa;最大工作壓力：80MPa。酸化作業結束后，投球打掉節流咀，達到212 2吋油管全通徑

18、， 可通過壓力計，實現井底測壓。94年引進SB3型永久型封隔器，通過改進座封工具后使這套工具得到完善，其主要技術參數為：外徑： 148mm；內徑：212吋油管全通徑；承受壓差：70MPa；工作溫度：150C；不銹鋼9crlMo材料，粘性氟化橡膠耐H2 2S、CO2 2腐蝕。該工具的主要特點是： 壓座封承托式結構， 封隔環空可靠。 滑套關閉后環空套管不承受高 壓，也不受酸侵蝕影響。 酸化后快速排液過程中， 環空液面不會下沉， 有利于快速排出殘酸。21/2 2吋全通徑摩阻小，有利于大排量施工。3停泵時測壓降及裂縫閉合過程中， 封隔器不因壓降收縮， 造成油套壓平衡，液體竄流，壓降資料失真。此外，現場

19、還應用了Y221146可洗井機械壓縮式封隔器，SAB-3分層酸化封隔器，也都取得了成功，但未大量推廣。（2）施工裝備現場主要用1989年從美國西方石油公司引進的W-1400型壓裂機 組，主壓車8臺，儀表車、混砂車、管匯車各兩臺，配套的液氮車4臺，連續油管車1臺，整套機組最大組配功率l2800馬力，能滿足現 場大、中、小型各類作業施工。混砂車三臺比例泵在加入少量的添加 劑時，能在小容器中循環， 并能按排量成比例的加入到前置液或酸液 中。這些裝置的配套，為深度酸化作業創造了良好條件。3）施工效果分析多級注入酸壓一閉合酸化工藝施工15口井，施工有效率為78.6，為對比多級注入酸壓閉合酸化工藝技術效果

20、，采用了K，G.Hoite，S.W.S. 1 ee等人的壓裂壓力降落分析理論編制了計算機解 釋軟件，并利用了萬莊分院的壓力恢復解釋軟件（采用均質無限大油藏的有限導流能力模型）對多級注入酸壓閉合酸化工藝及其它工藝技術實施結果進行了對比分析。 得出多級注入酸壓閉合酸化工藝能 獲得較深的穿透距離，是深度酸化的最佳選擇，酸蝕裂縫最長，縫寬 也較大；單級前置液酸壓與單純的稠化酸酸壓工藝的穿透深度接近， 低粘酸酸壓工藝縫長最短，縫寬最小。由試井分析結果可知，多級注 入酸壓閉合酸化工藝、 稠化酸酸壓工藝的酸蝕作用距離明顯大于低 粘酸酸壓工藝，陜52井雖然縫長不突出，但裂縫導流能力很大，這可能是該井酸壓后增產

21、效果顯著的主要原因；而陜42井導流能力較低，可能是該井增產幅度較小的原因。3.4技術拓展及新技術的應用341酸化技術拓展、降阻酸酸化工藝用降阻酸酸化和用普通酸酸化適用的儲層基本一樣， 都是適用于物性較好的I類儲層(即t167卩s/m,Sg 80%,8%),主要原理是利用普通酸(即鹽酸)與巖石反應速度快，濾失量大，酸蝕 有效距離短的特點，有效解除鉆井完井過程中完井液對近井地帶儲層 造成堵塞，但是由于普通酸在施工過程中摩阻大， 導致井口注入壓力較高，因此在普通酸酸液中加入一定量的降阻劑和活性劑，以降低施 工壓力，同時由于降阻酸具有一定的粘度， 延緩了酸液與巖石的反應 速度，使酸液溶蝕長度增加，從而

