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        注水管防腐技術在青海油田的應用

        2015-08-05 06:49:13王建輝
        石油礦場機械 2015年9期
        關鍵詞:內(nèi)襯分子量聚乙烯

        王建輝

        (青海油田公司 井下作業(yè)公司 ,青海 海西816499)①

        注水管防腐技術在青海油田的應用

        王建輝

        (青海油田公司井下作業(yè)公司,青海海西816499)①

        針對青海油田注水管腐蝕的問題,提取適合青海油田特殊地區(qū)使用的工藝參數(shù),采用高密度聚乙烯(HDPE)或超高分子量聚乙烯(UHMWPE)材料通過特殊工藝可靠地襯在油管內(nèi)部。研發(fā)具有知識產(chǎn)權的翻邊模具,通過創(chuàng)新地面結合性試驗方法,攻克基管與內(nèi)襯管夾層進水的問題,為有效治理油田油井偏磨、水井腐蝕和結垢提供了技術保障。

        油管;內(nèi)襯;高密度聚乙烯;超高分子量聚乙烯;試驗

        內(nèi)襯抗磨、抗腐蝕油管是將高密度聚乙烯(HDPE)或超高分子量聚乙烯(U HMWPE)材料通過特殊工藝可靠地襯在油管內(nèi)部,襯層可以減少抽油桿與油管管壁的摩擦從而降低管桿磨損,減少油管內(nèi)壁的腐蝕,將管桿系統(tǒng)的使用壽命提高3倍以上,其壽命是普通油管的4~5倍,高溫管長期工作溫度可達130℃。

        1 技術分析

        1) 高密度聚乙烯與超高分子量聚乙烯材料在性能方面的區(qū)別。二者材料的區(qū)別主要是分子量、斷裂伸長率、耐磨性能、抗沖擊性能的不同,其中高密度聚乙烯(HDPE)的分子量通常在10~50萬分子量,超高分子量聚乙烯(UHMWPE)的分子量通常在100~500萬分子量。在使用中,高密度聚乙烯(HDPE)作為防腐型為主,耐輕量磨損;高分子量聚乙烯(UHMWPE)以耐磨性為主,耐磨損性比碳鋼高4~7倍,同時抗沖擊性能優(yōu)良,優(yōu)良的耐低溫性,在液氦溫度(-269℃)下仍具有延展性、優(yōu)良的抗內(nèi)壓強度、耐環(huán)境應力開裂性、抗快速開裂性,廣泛應用于礦山礦漿輸送,抽沙疏浚等具有磨損性的砂漿輸送工程[1]

        2) 高密度聚乙烯與超高分子量聚乙烯材料在加工方面的區(qū)別?,F(xiàn)場試驗證明,高密度聚乙烯材料熔融時呈粘流態(tài),從口模擠出后立即下垂(如圖1所示),不易引管。而熔融的超高分子量聚乙烯材料,從高溫口模擠出時具有一定的“熔融剛度”,并不是馬上下垂,呈半透明固體狀水平向偏下方向前移動,表現(xiàn)為高粘彈態(tài)(如圖2所示)。由此可知,超高分子量聚乙烯材料熔融時是粘度極高、流動極差的特殊熔體。

        圖1 高密度聚乙烯擠出形態(tài)

        圖2 超高分子量聚乙烯擠出形態(tài)

        2 試驗情況

        2.1 高密度聚乙烯

        20131124—20140424,青海油田注水管防腐工程基礎建設完成,進入現(xiàn)場試驗階段,先后使用不同比例的高密度聚乙烯HDPE5000s、線型低密度聚乙烯DFDA7042、AHPT168X改性材料,后變更為由為HDPE、LCP、UPE、PA11、納米塑料添加劑、顏料等組成的復合材料,試驗25次,現(xiàn)場提取數(shù)據(jù)記錄78413條,分析如下:

        1) 試驗用高密度聚乙烯復合材料性能不穩(wěn)定[2],缺少關鍵性支撐材料,成品內(nèi)襯管受外界環(huán)境變化影響較大。廠房內(nèi)溫度13℃,廠外多云,溫度3~5℃,編號為031612試驗樣本翻邊12 h后公扣端伸出4.7 mm,母扣端縮回15.6 mm,如圖3。

        圖3 成品內(nèi)襯管受外界環(huán)境變化的影響

        2) 試驗用高密度聚乙烯復合材料反彈效果明顯,與油管貼合緊密,但材料性能不穩(wěn)定,數(shù)據(jù)變化無規(guī)律可循。從試驗樣本011786間隔48 h后的管壁內(nèi)部收縮反應(如圖4)可以看出內(nèi)襯管膨脹形成一正方形圖形,檢查該樣本油管外壁發(fā)現(xiàn)有疑似液壓鉗或擰扣機牙鉗作用形成的對應的4個深槽。

