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油气田开发中CO


第 26 卷   2 期           南 石 油 学 院 学 报           26   No. 2 第 Vol. 西   2004 年   月        Journal of Southwest Petroleum Institute             4 Apr 2004      文章编号 : 1000 - 2634 (2004) 02 - 0042

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油气田开发中 CO2 腐蚀研究进展
李春福 ,王 斌 ,张 颖 ,罗平亚
( 油气藏地质及开发工程” “ 国家重点实验室 ( 西南石油学院) ,四川 成都 610500)

摘要 : 综述了油气田开发中 CO2 腐蚀的存在形式及影响因素 ,分析了不同腐蚀状况的机理 ,针对超临界流状态下 CO2 的性质及腐蚀实际 ,提出超临界腐蚀的观点 。 关键词 : 腐蚀 ; 机理 ; 超临界腐蚀 中图分类号 : TE39           文献标识码 : A

   2 腐蚀是世界石油工业中一种常见的腐蚀类 CO 型 ,也是困扰我国石油工业发展的一个极为突出问 题 ,随着油井含水量的增加危害愈来愈大 。伴随深 层含 CO2 油气层的逐渐开发 ,CO2 驱油工艺的推广 , 油田的 CO2 腐蚀问题越来越突出 , 成为油田及石油 工业一个遽需解决的重要课题 。 关于 CO2 腐蚀 ,早在 1924 年就有报道 。在相同 的 pH 值下 ,由于 CO2 的总酸度比盐酸高 , 它对钢铁 的腐蚀比盐酸还严重 。1940 年提出的 CO2 腐蚀研究 报告认为 ,CO2 腐蚀最典型的特征是呈现局部的点 蚀、 癣状腐蚀和台地腐蚀 [1 ,2 ] ,其中 ,台地腐蚀是腐蚀 过程最严重的一种情况 。低碳钢在 CO2 中的腐蚀速 率有时高达 7 mm/ a ,厌氧条件下可高达 20 mm/ a [2 ] 。
CO2 引发钢铁的全面腐蚀和严重的局部腐蚀 , 使得

阴极腐蚀过程主要有两种反应[7 ] : ( 1) 非催化的氢离子阴极还原反应 CO2 + H2O → 2 CO3 H
H2 CO3 → + + HCO3 H HCO3 - → + + CO32 H

pH < 4 时   3O + + e → ad + H2O H H ( ad 代表基材表面吸附的粒子) 4 < pH < 6 时   2 CO3 + e → ad + HCO3 H H pH > 6 时   2HCO3 - + 2e → 2 + 2CO32 H ( 2) 表面吸附 CO2 ,ad ,氢离子的催化还原反应 CO2 ,sol → 2 ,ad  ( sol 代表溶液中的粒子) CO CO2 ,ad + H2O → 2 CO3 ,ad H H3Oad + + e → ad + H2O H H2 CO3 ,ad + e → ad + HCO3 ,ad H

管道和设备发生早期腐蚀失效并往往造成巨大的经 济损失和严重的社会后果 ,因此自 70 年代以来 CO2 腐蚀成为世界石油工业腐蚀与防护方面的研究热 点 [3 —5 ] 。

H2 CO3 ,ad - + H3O + → 2 CO3 ,ad + H2O H

两种阴极反应的实质都是 CO2 溶解后形成的
HCO3 - 电离出 H + 的还原过程 。总的腐蚀反应为 CO2 + H2O + Fe → FeCO3 + H2 1. 2   局部腐蚀机制

1  常规 CO2 分压概念下的腐蚀机理
1. 1   全面腐蚀机制

Ξ

腐蚀的阳极反应为 [6 ] :
Fe + OH - → FeOH + e FeOH → FeOH + e FeOH → Fe
+ 2+ +

一般认为 ,CO2 遇水后 , 部分溶解于水 , 溶解量 主要取决于压力与温度 。溶液中的 CO2 浓度和 CO2 分压成一定比例 ,即 [ CO2 ] = H?CO2 。溶解在水中的 p
CO2 和水反应生成碳酸 , 碳酸和铁的反应促使了钢