22、起到增產的作用。降阻酸酸液體系 的基本配方及各物質作用見表4,其用量在50-100m之間，施工排量在2.0-2.5 m3/min之間。表4降阻酸配方及各物質作用化學名稱HCLHJF-94CA檸檬酸CF-5AYFP-1CYJ-1作用溶蝕緩蝕鐵粒子穩定助排起泡降阻比例20%1.5%0.15%0.5%0.5%0.5%、稠化酸及其與普通酸、降阻酸組合酸化工藝稠化酸及其組合酸壓工藝主要用于滲透率中等的n類儲層(即155 t167卩s/m,4% 800 MPa,單個螺栓可承受拉力：P=3.14159X 18X 18X 800/9.8=83091.8(Kg)工作時螺栓承受的最大拉力：P= Pg/2=8654

23、/2=4327(Kg)其安全系數=83091.8/4327=19.2故螺栓的設計強度遠大于工作時承受的拉力 使用的堵塞器密封件為特制堵塞器膠皮，室內試驗可承受50MPa液 壓力,可滿足現場使用要求.、施工程序 準備工作 更換閘閥裝置的連接3下堵塞器4測試封堵效果5更換閘閥 、經濟效益通過與常規壓井更換井口閘閥相比， 不壓井更換井口主控閥門避 免了壓井液對儲層造成污染和傷害，且施工周期短，施工周期短，施工費用低，施工順利。若準備工作到位，施工順利，34小時即可 完成作業，而壓井作業整個過程至少需要45天；不壓井作業單口井費用約20萬元左右，僅為壓井更換井口閥門作業的1、3左右，施工費用相對較低，

24、大大降低了生產成本。8.氣田防腐隨著靖邊氣田開發的延伸，氣井井筒、地面管線在高礦化度H2OH2O 高含 H2SH2S和 COCO 等腐蝕因素共同作用下，腐蝕情況日趨嚴重，逐漸影響到氣田的安全生產。 結合靖邊氣田歷年開發的現狀， 通過腐蝕檢測和腐蝕機理、 影響因素分析， 來掌 握氣田各環節的腐蝕現狀和主要影響因素， 并有針對性采取優選氣井管柱、 井筒 加注緩蝕劑、 支干線陰極保護系統的研究并采取較為有效的防護技術， 以減緩氣 田腐蝕情況。、氣田腐蝕機理簡介在氣田生產過程中，表現最為突出的腐蝕類型有電化學腐蝕、H H2S S 應力腐蝕、COCO2腐蝕等，此外，還有埋地管線的外圍土壤腐蝕。電化學腐蝕

25、、H H2S S 應力腐蝕 貫穿于氣田開發的整個過程，包括氣井井筒、井口、采氣管線、集氣支干線及集 氣站、凈化廠內的天然氣管線和設備；而 COCO2腐蝕主要表現在氣井井筒的腐蝕 穿孔及垢下腐蝕、凈化設備的片狀坑蝕和潰瘍性腐蝕。1 1、電化學腐蝕:電化學腐蝕是指金屬與電解質發生電化學反應而產生的破壞。在腐蝕過程中有電流產生。電化學腐蝕的過程至少包括有一個陽極反應和一個陰極反應，并與流過金屬內部的電子流和介質中定向遷移的離子聯系在一起。原子從金屬轉移到介質中并放出電子的過程，即氧化過程。陰極反應是介質中的 氧化劑奪取電子發生還原反應的還原過程。在氣田開發過程中，鋼在酸性水溶液中腐蝕時，在陽極區的

26、FeFe 被氧化成 FeFe2+, 所放出的電子自陽極（FeFe）流至鋼表面的陰極區上，與 H H+作用而還原成氫氣，陽極反應： FeFe FeFe2+ + 2e2e陰極反應：2H2H+ + 2e2e 一 H H2T總反應：FeFe + + 2H2H+- FeFe2+ + H H2T電化學腐蝕實際上是一個短路的原電池反應的結果，這種原電池又稱為腐蝕 原電池。氣井管柱在 H H2O-HO-H2S-COS-CO2中、 天然氣管線的內部和與外部土壤之間以 及集氣、 凈化設備在潮濕的 H H2S S、COCO2等環境中的腐蝕均屬此類。2 2、H H2S S 應力腐蝕:H H2S S 水溶液對鋼材電化學

