油气井独立筛管防砂失效原因分析_高文龙.pdf
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1、第43卷 第2期2023 年4月投稿网址:http:/辽宁石油化工大学学报JOURNAL OF LIAONING PETROCHEMICAL UNIVERSITYVol.43 No.2Apr.2023油气井独立筛管防砂失效原因分析高文龙,邵先杰,马平华,马胜利,韩森伟(燕山大学 车辆与能源学院,河北 秦皇岛 066004)摘要:独立筛管防砂是当前油气井最常用的防砂方法之一。随着油气田开发的不断深入,独立筛管防砂系统所处的工作环境和自身条件发生变化,受高温高压、外部载荷、腐蚀、流体冲蚀等多种因素的影响,容易引发防砂失效,严重影响油气井的正常生产。结合长期矿场实践和理论分析可知,造成防砂失效的主要
2、原因是防砂封隔器失效、密封机构失效、防砂筛管失效,其中防砂筛管失效是最主要原因,筛管冲蚀、筛管腐蚀、地质因素和特殊作业等是导致防砂筛管失效的主要因素。通过对油气井的防砂失效原因的深入分析,为油气井防砂工艺采取预防措施、避免防砂失效而影响生产提供了重要依据。关键词:油气井;独立筛管;防砂;失效分析;二次防砂中图分类号:TE358 文献标志码:A doi:10.12422/j.issn.16726952.2023.02.008Analysis of Sand Control Failure Cause of Standalone Screen Method in Oil and Gas Wells
3、Gao Wenlong,Shao Xianjie,Ma Pinghua,Ma Shengli,Han Senwei(School of Vehicle and Energy,Yanshan University,Qinhuangdao Hebei 066004,China)Abstract:Standalone screen sand control method is one of the most commonly used sand control method for oil and gas wells.With the deepening of oil and gas field d
4、evelopment,the working environment and its own conditions of the independent screen sand control system have changed.Affected by high temperature and high pressure,external load,corrosion,fluid erosion and other factors,it is easy to cause sand control failure,which seriously affects the normal prod
5、uction of oil and gas wells.In this paper,longterm mine practice and theoretical analysis are taken to investigate the reasons for sand control failure.It is considered that the main causes of sand control failure are sand control packer failure,sealing mechanism failure and sand control screen tube
6、 failure,among which sand control screen tube failure is the most likely to occur.Screen erosion,screen corrosion,geological factors and special operations are the main factors leading to the failure of sand control screen.Through the indepth analysis of the causes of sand control failure in oil and
7、 gas wells,it provides an important basis for taking preventive measures to avoid sand control failure and affecting production.Keywords:Oil and gas well;Standalone screen;Sand control;Failure analysis;Secondary sand control机械防砂对地层的适应性强,适用于各类油气井防砂,是国内外最主要的防砂方式之一,其中,海上防砂油气井中 90%以上采用机械防砂1。机械防砂分为砾石充填和独
