注水管防腐技術(shù)在青海油田的應(yīng)用

王建輝

（青海油田公司　井下作業(yè)公司　，青?！『Ｎ?16499）①

注水管防腐技術(shù)在青海油田的應(yīng)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(quán)的翻邊模具，通過創(chuàng)新地面結(jié)合性試驗(yàn)方法，攻克基管與內(nèi)襯管夾層進(jìn)水的問題，為有效治理油田油井偏磨、水井腐蝕和結(jié)垢提供了技術(shù)保障。

油管；內(nèi)襯；高密度聚乙烯；超高分子量聚乙烯；試驗(yàn)

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(dá)130℃。

1　技術(shù)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(shí)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(qiáng)度、耐環(huán)境應(yīng)力開裂性、抗快速開裂性，廣泛應(yīng)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(yàn)證明，高密度聚乙烯材料熔融時(shí)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(shí)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(shí)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(yàn)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(chǔ)建設(shè)完成，進(jìn)入現(xiàn)場試驗(yàn)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(fù)合材料，試驗(yàn)25次，現(xiàn)場提取數(shù)據(jù)記錄78413條，分析如下：

1） 試驗(yàn)用高密度聚乙烯復(fù)合材料性能不穩(wěn)定［2］，缺少關(guān)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(yàn)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(yàn)用高密度聚乙烯復(fù)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(yàn)樣本011786間隔48 h后的管壁內(nèi)部收縮反應(yīng)（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(jī)牙鉗作用形成的對應(yīng)的4個(gè)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(yàn)，內(nèi)襯管管端有伸縮現(xiàn)象，無法滿足技術(shù)協(xié)議耐高溫130℃的設(shè)計(jì)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(jī)設(shè)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(fù)空間受限，按照比例將定徑套擴(kuò)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(jì)算，反彈空間只有1．5～2．0 mm，依然無法滿足技術(shù)要求。

上述試驗(yàn)表明高密度聚乙烯復(fù)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(yàn)的基礎(chǔ)上，對現(xiàn)場的擠出機(jī)設(shè)備進(jìn)行更換，同時(shí)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(yàn)，取得最佳的恒溫箱加熱溫度參數(shù)。恒溫箱設(shè)置溫度65℃，加熱2h后進(jìn)行翻邊工藝，隨后進(jìn)熱煮池110℃熱煮12h，外界放置20d進(jìn)行拉拔試驗(yàn)（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(dá)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(shí)間，測量參數(shù)的變化規(guī)律，觀察試驗(yàn)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(shí)間范圍。

圖6　拉拔試驗(yàn)

2） 通過現(xiàn)場試驗(yàn)，更換翻邊加熱圈，增加加熱自動勻速旋轉(zhuǎn)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(jié)，攻克內(nèi)襯管狀態(tài)調(diào)節(jié)時(shí)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(jìn)水技術(shù)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(yàn)證內(nèi)襯管的承壓能力和變形情況，對內(nèi)襯管進(jìn)行地面加壓試驗(yàn)，如圖9。試驗(yàn)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(jìn)行翻邊，內(nèi)襯管露出6．75 m左右。將翻邊好的試驗(yàn)樣品一端連接絲堵，一端連接轉(zhuǎn)換接頭，進(jìn)行地面注水打壓試驗(yàn)，當(dāng)壓力上升到2．14 MPa時(shí)，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(dāng)壓力達(dá)到2．56 MPa時(shí)，內(nèi)襯管從中間部位爆裂，由此試驗(yàn)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(yán)重的油井油管必須經(jīng)過詳細(xì)的工藝檢測才可以使用［3］。

圖9　地面靜態(tài)加壓試驗(yàn)

密封機(jī)構(gòu)的特點(diǎn)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(yīng)確保基管內(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(yīng)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(biāo)準(zhǔn)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(jī)進(jìn)行靜水壓試驗(yàn)，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(yàn)，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(shí)縱向收縮率是縱向延長率的60%～80%，且成正比關(guān)系，成品不受室外環(huán)境變化等技術(shù)要求。

3　下井試驗(yàn)情況

切16-14-3井于2013-06補(bǔ)孔轉(zhuǎn)分注，2014-0521驗(yàn)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(yàn)封正常。

切12-8-10井201207轉(zhuǎn)注作業(yè)，2013-10換封作業(yè)，201403換封作業(yè)，此次施工因?yàn)槎?、三封不密封，井底最高溫度?5℃，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(yàn)封正常。

躍新35井注水井200908轉(zhuǎn)注分注作業(yè)，201405帶壓解封作業(yè)失敗，201406大修作業(yè)中進(jìn)行MIDS測井，該井本次安排進(jìn)行大修作業(yè)，進(jìn)行取換套，恢復(fù)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(jìn)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(bǔ)孔轉(zhuǎn)注，20140617驗(yàn)封，一封密封嚴(yán)，二、三封封隔器密封均不嚴(yán)，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(zhuǎn)注，2011-07混注作業(yè)后至今未動管柱，為避免長時(shí)間不動管柱造成大修，進(jìn)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(xiàng)

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(shí)，在井口進(jìn)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(yīng)增大，應(yīng)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(shí)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(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。

5　結(jié)論

通過現(xiàn)場不斷的試驗(yàn)，積累了豐富的試驗(yàn)數(shù)據(jù)和經(jīng)驗(yàn)，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(yàn)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(shè)計(jì)，研發(fā)具有知識產(chǎn)權(quán)的翻邊模具，通過創(chuàng)新地面結(jié)合性試驗(yàn)方法，攻克基管與內(nèi)襯管夾層進(jìn)水的問題，為有效治理油田油井偏磨、水井腐蝕和結(jié)垢提供了技術(shù)保障，推進(jìn)了油田業(yè)務(wù)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(yīng)用進(jìn)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(jī)井桿管偏磨研究［J］．石油礦場機(jī)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(shù)研究［J］．石油礦場機(jī)械，2014，43（04）：1216．

［4］ 張學(xué)東．抽油機(jī)井油管判廢技術(shù)研究［D］．大慶石油學(xué)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(hù)措施的應(yīng)用［J］．石油礦場機(jī)械，2006，35（03）：8789．

TE934．1

B

10．3969／j．issn．1001-3842．2015．09．023

1001-3482（2015）09-0089-04