27、腐蝕的另一產物是氫。滲入鋼鐵的氫原子，將破壞 其機體的連續性，從而導致氫損傷。H H2S S 作為一種強滲氫介質，這不僅是因為它 本身提供了氫的來源，而且還起著毒化的作用，阻礙氫原子結合成氫分子的反應, 于是提高了鋼鐵表面的氫濃度，其結果加速了氫向鋼中的擴散溶解過程。在含H H2S S 的酸性氣田上，氫損傷主要表現為硫化物應力開裂（SSCSSC）和氫致開裂（HICHIC）。3 3、COCO2腐蝕一般來說，干燥的二氧化碳對鋼鐵沒有什么侵蝕性。而它在潮濕的環境下或陽極反應是是金屬溶于水后對鋼鐵有極強的腐蝕性。與強酸（如鹽酸）相比，由于二氧化碳溶于水后，在相同的濃度條件下，其總酸度較高，因此，它對鋼

28、鐵的腐蝕比強酸還要嚴重。二氧化碳腐蝕可能使油氣井的壽命下降到1818 個月，甚至 6 6 個月。低碳鋼的腐蝕速度為 3 36mm/a6mm/a，甚至可達 7mm.a7mm.a44 4、外圍土壤腐蝕土壤是氣、液、固組成的多相體系，且具有毛細管效應（多孔、吸附）、不均勻性、不流動性等特質。根絕這些特點，金屬在土壤中的主要腐蝕形式有不均 勻性引起的微觀及宏觀腐蝕電池、應力腐蝕開裂（ SCCSCC）、雜散電流腐蝕和細菌 腐蝕等。1 1）不均勻性引起的微觀及宏觀腐蝕電池。不同地區，土壤的性質變化極大。從腐蝕角度來看，土壤中供養程度差異是造成不均勻性腐蝕電池的主要原因。 供氧充足區域一般易成為陰極；供氧不

29、足區域易成為陽極。此外，材料種類和狀態也會影響其陰、陽分布。根據這個思路，可將土壤腐蝕電池常見的陰、陽位置歸納成下表。表1土壤腐蝕電池陰、陽極區一般發生位置陽極區粘土緊密埋設深含水多應力集中區新管道A3鋼陰極區沙土疏松埋設淺含水少無應力區老管道16Mn鋼當然，實際陰、陽極位置應當根據具體情況，靠測量來確定。2 2）應力腐蝕開裂（SCCSCC）應力腐蝕開裂是造成地下管道破裂的主要原因之一，易發生在陰極保護管道表面涂層剝落部位。根據最新研究表明，有兩類土壤應力腐蝕開裂：一類稱為高pHpH 值應力腐蝕，好發生在陰極保護作用下瀝青等涂層管道的破損表面。有一陰 極保護電流的驅使，土壤中的鈣、鎂等陽離子通

30、過涂層缺陷，集中到管道表面，造成堿性物質（濃溶液或晶體）聚積，現場調查中有時剝開破裂涂層可見到白色粉末。另一類土壤應力腐蝕是近十幾年才引起重視的，發生在聚乙烯膠帶之類涂 層的管道破損處，稱為近中性應力腐蝕，管道表面聚集溶液為pHpH 值=6=67 7 的含鹽很少的中性液體，這類腐蝕在氣候寒冷的高壓輸氣管道頻頻發生， 造成極大的 危害。據說，國內目前尚無此類腐蝕破裂的報道。3 3）雜散電流腐蝕雜散電流是大地中不按指定回路流動的亂散電流， 可能是交流的也可能是只 留得，其強度及持續時間等差異很大。 埋地金屬構件遭受雜散電流時， 如果電流 方向由金屬構件流向土壤， 那么該部位會引起嚴重腐蝕 （相當于