        圖4 管壁內(nèi)部收縮

        3) 地面熱煮池模擬井內(nèi)90℃熱煮試驗,內(nèi)襯管管端有伸縮現(xiàn)象,無法滿足技術協(xié)議耐高溫130℃的設計要求。編號031704本經(jīng)過油管加熱箱90~100℃加熱16 h后,一端伸出2.1 mm,一端伸出1.8 mm,如圖5。

        圖5 內(nèi)襯管管端的伸縮現(xiàn)象

        4) 現(xiàn)場擠出機設備無法滿足生產(chǎn)合格內(nèi)襯管外徑650-0.2 mm的要求。所生產(chǎn)內(nèi)襯管外徑小于63.5 mm,壓縮記憶恢復空間受限,按照比例將定徑套擴大到66 mm,所生產(chǎn)的內(nèi)襯管外徑仍然小于64 mm,按照73 mm(2英寸)油管內(nèi)徑62 mm計算,反彈空間只有1.5~2.0 mm,依然無法滿足技術要求。

        上述試驗表明高密度聚乙烯復合材料不能滿足油田現(xiàn)場的要求。

        2.2 超高分子量聚乙烯

        201407,在前期試驗的基礎上,對現(xiàn)場的擠出機設備進行更換,同時將生產(chǎn)原材料更換為超高分子量聚乙烯樹脂。

        1) 通過恒溫箱溫度試驗,取得最佳的恒溫箱加熱溫度參數(shù)。恒溫箱設置溫度65℃,加熱2h后進行翻邊工藝,隨后進熱煮池110℃熱煮12h,外界放置20d進行拉拔試驗(如圖6),拉拔出后觀察到內(nèi)襯管管端40~100 cm有水。內(nèi)襯管在溫度65℃,加熱2h的情況下達不到反彈效果,不適合做狀態(tài)調(diào)節(jié)參數(shù)。通過逐步調(diào)整加熱溫度和時間,測量參數(shù)的變化規(guī)律,觀察試驗效果,逐步探索出90~95℃,1.5~2.0 h為最佳恒溫箱加熱溫度和時間范圍。

        圖6 拉拔試驗

        2) 通過現(xiàn)場試驗,更換翻邊加熱圈,增加加熱自動勻速旋轉裝置,研發(fā)了封頭翻邊模具,攻克烘邊后翻邊多余量的排出問題,也解決了翻邊不飽滿,無法翻邊到油管梯度第1螺紋位置,無支撐力的問題。如圖7。

        圖7 翻邊效果

        3) 通過數(shù)據(jù)測量、分析總結,攻克內(nèi)襯管狀態(tài)調(diào)節(jié)時間參數(shù),冬季72~120 h,夏季48~72 h,為不同季節(jié)大批量生產(chǎn)合格產(chǎn)品提供了質(zhì)量保證。

        4) 通過調(diào)整壓縮縮徑輪比例,攻克內(nèi)襯管與基管夾層進水技術難題,保證了入井內(nèi)襯油管的質(zhì)量,如圖8。

        圖8 調(diào)整壓縮縮徑輪加壓35 MPa拉拔過程

        1.3 地面靜態(tài)加壓

        為了驗證內(nèi)襯管的承壓能力和變形情況,對內(nèi)襯管進行地面加壓試驗,如圖9。試驗樣品是將長度9.75 m內(nèi)襯管兩端分別穿1.5 m的油管短節(jié),進行翻邊,內(nèi)襯管露出6.75 m左右。將翻邊好的試驗樣品一端連接絲堵,一端連接轉換接頭,進行地面注水打壓試驗,當壓力上升到2.14 MPa時,可以明顯觀察到油管短節(jié)公扣端內(nèi)襯管和中間部分有明顯的形變,在加壓過程中,由于塑料變形的物理特性,內(nèi)襯管不斷注水,壓力上升緩慢,當壓力達到2.56 MPa時,內(nèi)襯管從中間部位爆裂,由此試驗可以證明,內(nèi)襯管穿管用基管必須有一定的壁厚要求,對于偏磨嚴重的油井油管必須經(jīng)過詳細的工藝檢測才可以使用[3]。

        圖9 地面靜態(tài)加壓試驗

        密封機構的特點內(nèi)襯管穿管用基管,必須滿足符合GB/T19830的規(guī)定,襯入內(nèi)襯管前,應確?;軆?nèi)外壁潔凈,內(nèi)壁不含油污、鐵銹,外壁無凹陷深槽,油管螺紋無損壞[4-5]。并且滿足以下要求:

        1) 用于穿管的基管必須經(jīng)過高壓內(nèi)清,應確?;軆?nèi)、外壁潔凈,內(nèi)部不含油污、鐵銹或腐蝕塊,內(nèi)徑滿足《標準油管和API不加厚、外加厚及整體接頭油管》的規(guī)定內(nèi)徑要求。

