CN108179994A - 一种采油井套管内防腐方法 - Google Patents
一种采油井套管内防腐方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108179994A CN108179994A CN201810014328.7A CN201810014328A CN108179994A CN 108179994 A CN108179994 A CN 108179994A CN 201810014328 A CN201810014328 A CN 201810014328A CN 108179994 A CN108179994 A CN 108179994A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- pipe
- casing
- pump
- tail pipe
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 81
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 77
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 12
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 5
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 claims description 4
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 15
- 230000005484 gravity Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 4-amino-5-chloro-2-methoxy-N-[1-(phenylmethyl)-4-piperidinyl]benzamide Chemical compound COC1=CC(N)=C(Cl)C=C1C(=O)NC1CCN(CC=2C=CC=CC=2)CC1 BVPWJMCABCPUQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Prevention Of Electric Corrosion (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
本发明提供了一种采油井套管内防腐方法,延长泵挂尾管至射孔段上端1‑2m处,使动液面至泵挂尾管末端之间套管与油管环空的油水混合物变为死体积并使油水比增大,套管与油管环空间的油水混合物内加注有缓蚀剂。本发明采用延长泵挂尾管的方法使动液面至尾管油套环空的液体为死体积,由于产出液中油水密度不同,由于重力原理,逐渐产生油水分离,原油占据上部空间,产出水向下移动,最终动液面至尾管油套环空的这部分死体积被原油占据,含水大幅度下降,从而对套管的内腐蚀会大幅度下降,同时在油套环空中加入缓蚀剂,这部分液体为死体积,加入的缓蚀剂一旦分散到这部分液体中,将长期存在,无需补加,可以大幅度减少缓蚀剂用量和人员成本。
Description
技术领域
本发明属于油气田防腐技术领域,具体涉及一种采油井套管内防腐方法。
背景技术
机械采油井下泵作业完开抽以后,随着井筒内套管2环形空间的液面不断下降空气随之进入。在潮湿的环境下,套管2内壁、油管1外壁不断被腐蚀,生成的钝化膜等保护膜又在交变和振动载荷以及频繁作业中脱落,腐蚀又继续进行,如此的循环,使得管壁不断变薄。而管壁每变薄1 毫米则其抗拉、抗外挤、抗内压强度降低(Φ73 毫米油管118%、Φ139.7毫米套管210%)以上,由此造成的油管1漏失的检泵小修作业;(除错断以外的套管2损坏大部分都是腐蚀造成的)取、换套管2和套管2补贴等油井大修作业都给油田造成巨大的损失,严重时造成油井报废;脱落的钝化膜等保护膜碎屑又给抽油泵3的正常工作造成威胁。
多年来,为解决机械采油井腐蚀问题,人们采用了多种处理方法:1、 覆盖法:a 涂覆防腐蚀层、b 钢材表面进行防腐处理、c 增加内衬管……等等;2 、中和(或替代)法:a 阳极保护器、b 加注缓蚀剂、c 缓蚀棒等等。
由于腐蚀源成分的复杂性、相互叠加和相互作用以及井内生产时应力变化和作业时不断破坏钝化膜和保护膜等原因,覆盖法只能使腐蚀问题得到部分缓解,且普遍存在费用高、效果差的问题。
在井筒中加入缓蚀剂来降低腐蚀速率的方法存在以下三点弊端:一是需要连续投加,不仅缓蚀剂用量大,人工成本也高;二是缓蚀剂在油井投产初期效果较好,随着开发进行,含水率上升,缓蚀效果就变差;三是在腐蚀严重的油田投加缓蚀剂仍不能达到缓蚀的目的。
发明内容
本发明的目的是克服现有防腐技术的缺陷,提供一种方法简单,成本低、效果好的采油井套管内防腐方法。
本发明提供的技术方案如下:
一种采油井套管内防腐方法,延长泵挂尾管至射孔段上端1-2m处,使动液面至泵挂尾管末端之间套管与油管环空的油水混合物变为死体积并使油水比增大,所述套管与油管环空间的油水混合物内加注有缓蚀剂。
所述油水混合物变为死体积后,泵挂尾管下的油水混合物中的原油向上移动,死体积部分的水向下移动,实现死体积部分的油水比增大。