31、外電流強制陽極 極化作用）。這類腐蝕有時也稱為電蝕。直流雜散電流來源十分廣泛， 一般有電氣化鐵路、 直流電源接地線、 電焊機、 陰極保護系統等。 交流雜散電流可能的來源有交流電源接地線、 管道與電源平行 時產生的感應電流等。 此外，大氣雷電對地下構件發生雷擊時， 也會產生短暫和 高強度的電流流動，這類電流在管道表面造成邊緣清晰、底部光滑的點擊坑。交流雜散電流腐蝕一般要比直流的輕。研究表明，雜散電流腐蝕的規則是： 腐蝕只發生在埋地金屬的特定部位， 電流從該處流到土壤； 其它部分， 包括流入 部位都不腐蝕，或簡化說流出部位腐蝕、其他不腐蝕。4 4）細菌腐蝕有調查統計， 金屬在土壤中腐蝕多數涉及微生

32、物活動， 土壤中存在微生物種 類非常多，并非所有微生物都和腐蝕有關， 只有少數幾種與腐蝕密切相關， 稱為 腐蝕微生物，如細菌、霉菌、放線菌、病毒等等。近年研究表明，腐蝕細菌的腐 蝕作用和它們在材料表面生成的生物膜密切相關。污水、土壤等環境主要腐蝕細菌是硫酸鹽還原菌（ SRBSRB），約一半以上地下 腐蝕和此類細菌活動有關。二、氣田腐蝕與防護對策氣田大多數氣井產出的天然氣中含 H2SH2S、CO2CO2 等酸性組分。在氣田的防腐 方面采取了以下措施： 氣井采用抗硫的油套管， 并定期向井筒油套管加注緩蝕 劑；氣田集氣支干線輸送脫水后的干氣， 并定期進行清管；對管線采用抗老 化、絕緣性好的環氧煤瀝青

33、、環氧粉末、三層 PEPE 等外防腐層進行防護；對集 氣支、干線外加電流陰極保護。一）氣井井筒腐蝕與防護措施結合氣井的生產工藝條件和腐蝕環境， 主要從管柱優選和加注緩蝕劑兩方面入手來緩解氣井管柱的腐蝕情況，并利用氣井管柱更換來研究腐蝕機理。19921992 年起，開發的早期暴露出一些腐蝕問題，見下表。表2氣田開發早期腐蝕狀況簡表井號事故日期事故簡況腐蝕原因S851992-1211個油管接箍縱向開裂造成油管斷落，節 箍材料鋼級P-105，天然氣HbS含量3166.22mg/m3。硫化物應力腐蝕開裂SSC,油管選材不當.S6絲扣脫扣，造成油管斷落，天然氣中H2S含量為0.337%。硫化物應力腐蝕開

34、裂SSC油管絲扣S157絲扣脫扣，造成油管斷落。油管絲扣S85、S62、林2測井時，錄井鋼絲斷造成測試工具落井。硫化物應力腐蝕開裂SSC錄井鋼絲不抗硫林21992-8彈簧管鋼片爆裂，天然氣中H2S含量0.00123%硫化物應力腐蝕開裂SSC,未選擇抗硫壓力表S821992-9彈簧管焊接部位破裂。未選擇抗硫壓力表S361994-8生產2個月左右管線腐蝕刺穿，天然氣中H2S含量0.07%。硫化物應力腐蝕開裂SSC,輸氣管道林5舊鉆桿代替輸氣管線，焊口部位破裂。硫化物應力腐蝕開裂SSC,輸氣管道S52、S181分離器前法蘭盤，發生頭發寬腐蝕裂紋。法蘭S79、S178酸化后7天在1000m和2500m