8、立筛管防砂2。独立筛管防砂又称简易防砂3,它通过防砂封隔器悬挂绕丝筛管、割缝衬管、星孔筛管、控水筛管、双层或多层筛管等防砂介质,利用筛管筛缝与地层砂粒径之间的尺寸差阻挡地层砂进入筛管内部实现防砂,具有操作简单、成本低的特点。独立筛管防砂系统分为套管内独立筛管防砂系统和裸眼内独立筛管防砂系统。随着油气田开发深入,独立筛管防砂系统的工文章编号:16726952(2023)02004707收稿日期:20220318 修回日期:20220506基金项目:河北省自然科学基金项目(D2016203253);河北省高等学校科学技术研究项目(ZD2021100);河北柳江盆地地质遗迹国家级自然保护区项目(冀林
9、草发201943号)。作者简介:高文龙(1987),男,硕士研究生,从事油气井完井防砂方面的研究;Email:gaowenlong_。通信联系人:马平华(1983),男,博士,副教授,从事非常规油气开发方面的研究;Email:。辽宁石油化工大学学报第 43 卷作环境受地层结构变化、综合含水率上升、注水注气、CO2等酸性气体增加以及特殊作业实施等多方面的影响,存在防砂密封机构失效,防砂管柱发生形变、破损、堵塞等情况,导致防砂系统有效率、有效期下降,严重的情况下会发生防砂失效,严重影响油气井的设备管理和正常生产,因此开展防砂失效的原因分析和预防措施研究十分必要。1 防砂失效案例在我国南海东部油田4
10、、渤海油田56、南海西部油气田、尼日利亚三角洲地区7、BP Thrinidad 油田8、阿塞拜疆 Chirag 油田9等国内外油气田均有大量独立筛管防砂失效的案例,以 2 个现场案例为例。案例 1:海上 D 气田前期采用独立筛管防砂,生产过程中发生 7 口井防砂失效,对地面的油嘴和管线冲蚀严重,造成了极大的安全隐患。图 1 为海上D 气田 HX1 井和 HX2 井防砂失效后油嘴实物图。从图 1(a)和图 1(b)可以看出,海上 D气田 HX1井防砂失效后,油嘴头表面被地层砂冲蚀出一圈很深的冲蚀沟槽,冲蚀严重;油嘴本体冲刷严重。从图 1(c)和图 1(d)可以看出,海上 D 气田 HX2 井防砂
11、失效后,油嘴头表面被地层砂冲蚀出一圈较深的冲蚀沟槽,冲蚀比较严重;油嘴本体有冲刷痕迹。案例 2:HX3 井为海上 W 油田的一口生产井,前期采用独立筛管防砂,HX3 井防砂失效后,日产液量由 550 m3/d下降至 300 m3/d,含水率由 80%上升至 88%,严重影响产油量,如图 2所示。2 防砂失效的原因分析 独立筛管防砂系统包括防砂封隔器、防砂筛管、辅助工具等,在复杂的多相流体环境中受高温高压、外部载荷、介质腐蚀、流体冲蚀等多种因素的影响,防砂筛管作为流体流入的通道受到的介质腐蚀、流体冲蚀影响程度最高。Shell公司通过对经营的油气井统计分析,认为独立筛管防砂失效原因为防砂封隔器失效
12、、防砂筛管失效及防砂系统中的其他密封机构失效,其中,防砂筛管失效引起的防砂失效较多,在防砂失效案例中 20%的失效与筛管冲蚀有关10;BP公司 183口独立筛管防砂井中 11口井发生防砂失效,其原因为防砂筛管设计缺陷和筛管冲蚀11;Toll 油田 230 口独立筛管防砂井中共发生 14次防砂失效,均为防砂筛管失效,其原因为下入过程筛管机械损毁和筛管冲蚀12。我国南海东部某油田群 81 口独立筛管防砂井中 9口井发生防砂失效,全部为防砂筛管失效,其失效原因为筛管堵塞、筛管腐蚀和筛管冲蚀13;我国渤海油田 7个作业区发生水源井独立筛管防砂失效,其主要原因为防砂筛管腐蚀;我国南海西部某油气田 8口独
13、立筛管防砂失效井中 7口为防砂筛管失效,其中 2 口同时发生防砂封隔器失效,1 口为其他密封机构失效。科研工作者通过对国内外油气田相关案例分析与总结,认为防砂封隔器失效、防砂筛管失效、防砂系统中的其他密封机构失效是防砂失效的原因,其中防砂筛管失效是最主要原因,而防砂筛管失效主要由筛管腐蚀和筛管冲蚀所引起1416。除此之外,还受到地质因素、筛管堵塞、设计缺陷和施工因素的影响。2.1 防砂封隔器失效防砂封隔器是防砂系统中最主要的密封部件,其中胶筒是核心部件,一般采用橡胶材质。胶筒在井底受到高温、高压、多相流体的作用以及 CO2和H2S 酸性气体腐蚀等因素的影响,易发生橡胶损(a)HX1井(整体)(
14、b)HX1井(局部)(c)HX2井(整体)(d)HX2井(局部)图 1海上 D 气田 HX1 井和 HX2 井防砂失效后油嘴实物图图 2HX3井生产曲线48第 2 期高文龙等.油气井独立筛管防砂失效原因分析伤17。胶筒在工作状态下承受轴向压缩力作用,且应力集中在肩部区域,当内外压力差大于胶筒可承受的临界值时,胶筒出现硬性损伤而失效;当胶筒失效后,防砂系统的密封性被破坏,地层流体携带地层砂进入油套环空,导致防砂失效。现场分析认为,胶 筒 失 效 是 引 起 防 砂 封 隔 器 失 效 的 主 要原因1820。我国 M 油田 X9井胶筒在高温高压作用下发生严重形变,导致防砂失效,如图 3所示。为了
15、分析原因,在实验室内对同批次胶筒进行了高温高压实验。结果表明,胶筒台肩在高温高压环境中损伤,并出现局部融化现象,如图 4 所示。胶筒失效原因主要为:在高温环境下,橡胶材质的强度随着温度的升高而减弱,同时温度的升高导致材质的破坏应力减小,屈服强度下降速率加快,使胶筒更易被破坏21;胶筒的工作和实验环境为多相流体环境,高含水率对胶筒产生溶胀性破坏作用2223,多相流体中的极性烃类物质使橡胶密封件溶胀,受溶胀作用影响,橡胶交联网络结构的致密性降低,分子间作用力减小,橡胶强度降低;防砂封隔器本体金属被腐蚀,当腐蚀的金属材料与胶筒接触时,金属和橡胶产生交互作用,既加速金属的腐蚀又加速橡胶的老化24。2.
16、2 防砂系统中其他密封机构失效除防砂封隔器外,独立筛管防砂系统中包含 O型圈密封、T 型密封、V 型密封、密封筒密封等多种密封机构25。防砂系统中此类密封机构失效主要由机构的材质失效、性能不稳定、加工精度不够和设计缺陷等多种原因所导致。(1)O 型圈密封主要用于静密封,常见于组件的连接处。由于其外表面光滑,与胶圈槽间的摩擦系数小,O 型圈很容易被挤出或者卷到组件间隙内,导致密封失效。(2)T 型密封多用于动密封,常见于井下安全阀的活塞杆中。在长期开关井过程中易导致密封本体疲劳,导致密封失效。(3)V 型密封多用于动密封,常见于锁紧装置和伸缩节部位。其在工作状态承受双向压力,易发生结构开裂,导致
17、密封失效。(4)密封筒密封多为金属金属密封或金属橡胶密封的组合,这种密封结构对公差要求极高,密封件的变形和密封间隙中液相的渗入易导致密封失效。同时,密封筒密封结构需要承受挠曲和轴向载荷的影响,当额外载荷超过密封结构强度的临界值时,发生密封失效。2.3 防砂筛管失效作为独立筛管防砂系统中最核心部分,防砂筛管失效是独立筛管防砂失效最主要的原因。我国部分油田防砂筛管失效实物图如图 5 所示。从图 5可以看出,L 油田防砂筛管失效的主要原因是筛管腐蚀和筛管冲蚀,在腐蚀作用下筛管本体凹凸不平,防砂介质体严重锈蚀,在冲蚀作用下部分防砂介质体脱落;J 油田防砂筛管失效的原因为筛管腐蚀和筛管冲蚀,以及两个因素
18、的协同作用;K油田防砂筛管失效的主要原因为筛管冲蚀,在流体冲蚀作用下绕丝筛管破损;B 油田防砂筛管失效的主要原因为筛管冲蚀,在流体冲蚀作用下星孔筛管的防砂体脱落,筛管本体发生严重冲蚀破损。综合国内外现场案例,分析认为防砂筛管失效主要包括筛管冲蚀、筛管腐蚀、地质因素等。2.3.1筛管冲蚀 筛管冲蚀是筛管破损的主要因素之一。国内外学者通过室内实验和数值模拟的方法研究发现2631,筛管冲蚀产生的本质是地层流体以较高的流速冲击筛管表面发生能量传递,对于高产油气井,流体流速高,携带的地层砂具有很高的能量,砂粒冲击力强,冲击到筛管表面可能导致其发生弹性或塑性变形。在正常情况下,由于筛管具有强过流能力,地层
19、流体流速小于筛管破损的临界冲蚀速度,因此不会造成冲蚀。当筛管部分区域被堵塞后,地层流体将集中到未堵塞的区域透过筛管,单位面积内的流量增加;当筛管的大部分被堵后,流体流动通道集中到流动阻力最小的未堵部分,单位面积内的流量急剧增加,从而形成局部“热点”3233,当流体流速超过筛管破损的临界冲蚀速度时,就会对筛管造成冲蚀磨损。图 3我国 M 油田防砂封隔器胶筒破损实物图图 4高温高压试验后胶筒实物图49辽宁石油化工大学学报第 43 卷例如,在多相流体环境中,L油田星孔筛管筛缝被地层细砂和结垢物质等堵塞后,筛管局部渗透率急剧变化,导致流体优势通道出现,形成局部“热点”,地层流体携带地层砂通过局部“热点
20、”时,以较高 的 流 速 直 接 对 筛 管 进 行 喷 射 冲 蚀,导 致 筛 管损害。2.3.2筛管腐蚀 筛管腐蚀是导致金属类防砂筛管失效的主要因素之一。筛管腐蚀的主要原因是筛管本体以及防砂介质层与地层流体中的 CO2、H2S、HCO-3、Cl-和细菌等发生化学反应34。由于筛管的材质不同,所处的工作环境不同,腐蚀机理也不完全相同。一般筛管腐蚀可分为 CO2腐蚀、H2S腐 蚀、氧 腐 蚀、细 菌 腐 蚀、HCO-3腐 蚀 和 Cl-腐 蚀等35,具体分析如下:(1)CO2腐蚀。对 CO2腐蚀的机理和过程没有形成完全统一的结论,但众多学者的研究都遵循最基本的电化学腐蚀机理。对于天然伴生 CO
21、2的油气藏,当相对湿度达到 1 000 时,CO2对筛管本体产生腐蚀;对于不含 CO2的油气藏,当开发进入中后期,在 CO2驱、空气泡沫驱等强化注采技术的应用过程中,筛管的工作环境出现 CO2,具备 CO2腐蚀的前提条件。CO2腐蚀机理示意图如图 6所示。在含 CO2的环境中,各类腐蚀产物或其他的生成物膜在筛管本体表面不同区域的覆盖度不同,不同覆盖度的区域之间形成具有很强自催化特性的腐蚀电偶或闭塞电池,导致 CO2局部腐蚀,局部腐蚀主要表现为点蚀、台地浸蚀、流动诱使局部腐蚀等,进而产生严重的 CO2腐蚀。综合渤海油田 10个油气区块的分析36可知,筛管的 CO2腐蚀受流体性质、CO2分压、环境
22、温度、流体 pH、流速、筛管内部载荷、时间等因素的影响。其中,CO2分压是影响筛管腐蚀行为最重要的因素之一。当 CO2分压大于 0.21 MPa时,大部分普通碳钢(J55/N80/P110 等)发生 CO2腐蚀,CO2分压越大,CO2溶解得越多,电离产生的 H+增多,阴极氢去极化反应越快,筛管腐蚀越快37。环境温度是影响筛管腐蚀行为的另外一个重要因素,它主要影响腐蚀速率,腐蚀产物的成膜机制、成分与结构,溶解氧含量和扩散等38。流体 pH 会影响腐蚀介质中的 H+浓度和 FeCO3膜的溶解度,从而影响腐蚀速率。当流体 pH 较低时,H+的浓度较高,FeCO3膜中 Fe2+易于溶解,不易形成腐蚀产
23、物膜,腐蚀加剧;在高 pH 环境中,H+的浓度较低,一方面抑制还原反应速率,另图 6CO2腐蚀机理示意图(a)L油田(b)J油田(c)K油田(d)B油田图 5我国部分油田防砂筛管失效实物图50第 2 期高文龙等.油气井独立筛管防砂失效原因分析一方面使 FeCO3的溶解性降低,即腐蚀产物 FeCO3膜的稳定性增强,从而减缓筛管腐蚀3940。(2)H2S 腐蚀。H2S 腐蚀主要发生在高含硫油气井中。H2S为易溶物,溶于水后形成弱酸氢硫酸,随后发生二级水解反应生成 H+、HS-、S2-等;在还原环境中,H+在阴极被还原成 H 原子,一部分结合成 H2逸出,另一部分被筛管的部分金属吸收,在疏松、晶粒不
24、均、裂纹、麻面和麻坑等缺陷处聚集,引发氢脆或筛管脆化、萌生裂纹、应力开裂等,导致筛管腐蚀。在油气田开发过程中,很多情况下同时存在H2S腐蚀和 CO2腐蚀,并且两者相互影响,其反应机理如式(1)-(10)所示41。当筛管的工作环境中CO2和 H2S 含量差别不大时,由于 H2S 比 CO2易溶于水,水溶液中 H2S 含量高于 CO2,H2S 优先与筛管本体发生反应形成 FeS 腐蚀产物,随着阴极去氢极化反应的进行,CO2在水溶液中发生电离反应,随即发生 CO2腐蚀。当 H2S 含量远低于 CO2时,以 CO2腐蚀为主;当 H2S 含量远高于 CO2时,以 H2S 腐蚀为主42。阴极反应:2H2S
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