所述泵挂尾管为金属油管,所述金属油管外挂牺牲阳极。
所述泵挂尾管为非金属管。
所述泵挂尾管末端装有防砂器。
所述牺牲阳极为铝阳极或锌阳极。
所述缓蚀剂为油基性缓蚀剂。
所述非金属管为玻璃钢管或柔性复合管。
本发明的有益效果是:
本发明采用延长泵挂尾管的方法提高井筒的防腐效果。当泵挂尾管延长时,就会造成动液面至泵挂尾管油套环空的液体为死体积,由于产出液中油水密度不同,由于重力原理,逐渐产生油水分离,原油占据上部空间,产出水向下移动,最终动液面至尾管油套环空的这部分死体积被原油占据,含水大幅度下降。因为井筒内液体为低含水的原油,其对套管的内腐蚀会大幅度下降,同时在油套环空中加入缓蚀剂,这部分液体为死体积,加入的缓蚀剂一旦分散到这部分液体中,将长期存在,无需补加缓蚀剂,可以大幅度减少缓蚀剂用量和人员成本。
下面将结合附图做进一步详细说明。
附图说明
图1是本发明实施例2的结构示意图;
图2是本发明实施例3的结构示意图。
图中:1、油管;2、套管;3、抽油泵;4、牺牲阳极;5、射孔段;6、非金属管。
具体实施方式
实施例1:
为了克服现有防腐技术的缺陷,本实施例提供了一种采油井套管内防腐方法,延长泵挂尾管至射孔段5上端1-2m处,使动液面至泵挂尾管末端之间套管2与油管1环空的油水混合物变为死体积并使油水比增大,所述套管2与油管1环空间的油水混合物内加注有缓蚀剂。
本发明原理:
当泵挂尾管延长时,就会造成动液面至泵挂尾管油套环空的液体为死体积,由于产出液中油水密度不同,在重力作用下,逐渐产生油水分离,原油占据上部空间,产出水向下移动,最终动液面至尾管油套环空的这部分死体积被原油占据,含水大幅度下降。
因为井筒内液体为低含水的原油,其对套管2的内腐蚀会大幅度下降,同时在油套环空中加入缓蚀剂,这部分液体为死体积,加入的缓蚀剂一旦分散到这部分液体中,将长期存在,无需补加缓蚀剂,可以大幅度减少缓蚀剂用量和人员成本。
目前,泵挂尾管的位置在动液面50m左右,即满足抽油泵3抽吸量即可,射孔段5在动液面以下200-300m,延长泵尾管后,油水混合物从射孔段5出来后直接进入泵挂尾管,从而实现动液面至泵挂尾管油套环空的液体的体积保持不变。
实施例2:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种如图1所示的采油井套管内防腐方法,所述油水混合物变为死体积后,泵挂尾管下的油水混合物中的原油向上移动,死体积部分的水向下移动,实现死体积部分的油水比增大。
在本实施例中,所述泵挂尾管为金属油管1,所述金属油管1外挂牺牲阳极4。
如图1所示,套管2和油管1环空之间为油水混合物的动液面,抽油泵3的泵挂尾管在射孔段5上端1-2m处。采用金属油管1为现场用油管1,牺牲阳极4采用适合井温的铝阳极,锌阳极或者其它类型阳极,根据尾管的长度确定牺牲阳极4的数量和分布。采用金属油管1外挂牺牲阳极4时,油套环空中加注缓蚀剂可以保护套管2,牺牲阳极4保护动液面以下的油管1。
实施例3:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种如图2所示的采油井套管内防腐方法,所述泵挂尾管为非金属管6。
非金属管6可以采用玻璃钢管,柔性复合管等,接箍连接处拉伸强度需达到现场要求。采用非金属管6,在避免腐蚀的同时可以减小泵挂重量。
无论采用实施例2或实施例3哪种方式,因为动液面至尾管这部分液体为死体积,并为低含水原油,一次投加缓蚀剂,就能达到长期防腐的目的,可以大幅度减少缓蚀剂用量和人员成本。
实施例4:
在前述实施例的基础上,本实施例提供了一种如图2所示的采油井套管内防腐方法,所述泵挂尾管末端装有防砂器。
如果储层出砂,可以在泵挂尾管末端加装防砂器。
以下实施例采用本发明的采油井套管内防腐方法进行现场应用。
实施例5:
西峰油田白××油井,完井井深1726m,5’1/2套管2完井,水泥返高235m,射孔段51656m~1668m,动液面1200m,正常采油时泵挂下深1345m。
采用这种采油井套管内防腐方法(金属油管1加牺牲阳极4),进行内防腐蚀,具体步骤如下:
(1)决定采用阳极的组数为2组,均匀分布在1345m~1656m,选择位置为1546m和1446m;
(2)先下金属尾管11根(110m),下装有第一组牺牲阳极4的油管1;再金属尾管11根(110m),下装有第二组牺牲阳极4的油管1;
(3)连接抽油泵3;
(4)下完剩余油管1,采油泵挂下深1345m;
(5)在油套环空注入缓蚀剂。
由于动液面至尾管油套环空的这部分死体积被原油占据,并且含水率低,在选择缓蚀剂时采用适合的油基性缓蚀剂。
实施例6:
西峰油田午××油井,完井井深1616m,5’1/2套管2完井,水泥返高215m,射孔段51551m~1584m,动液面1150m,正常采油时泵挂下深1251m。
采用这种采油井套管内防腐方法(非金属管6),进行内防腐蚀,具体步骤如下:
(1)下防砂管;
(2)连接玻璃钢非金属油管130根(300m);
(3)连接抽油泵3;
(4)下完剩余油管1和防砂管,此时防砂管位置为1550m,采油泵挂下深1251m;
(5)在油套环空注入缓蚀剂。
现场应用表明,防腐效果显著,大大延长了油管1和套管2的使用寿命,提高工作效率,节约成本。