35、兩處出現油管 腐蝕穿孔。酸化工藝不當，加強酸化液體的質量官理針對這些問題，油田的鉆采工藝研究院等單位，與四川石油管理局設計院緊 密合作，開展了陜甘寧盆地中部氣田腐蝕評價和試驗研究等課題的攻關。同 時通過與川崎、新日鐵等日本鋼管公司的廣泛交流，提出了防腐對策。1 1、油套管選材1993199319941994 年靖邊氣田對陜XX井長 1 1長 8 8 （40040012871287 米）水層進行分 層腐蝕性測試，對合理的套管材質篩選和固井水泥返高起到了一定的指導作用。參照 NACENACE（美國腐蝕工程師協會）MR0175MR0175 TM0177TM0177 等標準規定，針對靖邊 氣井的酸性環

36、境，選擇滿足強度要求的防硫油、套管和井口材料。之后靖邊全部氣井都采用抗硫套管0 02000m2000m 完井油管全部采用相應鋼級 的抗硫油管，從根本上防止了硫化物應力腐蝕開裂問題。2 2、緩蝕劑加注為防止氣井電化學腐蝕， 通過定期向井筒加注緩蝕劑來達到保護油套管的目 的。國外油氣田的常用加注方式有兩種： 一是油套環空下入小直徑合金管到井的 底部，連續注入緩蝕劑。方法二是偏心工作筒加封隔器。綜合國內現狀后，確定 采用氣井井口首次注緩蝕劑預膜，之后定期補加方式。1 1 ）緩蝕劑性能評價在對緩蝕劑進行性能評價時， 主要開展新型緩蝕劑在靖邊氣田內的適用性測 試、緩蝕劑的最佳使用濃度測試及緩蝕劑對井下管

37、柱的緩蝕效果評價等。 通過試 驗確定緩蝕劑在預膜狀態下的氣相腐蝕速率、 緩蝕速率及室內條件下液相腐蝕速 率和緩蝕速率；緩蝕劑對預防晶間或穿晶腐蝕的效果；經濟性能評價。靖邊氣田先后于 19971997 年開展了 LH-93DLH-93D 和 JXJX 系列緩蝕劑的性能評價試驗, 20012001 年開展了MH-66MH-66 型天然氣緩蝕劑的性能評價試驗，20022002 年開展了 YLH-XYLH-X 型 緩蝕劑性能評價試驗，2002003 3年開展了 CYZ-Y-1CYZ-Y-1 型油/ /氣井雙效緩蝕劑、HJF-BHJF-B 型 井下緩蝕劑及 YLHYLH 氣液雙效緩蝕劑的性能評價試驗，2

38、0052005 年開展了 XK-05XK-05 型氣 井水溶性緩蝕劑和 ZD1-1ZD1-1 型氣井油溶性緩蝕劑（曾在 20012001年開展過）的性能評 價試驗。經過連續的性能評價和現場實驗, 確定具有良好緩蝕效果和經濟價值的ZD1-1ZD1-1 和 XK-05XK-05 性緩蝕劑為靖邊氣田的主要加注型號，并形成制度。2 2）緩蝕劑加注制度根據氣井產氣量及壓力、產水量等生產實際，編制了緩蝕劑加注制度。1緩蝕劑加注工藝現行緩蝕劑加注流程是緩蝕劑經緩蝕劑罐自流至注醇泵， 經注醇泵加壓流向 注醇管線，在井口提前導通流程（油管或套管加注） ，實現緩蝕劑的正常加注。2緩蝕劑加注制度根據緩蝕劑現場評價及

39、返排周期的測試結果， 氣井緩蝕劑加注依據如下制度 執行：a.a.正常生產氣井配產V1010 x10104m/dm/d 時套管加注量為 180L180L，配產1010Xl0l04m/dm/d 時套管加注量為 240L,240L,加注周期為 3030 天。新接井初次預膜量為 480L480L（油、套管各 240L240L），加注前先開井生產，將氣層改造和井筒中的污物排出然后再加注緩蝕劑。90L90L。天，油管加注量按生產井規定執行。d.d. 目前邊遠井緩蝕劑加注按照油、套管各 120L/180120L/180 天標準執行。3 3）氣井緩蝕劑加注的改進氣井管柱的腐蝕防護主要是在井筒內定期加注緩蝕劑。

