苏里格气田井筒腐蚀规律及影响因素研究

摘要

苏里格气田地层水为弱酸性，且含有大量的无机盐，同时天然气中含有CO2和H2S等酸性气体，从而形成了一种复杂的腐蚀环境，导致井筒存在不同程度的腐蚀。腐蚀严重的井可导致井筒油管和套管穿孔或断裂。因此，迫切需要结合现场实际情况，开展该气田气井井筒腐蚀规律及影响因素的研究，为寻求更加有效的防腐措施提供依据。 首先对气田生产开发及腐蚀现状进行分析，收集现场气井生产数据，包括压力、温度、产气量及产水量等；然后，详细分析苏里格气田地层产出水、天然气组分性质特征和腐蚀倾向；通过主成分分析降维和系统聚类分析对气井进行分类，再对每类气井进行井筒腐蚀检测试验，分析各类气井的腐蚀程度，利用SEM、EDS和XRD分析各类气井的腐蚀原因。再通过灰关联分析各类气井井筒腐蚀主控因素；最后利用优选校正后的腐蚀速率预测模型对各类气井井筒腐蚀速率进行预测，并研究不同类型气井沿井筒的腐蚀规律。研究结果表明： (1)苏里格气田气井井筒腐蚀严重，气田不同区块单井日均产水量大小顺序是：西区>东区>南区>中区；气田地层水总体呈弱酸性，pH值一般在5.30~6.25之间，矿化度为17000~50000mg/L，Cl-含量9000~30000mg/L；CO2含量较高，在0.13%~5.12%(v/v)之间，平均含量约2.03%，大部分气井H2S含量甚微，H2S含量小于20mg/m3。 (2)利用主成分降维将12个影响井筒腐蚀的因素降维成了5个主成分，依据50口气井的主成分得分，采用离差平方和法（Ward法）对其进行系统聚类分析，在类间距离D=20时，50口气井被分为4类，不同类型气井所占比例从大到小依次为：Ⅰ>Ⅳ>Ⅲ>Ⅱ。 (3)气井局部腐蚀都较为严重，腐蚀程度依次为：S47(Ⅲ)﹥S19(Ⅱ)﹥S9(Ⅳ)﹥S7(Ⅰ)。 (4)Ⅰ、Ⅱ和Ⅳ类井筒腐蚀主要原因是由 CO2在湿性条件下的电化学腐蚀所导致，Ⅲ类井主要是由CO2、H2S在湿性条件下的电化学腐蚀所导致。其中Ⅱ类井中氯离子造成的点蚀加剧了腐蚀，Ⅳ类井存在一定的点蚀现象和轻微的H2S腐蚀现象。 (5)Ⅰ类井和Ⅳ类井中主控影响因素为温度、PCO2和矿化度；Ⅱ类井中主控影响因素为矿化度、Cl-和PCO2；Ⅲ类井中主控影响因素为PH2S、pH、PCO2和温度。 (6)苏里格气田四类气井井筒腐蚀规律为：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ类井井筒最大腐蚀速率出现的深度分别在：3028.57m、2500m、2000m和3600m左右。

目录

声明

第一章 绪论

1.1 研究的目的与意义

1.2 国内外研究现状

1.3 主要研究内容及技术路线

第二章 苏里格气田基本概况与井筒腐蚀现状

2.1 苏里格气田基本概况

2.2 苏里格气田气井井筒腐蚀现状

2.3 本章小结

第三章 苏里格气田气井腐蚀介质组成与性质分析

3.1 苏里格气田地层产出水组成分析

3.2 苏里格气田产出气组成性质分析

3.3 腐蚀倾向分析

3.4 本章小结

第四章 苏里格气田气井类型的划分

4.1 气井类型划分的目的及意义

4.2 气井类型划分依据指标的确定

4.3 气井类型划分方法的优选

4.4 苏里格气田气井类型的划分

4.5 本章小结

第五章 苏里格气田井筒腐蚀检测及影响因素研究

5.1 腐蚀检测目标井的选取

5.2 气田井筒腐蚀检测试验

5.3 井筒腐蚀检测试验结果分析与讨论

5.4 苏里格气田井筒腐蚀影响因素研究

5.5 本章小结

第六章 苏里格气田井筒腐蚀规律研究

6.1 气田井筒腐蚀速率预测模型

6.2 气田井筒腐蚀速率预测模型的优选与校正

6.3 苏里格气田井筒腐蚀规律研究

6.4 本章小结

第七章 结论

致谢

参考文献

攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果