综上所述,本发明采用延长泵挂尾管的方法使动液面至尾管油套环空的液体为死体积,由于产出液中油水密度不同,由于重力原理,逐渐产生油水分离,原油占据上部空间,产出水向下移动,最终动液面至尾管油套环空的这部分死体积被原油占据,含水大幅度下降,从而对套管2的内腐蚀会大幅度下降,同时在油套环空中加入缓蚀剂,这部分液体为死体积,加入的缓蚀剂一旦分散到这部分液体中,将长期存在,无需补加缓蚀剂,可以大幅度减少缓蚀剂用量和人员成本。
本实施例没有详细叙述的结构及方法属本行业的公知或常用技术,这里不一一叙述。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:延长泵挂尾管至射孔段(5)上端1-2m处,使动液面至泵挂尾管末端之间套管(2)与油管(1)环空的油水混合物变为死体积并使油水比增大,所述套管(2)与油管(1)环空间的油水混合物内加注有缓蚀剂。
2.根据权利要求1所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述油水混合物变为死体积后,泵挂尾管下的油水混合物中的原油向上移动,死体积部分的水向下移动,实现死体积部分的油水比增大。
3.据权利要求1所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述泵挂尾管为金属油管(1),所述金属油管(1)外挂牺牲阳极(4)。
4.根据权利要求1所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述泵挂尾管为非金属管(6)。
5.根据权利要求1-4任一项所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述泵挂尾管末端装有防砂器。
6.根据权利要求3所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述牺牲阳极(4)为铝阳极或锌阳极。
7.根据权利要求1-4任一项所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述缓蚀剂为油基性缓蚀剂。
8.根据权利要求3所述的一种采油井套管内防腐方法,其特征在于:所述非金属管(6)为玻璃钢管或柔性复合管。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810014328.7A CN108179994B (zh) | 2018-01-08 | 2018-01-08 | 一种采油井套管内防腐方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810014328.7A CN108179994B (zh) | 2018-01-08 | 2018-01-08 | 一种采油井套管内防腐方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN108179994A true CN108179994A (zh) | 2018-06-19 |
CN108179994B CN108179994B (zh) | 2020-04-10 |
Family
ID=62550028
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201810014328.7A Active CN108179994B (zh) | 2018-01-08 | 2018-01-08 | 一种采油井套管内防腐方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN108179994B (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110847826A (zh) * | 2019-10-12 | 2020-02-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防腐套管管柱及其使用方法 |
CN111946298A (zh) * | 2020-08-05 | 2020-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抽油泵下高腐蚀段内贴阳极的防腐工艺 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5979552A (en) * | 1996-08-13 | 1999-11-09 | Down Hole Injection, Inc. | Dual annulus production tool |
CN102840130A (zh) * | 2012-09-21 | 2012-12-26 | 张涛 | 高含水有杆泵井自助分离润滑防偏磨装置及方法 |
CN102926677A (zh) * | 2012-12-02 | 2013-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 长尾管防套管腐蚀抽油管柱 |
CN203066885U (zh) * | 2012-12-25 | 2013-07-17 | 任丘市华北石油通运石油机械有限公司 | 一种牺牲阳极防腐油管短节 |
CN204827255U (zh) * | 2015-08-04 | 2015-12-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下带环氧涂层及阳极防腐的套管 |