40、 根據地質配產制定月 度緩蝕劑加注計劃， 各作業區按照計劃量加注。 為避免氣井注醇和緩蝕劑加注沖 突的矛盾，對低產井，通過區域調產關井加注， 對重點生產井進行分批輪換加注， 保證緩蝕劑加注率。二）地面管線腐蝕與防護措施根據各不同區塊和階段，從外防腐和內防腐兩個方面入手減緩管線腐蝕速率。外防腐主要是管線外表面噴頭防腐層， 內防腐隨各工藝階段而不同， 單井管 線主要是緩蝕劑防腐和材質優化， 集氣支干線主要是集中脫水、 定期清管、 外加 電流式陰極保護等。1 1、外腐蝕靖邊氣田地面管線主要包括單井管線、 集氣支、 干線， 這些管線基本都是埋 地管線。地面管線的外防腐主要是在管線外表面進行防腐層噴涂，

41、 通過防腐層是 腐蝕電池回路電阻增大， 或保持金屬表面鈍化的狀態， 或使金屬與外部介質隔離 出來，從而減緩金屬的腐蝕速率。對管道防腐層的基本要求是： 與金屬有良好的粘結性； 電絕緣性能好； 防水 及化學穩定性好； 有足夠的機械強度和韌性； 耐熱和抗低溫脆性； 耐陰極剝離性 能好；抗微生物腐蝕；破損后易修復，并要求廉價和便于施工。現有的防腐層材 料，如石油瀝青、煤焦油瓷漆、環氧煤瀝青、聚乙烯膠帶、溶解環氧粉末和擠出 聚乙烯等。由于防腐層在長期使用過程中所表現出的性能優缺點不盡相同， 管道所處運 行條件及腐蝕環境的差異， 加之新技術的不斷更新， 靖邊氣田地面管線防腐層一 開始使用的是環氧煤瀝青防腐

42、層，隨著工況的變化和技術的更新， 在后續產建工 程中陸續使用環氧煤粉末進行防腐層噴涂處理。后因技術的進步，逐漸引進 層聚乙烯（3 3 層 PEPE）結構進行管線外防腐噴涂。b.b. 對于間歇式生產氣井和觀察井，根據緩蝕劑成膜試驗，加注周期調整為每由于加注緩蝕劑后易發生壓力下降現象，9090 天加注一次，加注量為油、套管各c.c. 井下使用永久式封隔器的氣井，油管加注量及加注周期調整為 120L/180120L/180在管線焊縫處采用刷防腐底漆和熱縮套進行管線外防腐， 并在管線出、 入地 面等關鍵部位用防腐層噴涂和聚乙烯膠帶纏繞進行防腐。2 2、內腐蝕1 1）單井管線在天然氣開采過程中， 單井管

43、線是直接與氣井連接， 而天然氣開采及單井管 線輸送均為高壓、高速流動過程。 為減緩氣井井筒腐蝕速率， 特向氣井中定期定 量加入適應性強的緩蝕劑， 而高速流動的天然氣流會將加入井筒的緩蝕劑部分攜 帶至單井管線。 由于單井管線工藝的特殊性， 其內腐蝕主要是依靠天然氣從井筒 中攜帶而出的緩蝕劑進行內涂層來減緩腐蝕。2 2）集氣支干線1 1）集中脫水在酸性氣田環境中，H H2S S 和 C0C02是最危險的，特別是 H H2S S 不僅會導致金屬材 料突發性的硫化物應力開裂， 造成巨大的經濟損失， 而且硫化氫的毒性將威脅著人身安全。在腐蝕過程中水是唯一不可缺少的因素。H H2S S 和 C0C02只有