材的腐蚀 :


+ OH

Fe + H2 CO3 → FeCO3 + H2

Ξ 收稿日期 : 2003 - 04 - 24

基金项目 : 四川省教育厅自然科学基金项目 (2003A214) 。 作者简介 : 李春福 (1947 - ) ,男 ( 汉族) ,河北深泽人 ,教授 ,主要从事纳米材料应用 、 高温高压的腐蚀与防护等研究 。

第 2 期               李春福等 :   油气田开发中 CO2 腐蚀研究进展   但是 溶 液 中 的 FeCO3 绝 大 部 分 是 以 H + 和
HCO3 存在的 ,因此 ,反应生成物中的大多数物质不
-

43

是 FeCO3 ,而是 Fe ( HCO3 ) 2 。Fe ( HCO3 ) 2 高温下不稳 定并分解为 : Fe ( HCO3 ) 2 → FeCO3 + H2O + CO2 实际上 , CO2 腐蚀多是一种典型的局部腐蚀 ,往 往表现为全面腐蚀和典型的沉积物下方的局部腐蚀 共同作用 ,腐蚀产物碳酸盐或不同的生成膜在钢铁 表面不同区域的覆盖程度不同 , 不同覆盖度的区域 之间形成了自催化作用很强的腐蚀电偶[8 —9 ] , CO2 的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果 。这一机 理也很好地解释了水化学的作用和在现场一旦发生 上述过程时 ,局部腐蚀会突然变得非常严重等现象 。 1. 3   2 分压概念下的腐蚀动力学 CO 在常规条件下对于 CO2 腐蚀 ,Waard2Milliams 在大气环境中将试样置于搅拌溶液中 , 以实验室测
[10 ]

此 ,有人提出了 30 %含水量是作为油水混合流体是 否发生 CO2 腐蚀的一个判据 ,当然 ,这与油的成分有 关 。由于水 、 2 、 CO 原油 ( 烃类 ) 三元系中组元相互作 用 ,使钢材产生溶解腐蚀 。Waard 等[10 ] 认为在饱和 CO2 溶液中 ,原油对 CO2 的腐蚀会带来有益的影响 ,
Wicks 、 Fraster 的研究结果表明 ,在输送管道中水被原

油夹带 ,钢表面吸附的是油而不是水 ,因此钢材不会 腐蚀 。但水量如果过多 , 钢表面吸附水后使腐蚀速 率提高 ,Lotz [11 ] 等的工作表明原油 中 至 少 可 接 纳 30 %水 。但这些研究也是基于 CO2 分压概念下完成 的 ,对油水混合介质条件下出现急剧 CO2 腐蚀的水 含量以及高温高压下水含量对 CO2 腐蚀影响尚不清 楚 ,有待进一步开展研究 。
2. 2   2 分压及系统总压对腐蚀形貌的影响 CO

得数据为基础 ,建立了腐蚀动力学模型 : lg V = 0 . 67 pco2 + C

在影响 CO2 腐蚀的诸多因素中 , 国内外学者普 遍认为 CO2 分压起着决定性作用 。由 CO2 分压概念 下的腐蚀动力学可知 , 当温度一定时 , pco2 值越大 , 材料的腐蚀就越快 。 Lohodny2Sarc [20 ] 等对气井的研究表明 : pco2 > 0. 生。

式中 V 为腐蚀速度 , pco2 为 CO2 分压 ,C 为与温度有

关的常数 。这一模型重点考察了 CO2 浓度对腐蚀速

21 MPa 时 , 将会发生严重的 CO2 局部腐蚀 ; pco2 在 0. 0483 MPa~0. 21 MPa 时 , 易发生不同程度的小孔

率的影响而未考虑其它因素 ,有一定局限性 ,它更适 于 pco2 小于 0. 2 NPa ,温度小于 60 ℃ 的层流介质 。在 温度大于 60 ℃、 2 分压较高情况下 ,计算数值高于 CO 观察到的实验数值 。Waard 等
[10 ]

腐蚀 ; pco2 在 0. 021MPa~0. 0483 MPa 时 ,发生全面均 匀腐蚀 ; pco2 < 0. 021 MPa 时腐蚀不会发生或很少发 实验证实 , 在 3 %NaCl 水溶液中温度为 298. 15 K、 15K 时 , pco2 对腐蚀速率的影响最大 ( pco2 为 353.

