高含硫气井套管贴自制“保护膜”

　　中原油田具有自主知识产权的高含硫气井套管保护及修复技术，填补了国内空白，共获得7项国家专利，成果整体达到国际领先水平，在普光、大湾及元坝等气田成功应用60井次
　　[中国石化报2015-12-07]
　　□孙清华
　　近日，由中原油田石油工程技术研究院研发的高含硫气井套管保护及修复技术通过集团公司成果鉴定。专家组认为，该技术成果整体达到国际领先水平。其中系列梨形、滚珠整形器，咪唑啉类缓蚀剂与液体除硫剂，超深井环空液面监测仪等3项成果填补国内空白，在国外也尚无此性能产品。
　　这个鉴定结果，让中原油田普光分公司副经理、石油工程技术研究院副院长、油田专家张庆生和他带领的研发团队欣喜不已：“我们的产品就好像给高含硫气井套管贴上了自制‘保护膜’，让高含硫气井套管保护及修复变得容易了。”
　　不能因为套管变形造成清洁能源“断粮”
　　普光气田是我国已发现的最大规模海相整装高含硫气田，硫化氢和二氧化碳含量高，油套环空腐蚀环境恶劣，腐蚀控制难度大。
　　2008年5月，技术人员对普光气田主体31口开发井进行井径测井，发现29口井的套管存在不同程度的变形。其中，7口井因此停产。
　　普光气田为“川气东送”工程沿线70多个城市上千家企业、近两亿人提供优质清洁能源。
　　“不能因为套管变形造成清洁能源‘断粮’，一定要保障大动脉平稳运行。”张庆生说。
　　而要修复这29口井的套管，常规套管整形技术在普光气田无法实施，亟待研究针对高钢级厚壁套管的系列整形器及整形工艺。
　　张庆生与科研人员通过监测连续套管，发现部分套管持续变形情况严重。由于气井投产后面临磨铣、扩铣作业，气田开发后期可能存在环空套管窜气造成抗硫碳钢套管腐蚀穿孔风险。要恢复生产，只能采用膨胀管进行补贴加固，但当时国内外尚无高含硫气井套管补贴技术。
　　不仅如此，普光气田气井油层套管采用抗硫碳钢和镍基合金套管，国内没有针对两种套管之间出现的电偶腐蚀及环空可能出现的氢致开裂、硫化物应力开裂及电化学腐蚀的控制技术。
　　虽然并无任何经验可循，但科研人员还是决心要针对普光气田超深高含硫气井套管保护及修复，研发出以环空保护液、套管整形、膨胀管补贴为主的套管保护及修复工艺技术。“我们希望运用该技术保护油套管，让它们的寿命延长10年以上。”张庆生说。
　　确定6个技术课题保大动脉平稳运行
　　“截至目前，普光气田安全投产5年，累计产混合气467亿立方米，没有套管腐蚀穿孔、断裂事故发生，避免了因腐蚀造成的经济损失，保障了大动脉平稳运行，这跟研究成果是分不开的。”谈到技术的运用效果，张庆生很开心。
　　他回忆说，成立项目组后，他们把环空保护液、套管整形、膨胀管补贴作为高含硫气井套管保护及修复技术的主攻方向，并确定了6个技术课题。一年多时间，大家先后建立了连续加载模拟套管变形试验方法及有限元模型，研制了适用于不同变形程度的系列高强度套管整形器、抗硫震击器，抗硫材质的膨胀管和高强度抗硫膨胀头，耐高温缓蚀剂、除硫剂及除氧剂，高压高含硫气井环空液面监测仪，多功能生产辅助流程。
　　与国内外同类研究、技术综合比较，该项目首创了变形套管整形计算方法，确定了多点变形特征的套管整形修复界限，为套管整形工艺的实施提供了科学依据，技术水平国际领先。
　　他们研制的系列梨形、滚珠整形器能够满足普光气田7英寸套管、大于5000米超深井、严重套变、高钢级、厚壁变形套管整形修复需要。
　　自主研发高抗硫高缓蚀的咪唑啉类缓蚀剂与除硫性能优异的液体除硫剂，耐温150摄氏度，抗硫套管腐蚀速率每年为0.0023毫米，远低于国家0.076毫米的标准。
　　高抗硫、耐高压、超深井环空液面监测仪耐压40兆帕，耐冲击20兆帕，工作温度在零下40摄氏度~85摄氏度之间，测试范围10~8000米，精度3‰。
　　新型工艺技术现场应用60口井
　　他们自主研制出来的高含硫气井套管保护和修复的新型工艺技术可媲美洋技术。其中，油气井环空保护液、磨鞋工装及其制造工艺、油气水井套管整形器、膨胀管定位导斜器、分瓣防卡整形胀头、膨胀管膨胀启动器和扶正式磨鞋等7项成果获国家专利。
　　普103-2井、普103-4井、普201-2井等5口井应用高钢级厚壁套管修复技术整形成功，与国外技术服务价格相比，节约成本650万元。目前，这5口井累计生产混合气35.6亿立方米，实现销售收入近40亿元。
　　环空保护液在普光、大湾气田推广应用，累计加注55井次，加注量4482立方米，性能检测335井次，补充加注与维护22井次。没有套管腐蚀穿孔、断裂事故发生，避免了因腐蚀造成的经济损失。
　　高含硫气井环空保护液技术，能解决普光气田气井长期防腐的问题，已在元坝气田推广应用。
　　目前，这些研究成果广泛应用于普光和大湾气田开发，现场应用60口井均运行良好，推广应用前景广阔。