44、溶于水才具有腐蝕性。大量研究表明，溶有殘酸、H H2S S 和 C0C02的水溶液往往比單一的 H H2S S、C0C02水溶液腐蝕要嚴重的多，腐蝕速率要高幾十倍，甚至幾百倍。為了減緩地面管線的內腐蝕， 采取了集中脫水工藝， 將天然氣中的水分進行分離、脫除，確保支干線輸送的氣質達到管輸標準。這樣，缺失了水分的C0C02其腐蝕性會降到最低。2 2）定期清管為確保集氣支干線發生內部腐蝕， 先采取了集中脫水工藝脫除天然氣中的水 分，但避免不了天然氣中的飽和水蒸汽在輸送過程中發生凝結、 聚集，天然氣中的雜質也會經長年累月而沉積。為了防止重點工藝部位的局部腐蝕和管線底部積 水，減緩腐蝕，特采取定期清管，

45、并形成制度。1對南、北干線及北二干線、北三干線、南二干線、南三干線每半年清管 次，東干線每季度清管一次，西干線每月清管一次，清管后要對清管器（球）及 清出物做詳細的描述，清出物送化驗室分析，化驗結果存檔。2支線（輸氣管線）每兩個月清管一次，南 2323 站、南 2222 站因地勢起伏較大、 輸送天然氣未經脫水的支線，每月清管一次，清管后要對清管器（球）及清出物 做詳細的描述，清出物送化驗室分析，化驗結果存檔。3每月底各作業區對輸送效率小于 9090%的管線，安排下月進行清管作業，清 管后要對清管器（球）及清出物做詳細的描述，清出物送化驗室分析，化驗結果 存檔。（3 3）外加電流式陰極保護H H

46、2S S、為減緩管線腐蝕情況，靖邊氣田結合生產實際和國內外先進的管線防腐技 術，從建產一開始就采取了支干線外加電流式陰極保護。陰極保護原理：在介紹腐蝕電池時，人們曾談到由于金屬本身的不均勻性, 或由于外界環境的不均勻性，都會形成微觀的或宏觀的腐蝕原電池。 例如在碳鋼 表面，其基體金屬鐵與碳素體如浸在電解質溶液中會形成電位差為 200mV200mV 的微電 池腐蝕。當采用外加電流極化時，原來腐蝕著的微電池會由于外加電流的作用，電極電位發生變化，此時腐蝕著的微電池的腐蝕電流減少， 稱之為正的差異效應。反 之，則稱之為負的差異效應。強制電流陰極保護所引起的差異效應可用下圖來說 明。a腐蝕電池；b陰極

47、保護；A陽極;C 陰極；I電流；AA輔助陽極；保護電流；/為零或如圖中方 向所示。圖 2 2陰極保護模型圖 a a 為未加陰極保護之前金屬本身的腐蝕的電池模型;b b 為加陰極保護以后保護電池的電路及原來腐蝕電池的變化，所加的外電流 r r 的方向是使被保護金屬 作為陰極。進一步說明陰極保護的原理如圖 3 3 所示。圖 3 3 陰極保護原理圖設金屬表面陽極和陰極的開路電位分別為 EaEa 和 EcEc。金屬腐蝕地由于極化作 用，陽極和陰極的電位都發生極化。 其陽極向正的方向偏移，陰極向負的方向偏移。結果，其兩者的電位都共同趨向于交點S S 所對應的電位 EcorrEcorr,在此電位下所 對應的電流為 IcorrIcorr。向系統輸入外電流，使金屬陰極極化，此時整個腐蝕原電池體系的電位將向 負的方向偏移。陰極極化曲線 EcSEcS 則從 S S 點向 C C 點方向延伸。當金屬電位負移到 E1E1 點時，所對應的電流應為 1111,相當于圖 3 3 中的 ACAC