以油田现场得到的

数据 ,考虑到多种因素 ,建立了更切实际的腐蚀速率 计算公式 : lg V = 5 . 8 - 1710/ T + 0 . 67lg p co2

3 MPa) 。随着 pco2 增大 ,碳钢及低合金钢的腐蚀速率

2  常规 CO2 分压概念下 CO2 腐蚀的影

响因素

迅速增大 , 在 353. 15K 时腐蚀速率最大 , 达到 38. 5 mm/ a 。CO2 的腐蚀伴随氢去极化过程进行 , 由溶液 本身的水合氢离子完成 ,当 pco2 值高时 ,由于溶液碳 酸浓度高 ,从碳酸中分解的 H + 浓度必然高 , 因而腐 蚀加速 。
2. 3   温度的影响

影响 CO2 腐 蚀 的 因 素 很 多 , 下 面 讨 论 无 大 量 H2 S 条件下各具体因素对 CO2 腐蚀的影响 。

2. 1   介质中 H2O 含量对腐蚀的影响

CO2 腐蚀离不开水对钢铁表面的浸润作用 , 因

此 ,水在介质中含量是影响 CO2 腐蚀的重要因素 ,当

然这些腐蚀与介质的流速与流动状态有关 。一般来 说 ,油藏中的油水混合介质在油气井流动过程中会 形成乳化液 ,当油中含水 < 30 %时 ,会形成油包水型 乳液 , 发生 CO2 腐蚀倾向较小 ; 当水含量 > 40 %时 , 会形成水包油乳液 , 发生 CO2 腐蚀的倾向加大 。因

温度对 CO2 腐蚀的影响 , 很大程度表现在温度 对腐蚀产物保护膜生成的影响上 。很多研究表明 , 在 60 ℃ 附近 ,CO2 腐蚀动力学有质的变化 。由于 Fe2 CO3 溶解度随温度升高而下降 , 在 60 — ℃间 , 钢 110 表面形成一种具有保护性的腐蚀产物 — FeCO3 膜 , 使腐蚀速率出现过渡区 , 此温度区间内局部腐蚀突 出 ;在 60 ℃ 以下 ,材料表面不能形成保护膜 , 钢的腐 蚀速率出现一个极大值 ; 而在 110 ℃或更高的范围 内 ,可发生反应 :

44 3Fe + 4H2O → 3O4 + 4H2 Fe

西南石油学院学报                     2004 年
Cl - 对合金钢和非钝化钢的影响效果不同 ,它可导致

因此在 110 ℃ 附近出现第二个极大值 ,表面产物 层变成掺杂 Fe3O4 的 FeCO3 膜 , 且随温度升高 Fe3O4 的含量增加 。李桂芝等 [13 ] 采用 N80 钢在不同温度 不同转速下的极化曲线描述动态腐蚀行为 , 发现在 恒定转速下 N80 钢在流动水介质中的腐蚀电流密度 随温度升高而增加 ,阳极溶解过程加速 ,阴极还原电 流密度增加 , 在 70 ℃ 时达最高值 ; 高于 70 ℃,N80 钢 表面形成 FeCO3 膜 , 阻碍了阳极溶解阴极还原的过 程 ,反而使腐蚀速率降低 。总之 , 根据温度的影响 ,
Fe 的 CO2 腐蚀可分为 4 种情况 : (1) 温度在 < 60 ℃时 , 腐蚀产物膜为 FeCO3 , 软

合金钢的孔蚀 、 缝隙腐蚀等局部腐蚀 。对溶液中 2+ Fe 数量 , Hausleer [18 ] 等认为 , 增加溶液中的 Fe2 + 浓 度 ,将提高保护膜的渗透率 ,膜生长速度大于膜溶解 速度 ,致使膜持续增厚 ,将大大降低腐蚀速率 。 pH 值升高将使 H + 含量降低 , 原子 H 形成速率 降低 ,腐蚀放慢 。研究表明 ,pH 值不仅是 CO2 分压 和温度的函数 ,而且还和 CO2 含量以及水中 Fe2 + 及 其他离子浓度有关 。在除 O2 的纯水中 ,若无 Fe2 + 等 离子 , CO2 溶于水后可使 pH 值显著降低并具很强 的腐蚀性 ; 而在同样的温度和 CO2 分压下 , Fe2 + 增 加 30 ppm 就可使水的 pH 值从 3. 9 增加到5. 1 [19 ] ,这 个作用相当于变化 pco2 几个大气压的效果 。Videm
K[14 ]进行的电化学测试表明 , 当 pH 在 4 — 时 , 6 CO2 饱和溶液中裸钢的阴极电流密度 ( 即腐蚀速率 )

而无附着力 ,金属表面光滑 。 ( 2) 温度在 60 ℃ 110 ℃ 与 之间时 ,Fe 表面生成有 一定保护性的腐蚀产物膜 FeCO3 ,局部腐蚀突出 。 (3) 温度在 110 ℃ 附近 , 均匀腐蚀速度高 , 局部 腐蚀严重 ( 深孔 ) , 腐蚀产物为厚而疏松的 FeCO3 粗 结晶 。 ( 4) 温度大于 150 ℃, 生成致密附着力强的 Fe2 这已被 Ikeda 等[5 ] 的研究证实 。
HCO3 - 、 - 等离子外 , 还含有 O2 、 2 S 、 2 等 , 溶液 Cl H CO

CO3 和 Fe3O4 膜 ,腐蚀速率较低 。 2. 4   溶液成份的影响

高于相同 pH 值 N2 饱和溶液中的阴极电流密度 ( 即 腐蚀速率) 。这表明此时 CO2 对腐蚀的影响不仅体 现在 PH 值对腐蚀的影响上 , 也体现了 CO2 对裸钢 腐蚀的催化机制 。 O2 和 H2 S 、 2 在油气开采中相伴存在 。H2 S 可 CO 形成 FeS 膜 ,引起局部腐蚀 ,导致氢鼓泡 、 硫化物应 力腐蚀开裂 ( SSCC) ; H2 S 和 CO2 共存引起应力腐蚀 开裂 ( SCC) 。用 pco2 / p H2S 可以判定腐蚀事故是 H2 S 造成的酸性应力腐蚀还是 CO2 引起的 “甜性” 坑蚀 : 当 pco2 / pH2S > 500 时为 CO2 腐蚀 ; 当 pco2 / pH2S < 500 时则主要为 H2 S 腐蚀 。
Mcintire G 等 [20 ] 研究证明 ,当钢铁表面未生成保

油 田 水 中 成 分 复 杂 , 除 含 有 Ca2 + 、 2 + 、 Mg

中 成 分 及 含 量 对 CO2 腐 蚀 有 很 大 的 影 响 。
VidemK[14 ] 认为 ,HCO3 - 离子的存在会降低钢材的腐

蚀速度 , 抑制 FeCO3 的溶解 , 促进 钝 化 膜 的 形 成 ;
HCO3 或 Ca
2+

等共存时 , 可使钢表面形成具有保护

功能的膜并降低腐蚀速率 ,但 Ca2 + 单独存在时却加

大腐蚀速率 。Palacios CA[15 ] 认为溶液中存在的阴 、 阳离子影响钢材表面腐蚀产物膜的形成及形成膜的 特性 , 进而影响腐蚀性能 ; 姚晓[16 ] 研究了溶液成份 对 CO2 腐蚀的影响 ,认为当 pCO2 = 0. 05~0. 1 MPa 且 有地层水存在时 ,将地层水中 Ca2 + 、 3 - 离子的摩 HCO

护膜时 , O2 含量的增加使碳钢腐蚀速率增加 ; 如钢 铁表面已生成保护膜 ,则 O2 的存在几乎不影响碳钢 的腐蚀速率 。在饱和的 O2 溶液中 , CO2 的存在会极 大提高腐蚀速率 , 此时 CO2 在腐蚀中起催化剂的作 用。 2. 5   流速的影响 在油气开发及输送过程中 , 流速对 CO2 流体流 动状态有影响 。流速增大 , 使 HCO3 - 、 + 等去极化 H 剂更快地扩散到电极表面 ,使阴极去极化增强 ; 同时 腐蚀产生的 Fe2 + 离子迅速离开金属表面 , 使腐蚀速 率增大 。流动中流体产生的切向力 : τ = 0 . 0395Re - 0. 25ρ 2 v w τ —切应力   m2    —雷诺常数 N/ Re w ρ—流体密度   cm3   v — g/ 流速   s m/ 流动的气体或液体除使设备承受一定的冲刷

尔浓度乘以其电价数后相比 ,当比值小于 0. 5 时 ,腐 比值在 0. 5~1000 时 ,发生严重腐蚀 。

蚀速率很低 ; 当比值大于 1 000 时 ,腐蚀速率中等 ; 当 一般说来 , 地层水中所含的 Cl - 本身不产生腐

蚀 ,但由于其迁移率很高 ,往往作为催化剂大大促进 的 Cl - 将增强对钢产生点蚀的可能性 ,同时 Cl - 还将

CO2 腐蚀的发展 。Massamare 等的实验证明 , 溶液中

破坏保护膜的稳定性 , 使钢材腐蚀速率提高 ; 同时

第 2 期               李春福等 :   油气田开发中 CO2 腐蚀研究进展   力、 促进腐蚀反应的物质交换外 ,还将抑制致密保护 膜的形成 ,影响缓蚀剂作用的发挥 ,尤其是在材料内 壁已不光滑的条件下 , 局部的流速可能远远高于整 体流速 ,而且还可能出现紊流 , 破坏已形成的保护 膜 ,使腐蚀速率加大 。Nesic S 等 [21 ] 在充分的实验数 据基础上 ,给出腐蚀速率随流速增大的经验公式 CR = B ×vn 式中 , CR 为腐蚀速率 , v 为流速 , B 为一常数 , n 为指 数 , 多数情况下 n 取为 0 . 8 。 吴成红等 [22 ] 测定了 pH = 5. 0 时碳钢在油田采出 CO2 水流动环境 ( 带砂砾 ) 中腐蚀数值发现 : 高流速 ( 大于 1. 22 m/ s) 下金属腐 蚀率较高 , 中速 ( 0. 61 ~ 1. 22 m/ s) 金属表面形成点 蚀 ,而低速 ( 小于 0. 61 m/ s) 下金属腐蚀率更低 。对 产生以上结果的原因 ,吴成红认为 : 液体流速在冲刷 腐蚀中起重要作用 , 流速增大增加 CO2 等气体与钢 表面接触的量 ; 减少保护膜的厚度 ,使 Fe2 + 离子向腐 蚀产物的转移增大 。 研究表明 ,流速的提高并不都带来负面效应 ,它 与腐蚀 速 率 的 影 响 和 碳 钢 的 钢 级 有 关 。张 忠 铧 等 [23 ] 通过对 C90 、 、 等钢的研究发现 ,C90 和 2Cr L80 2Cr 钢均有一个取决于钢级和腐蚀产物性质的临界 流速 , 高于此流速 , 腐蚀速率不再变化 ; 而 L80 钢随 流速提高点蚀速率降低 。他们认为这和腐蚀产物 Fe3 C 和 Fe3O4 的形成有关 , 高流速影响 Fe2 + 的溶解 动力学和 FeCO3 形核 , 形成一个虽薄但更具保护性 的薄膜 ,因而 ,提高流速反而使腐蚀速率降低 。 2. 6   合金元素的影响 传统研究认为 , 温度较低时 , 随 Cr 含量的增加 腐蚀速度随之降低 ,但最近研究表明并非如此简单 。 Ikeda [5 ] 等人认为 ,不同 Cr 含量在不同温度存在一个 最大的应力腐蚀速率 ,而且此温度随 Cr 含量的升高 向高温方向移动 ; 此外不含 Cr 钢和含 Cr 量至 5 %的 钢种 , 在 200 ℃时 , 其腐蚀速率出现了一个最小值 。 Ikeda 同时认为 , 一定含量的 Cr 可以降低 CO2 的腐 蚀速率 ,但在某些特定环境和材料共同作用下 , CO2 的腐蚀抗力将降低 。值得注意的是 ,当 Cr 含量较高 时 ,局部腐蚀的倾向将随之加大 。Nice 等人研究了 低碳钢在 CO2 腐蚀介质中合金元素的作用行为 ,结 果表明 ,加入 0. 5 %Cr 后钢的腐蚀速率降低了一倍 多 ,而加入 0. 2 %Cu 后腐蚀速率明显提高 ; S 、 对腐 P 蚀速率则没有影响 。进一步研究发现 ,Cr 提高钢耐 CO2 腐蚀性能主要是因为表面形成稳定的膜以及膜 的自修复能力所致 。

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Ni 的加入通常能提高高合金钢材的耐 CO2 腐蚀

性能 。添加 9 %Ni 的钢材已用于高 CO2 分压环境 。
Cr2Ni 钢在 Cr 含量为 12 %时对 CO2 的腐蚀抗力很高 Waard [10 ] 建立的腐蚀动力学模型描述了 CO2 分 ,即使在 CO2 分压很大时也一样 , 但在环境中出现

Cl - 时 , 便会产生点蚀和缝隙腐蚀 , 而在低合金领

域 ,Ni 则没有明显影响 。

目前在抗 CO2 腐蚀的选材上 ,国际上普遍采用

加入能提高合金热力学稳定性和直接阻滞阳极过程 的高 Cr 、 等元素 ( 如 13Cr2Mo6Ni 、 ~ 25Cr 等价 Ni 22 格昂贵的不锈合金钢 ) , 从而使材料表面腐蚀结构 形成较快并形成一个或几个原子层厚度的高稳定合 金组元含量的表面保护层 。

3  超高温高压下 CO2 的腐蚀

压对腐蚀速率的影响 。所谓 CO2 分压 , 张学元 [24 ] 明 确指出 : 井下 CO2 分压 = 饱和压力 ( 或流压 ) × CO2 百分含量 。 然而实际生产条件下 , 由于 CO2 易溶于水 ,0. 1

MPa 压力下其饱和水溶液中所溶 CO2 体积与水体积

比随温度而变 。CO2 溶解度和压力有关 , 压力低于
0. 5 MPa 时 ,溶解度与压力成正比 ,超过 0. 5 MPa 时 ,

由于 H2 CO3 的形成 , 压力增大时 , 溶解度的增幅加 大 。在地藏深处 ,特别是在压力大于 7. 39 MPa 、 温度 ( Supercritical 高于 304. 21 K 时 , CO2 以超临界流体
Fluid) 状态存在 [25 ] ,远远偏离了理想气体条件 , 道尔

顿分压定律不能成立 ; 油气井井下压力用地层压力 表述较适宜 ,饱和压力较难准确定义 ,更恰当的表述 方法应是 CO2 在系统中所占的摩尔分数及系统总 压 ,两者共同作用 ,影响 CO2 在水或油水介质中的溶 解度 ,进而影响溶液的 pH 值 , 对此问题的研究国际 上尚属空白 。2002 年 , 笔者领导的 “油气田开发中
CO2 腐蚀机理与防护措施” 研究小组 , 分别对油套管

钢在 CO2 含量 4 %摩尔分数和油气田采出水介质中 进行了 8 MPa 、 MPa 、 MPa 、 MPa 、 MPa 压力 14 24 36 39 下 ,80~160 ℃ 温度范围内油套管钢 CO2 腐蚀及其产 物膜的研究 ,业已证明在 8~39 MPa 、 ~160 ℃、~ 80 4
144 h 范围内 ,腐蚀产物膜随着压力增加厚度增长逐

渐减缓 , 到 30 MPa 以上 CO2 腐蚀产物膜在 8 h 内迅 速形成 ,且不再增厚 ,且此时腐蚀产物膜是由晶粒尺 度较 1~2 MPa CO2 分压下晶粒尺度小 1~2 个数量

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西南石油学院学报                     2004 年
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级的 FeCO3 晶体组成 , 但对这种高压高温条件下腐 蚀产物膜的组织结构及力学 、 物理性能的研究国内 外尚未开展 ,且在这种超临界条件下 ,CO2 腐蚀产物 膜的形成机制 、 生长机制 、 对基体覆盖度以及对钢材 保护程度 、 腐蚀产物膜的破坏条件的研究都尚处于 空白 。 自 70 年代对二氧化碳腐蚀研究成为热点以来 , 人们对二氧化碳腐蚀的主要影响因素 、 腐蚀规律 、 破 坏机理和腐蚀防护措施进行了广泛研究 , 为这类油 气田的开发提供了效果明显的腐蚀防护专项技术 , 获得较好的实用效果 。然而实际工程应用上二氧化 碳腐蚀与防护还有大量遽待解决的问题 , 需要理论 上研究突破 ,开展油气田 CO2 腐蚀规律及防护技术 研究仍是我国石油天然气工业发展的迫切要求 , 对 降低开采成本 , 提高油气井及相关设备寿命具有重 要意义 。

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No 2                  Journal of Southwest Petroleum Institute
well drilling should be along with in2situ horizontal stress. sand production ; finite element BASIN, Y UN NAN PROVINCE 2004 ( ISSN 1000 - 2634 , IN CHIN ES E) avoid continuously stimulating gas well. basin ; Bao Sahn basin ACCEL ERATED PRESSURE CONDITION xia , YIN
( ISSN 1000 - 2634 , IN CHIN ES E)



Key words : well deviation ; well azimuth ; sand reservoir ;

A PROBE OF SHALLOW TERTIARY GAS FORMATION PROD UCTION LAW IN L U L IANG AND BAO SHAN WANGNen2fan ( Southern Exploration and Development Com2 Shallow gas formation production law is probed by taking the Key words : shallow gas field ; production law ; Lu Liang ANALYSIS , Shengtuo oilfield have expoited more than 30 years , the Wen2jun , et al.
JOURNAL OF SOUTHWES T

pany , SINOPEC , Kunming Yunnan 650200 ,Chian) JOURNAL OF
SOUTHWES T PETROL EUM INS TITUTE , VOL . 26 , NO. 2 , 29 - 33 ,

shallow Tertiary gas formation production as example , as well as

combining the experiences of shallow gas formation production from

( ture gas reservoirs. Aimed at “the three2low characteristics ” low production , the principle is put forward to improve well pattern and justment and potential’ digging is very difficult. The potential area s el2layer , analysis the potential area of reservoir from the pressure is a new attempt. Based on the analysis of pressure condition of unit potential ’ digging of Ultra2high water period reservoir , sum up sev2 s eral conclusion and suggestions , these conclusion and suggestions have taken good effect on the practice of exploitation of Ultra2high 8325 in second zone of shengtuo oilfield , conduct the adjustment and COND UCTED THE ADJUSTMENT AND POTENTIAL DIG 2
PETROL EUM INS TITUTE , VOL . 26 , NO. 2 , 34 - 37 , 2004

of the anisotropic reservoir often distributed in the low2pressure2lev2

water period reservoir. This article has reference value of the ex2

ally , the shallow gas formations are of smaller size , lower gas col2 umn , loose pay zone and water production ; in production , the ble production , and they are easy to produce water and sands , the GING OF UL TRA2 HIGH WATER PERIOD RESERVOIR LI Guang2quan ( Shengli Geological Research Institute , Shengli

production law clearly differs from middle2deep whole package struc2 er water production easier well bore liquids accumulation and sands

Oilfield Co Ltd , Dongying Shandong 257051 , China ) , CUI Hong2 anisotropism of interlayer and innerlayer is very serious and the ad2

reservoirs have a very short time in without water production and sta2

home and abroad , to guide the production correspondingly. Gener2 daily output , low gas production rate and low gas recovery) , quick2

ology and Exploitation , Southwest Petroleum Institute , Chengdu Sichuan 610500 , China ) , WANG Bin , ZHANG Y , et al. ing
NO. 2 , 42 - 46 , 2004 ( ISSN 1000 - 2634 , IN CHIN ES E) JOURNAL OF SOUTHWES T PETROL EUM INS TITUTE , VOL . 26 ,

ploitation of Ultra2high water period reservoir. drop analysis ; anisotropic reservoir FLOW analysis in low permeability reservoirs. FIELD EXPLOITATION FOAM D RILL ING FL UIDS

Key words : Shengtuo oilfield ; pressure analysis ; pressure

WELL TEST ANALYSIS OF SL UG FLOW IN COMPOSITE RESERVOIRS OF LOW2 VELOCITY NON DARCY FL UID 2 - 41 , 2004 ( ISSN 1000 - 2634 , IN CHIN ES E) - 49 , 2004 ( ISSN 1000 - 2634 , IN CHIN ES E) Key words : Non2Darcy flow ; composite reservoirs ; slug flow ; Key words : corrosion ; mechanism ; supercritical corrosion

OF SOUTHWES T PETROL EUM INS TITUTE , VOL . 26 , NO. 2 , 38

percritical condition was presented in the paper.

tion of this model was gotten in Laplace space with Laplace transfor2 lution was gotten by convenient Stehfest’ numerical Laplace reverse s transformation. The new type curve of the model was also obtained. The model described in this paper can be used for slug well test tors of CO2 corrosion in oil/ gas field exploitation. The mechanism of ly the most common method used to determine the foam half2life is the conventional measuring cylinder method which is simple and DST well test ; mathematical model ; gradient of kick2off pressure different corrosions was also analyzed. A viewpoint of supercritical A NEW METHOD ON ANALYZING THE STABIL ITY OF
OF SOUTHWES T PETROL EUM INS TITUTE , VOL . 26 , NO. 2 , 47

wellbore radial model of this kind of well test was derived , the solu2 RESEARCH PRO GRESS OF CO2 CORROSION IN OIL/ GAS 610500 , China ) , PU Xiao2lin , LUO Xing2shu , et al. JOURNAL drilling mud is the foam stability , that is the foam half2life. Current2 LI Xiao2ming ( Southwest Petroleum Institute , Chengdu Sichuan The most important factor for evaluating the capability of foam

mation and special physical equations theory , then the real space so2 corrosion toward the characters and corrosion facts of CO2 in the su2 LI Chun2fu ( State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Ge2 This paper summarized the existing forms and influencing fac2

300452 , China) , J IA Y 2lu , LIU Chang2yin , et al. JOURNAL ong

media of Non2Open flow wells in composite reservoirs , the effective

JANG Wei2jun (Oil Production Corp of Bohai Oil Field , Tianjin

Based on the low2velocity non2darcy fluid flow theory in porous


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