        2) 清洗干凈的基管必須經(jīng)過漏磁探傷檢查,壁厚≥3 mm。

        3) 探傷合格的基管必須通過油管試壓機進行靜水壓試驗,試壓壓力21 MPa,穩(wěn)壓10 s,油管本體、螺紋、接箍不刺不漏為合格。

        通過一系列的試驗,內(nèi)襯管外徑滿足73 mm (2英寸)油管要求的650-0.2 mm和88.9mm (3英寸)油管要求的790-0.2 mm,徑向收縮率是徑向延長率的60%~80%,同時縱向收縮率是縱向延長率的60%~80%,且成正比關系,成品不受室外環(huán)境變化等技術要求。

        3 下井試驗情況

        切16-14-3井于2013-06補孔轉分注,2014-0521驗封,二、三封不密封,四封在四配位置遇阻無法判斷,2014-08-13入井防腐內(nèi)襯管195根,井底最高溫度為60℃,30MPa坐封成功,201410驗封正常。

        切12-8-10井201207轉注作業(yè),2013-10換封作業(yè),201403換封作業(yè),此次施工因為二、三封不密封,井底最高溫度為65℃,20140814入井防腐內(nèi)襯管196根,井底最高溫度為65℃,23 MPa坐封成功,2014-10驗封正常。

        躍新35井注水井200908轉注分注作業(yè),201405帶壓解封作業(yè)失敗,201406大修作業(yè)中進行MIDS測井,該井本次安排進行大修作業(yè),進行取換套,恢復該井正常注水。但該井在作業(yè)中套管拔不動,無法繼續(xù)進行取換套作業(yè),故取消對該井的取換套工序,變更為直接下混注管柱完井。20140820入井防腐內(nèi)襯管363根,目前生產(chǎn)正常。

        躍5630井于200801補孔轉注,20140617驗封,一封密封嚴,二、三封封隔器密封均不嚴,20140911入井防腐內(nèi)襯管164根,目前生產(chǎn)正常。

        躍14-7井1994-03轉注,2011-07混注作業(yè)后至今未動管柱,為避免長時間不動管柱造成大修,進行檢管作業(yè),2014-09-15入井防腐內(nèi)襯管164根,目前生產(chǎn)正常。

        4 注意事項

        1) 內(nèi)襯油管使用量和位置的確定。對需要上內(nèi)襯油管的油井確定偏磨出現(xiàn)的位置。上提油管作業(yè)時,在井口進行無損探傷檢測,確定出現(xiàn)偏磨的井段,配套內(nèi)襯油管一般要大于偏磨段100 m。

        2) 內(nèi)徑減小后對油井排量的影響。采油井使用內(nèi)襯油管防偏磨,由于內(nèi)徑縮小,致使抽油桿接箍外徑與油管內(nèi)徑很接近,活塞效應增大,應將部分管段用88.9 mm(3英寸)油管代替73 mm(2英寸)油管,保證實際環(huán)空不減小,以降低對油井排量的影響。

        3) 內(nèi)襯油管內(nèi)徑縮小,配套的抽油桿和泵徑需要進行相應調(diào)整。

        5 結論

        通過現(xiàn)場不斷的試驗,積累了豐富的試驗數(shù)據(jù)和經(jīng)驗,提取到適合青海油田特殊地區(qū)使用的工藝參數(shù),創(chuàng)新內(nèi)襯油管試驗方法、內(nèi)襯油管短節(jié)加工方法,完善縮徑穿管、恒溫定型、封頭翻邊工藝設計,研發(fā)具有知識產(chǎn)權的翻邊模具,通過創(chuàng)新地面結合性試驗方法,攻克基管與內(nèi)襯管夾層進水的問題,為有效治理油田油井偏磨、水井腐蝕和結垢提供了技術保障,推進了油田業(yè)務的長效發(fā)展。

        [1] 劉英,劉萍,陳成泗,等.超高分子量聚乙烯的特性及應用進展[J].國外塑料,2005,(11):3640.

        [2] 王海文,趙雷,楊峰,等.HDPE內(nèi)襯油管防治抽油機井桿管偏磨研究[J].石油礦場機械,2008,37(02):7477.

        [3] 劉漢成,郭吉民,謝江,等.基于三維井眼軌跡的內(nèi)襯管防偏磨技術研究[J].石油礦場機械,2014,43(04):1216.

        [4] 張學東.抽油機井油管判廢技術研究[D].大慶石油學院,2009.

        [5] 史春軒,趙中華,張新杰,等.注水井管柱腐蝕分析及防護措施的應用[J].石油礦場機械,2006,35(03):8789.

        TE934.1

        B

        10.3969/j.issn.1001-3842.2015.09.023

        1001-3482(2015)09-0089-04

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