-
2018
- 2018-01-08 CN CN201810014328.7A patent/CN108179994B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5979552A (en) * | 1996-08-13 | 1999-11-09 | Down Hole Injection, Inc. | Dual annulus production tool |
CN102840130A (zh) * | 2012-09-21 | 2012-12-26 | 张涛 | 高含水有杆泵井自助分离润滑防偏磨装置及方法 |
CN102926677A (zh) * | 2012-12-02 | 2013-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 长尾管防套管腐蚀抽油管柱 |
CN203066885U (zh) * | 2012-12-25 | 2013-07-17 | 任丘市华北石油通运石油机械有限公司 | 一种牺牲阳极防腐油管短节 |
CN204827255U (zh) * | 2015-08-04 | 2015-12-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下带环氧涂层及阳极防腐的套管 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
张冠军: "非金属及复合材料在石油管领域应用现状及前景", 《石油科技论坛》 * |
张苓等: "《海洋工程设计手册-海上溢油防治分册》", 30 June 2015, 上海交通大学出版社 * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110847826A (zh) * | 2019-10-12 | 2020-02-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防腐套管管柱及其使用方法 |
CN111946298A (zh) * | 2020-08-05 | 2020-11-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抽油泵下高腐蚀段内贴阳极的防腐工艺 |
CN111946298B (zh) * | 2020-08-05 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种抽油泵下高腐蚀段内贴阳极的防腐工艺 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN108179994B (zh) | 2020-04-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108179994A (zh) | 一种采油井套管内防腐方法 | |
CN103775027B (zh) | 一种管路式特种亚稳合金防垢防蜡工具 | |
CN105443072B (zh) | 一种水平井油层套管固井方法 | |
CN206666644U (zh) | 油水井牺牲阳极防腐器 | |
CN106285502A (zh) | 一种复合涂层隔热防腐油管 | |
CN108204208B (zh) | 抽油机井检泵作业的油管头异径接头 | |
CN207485648U (zh) | 固定阀可拔式防砂抽油泵 | |
CN105927163B (zh) | 一种润滑脂防蜡防垢采油管柱的使用方法 | |
CN105863573B (zh) | 一种自润滑防蜡防垢采油管柱 | |
CN206845437U (zh) | 一种可打捞泄油抽油泵 | |
CN203097811U (zh) | 井下水文钻孔出水快速封堵止水塞 | |
CN112096347A (zh) | 套管内防腐阳极工具 | |
CN207033407U (zh) | 一种套管放气装置 | |
CN113958272A (zh) | 一种保温的内衬油管 | |
CN206369013U (zh) | 一种复合空心套管 | |
CN111946298B (zh) | 一种抽油泵下高腐蚀段内贴阳极的防腐工艺 | |
CN215804470U (zh) | 一种石油开采用耐腐蚀效果好的桥塞 | |
CN103104245A (zh) | 用于测量泥浆密度和质量流量的传感器 | |
CN204459495U (zh) | 一种深井采油用耐热内衬复合塑料管 | |
CN202531040U (zh) | 聚氟耐高温涂层抽油杆 | |
CN112683712B (zh) | 一种抽油杆腐蚀寿命确定方法 | |
CN209370617U (zh) | 一种抗腐蚀穿墙套管 | |
CN209145546U (zh) | 一种油田用防井喷油管 | |
CN217681609U (zh) | 一种可适应大口径高腐蚀油井的喷焊光杆 | |
RU2219329C1 (ru) | Способ крепления нефтяных и газовых скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |