時維才，姚 峰，金 勇，宋 奇，馬建杰，鄭 昕，崔永亮

(中國石化股份有限公司江蘇油田分公司 江蘇 揚州 225009)

0 引 言

由于CO2對原油的溶解降黏、膨脹增能、降低界面張力的作用和改善孔隙滲流能力的特性，已經(jīng)廣泛應(yīng)用于提高原油采收率。CO2驅(qū)油具有適用范圍廣、提高采收率顯著等優(yōu)點，不僅適用于常規(guī)油藏，尤其適用于低滲、特低滲透油藏。而且，CO2驅(qū)油的同時實現(xiàn)了自身的封存，減少了這種溫室氣體向大氣的排放，減緩了日益嚴峻的全球溫室效應(yīng)。因此，CO2驅(qū)油作為最有發(fā)展前景的提高采收率技術(shù)之一，得到快速發(fā)展。江蘇油田的儲量近70%為低滲、特低滲，提高水驅(qū)波及體積難度大，水驅(qū)采收率低，近幾年CO2驅(qū)油技術(shù)應(yīng)用規(guī)?？焖僭鲩L。

但是，腐蝕等因素造成的二氧化碳驅(qū)注采井管柱失效成為每個油田面臨的普遍問題，影響了二氧化碳驅(qū)工藝的大規(guī)模推廣。中原油田、吉林油田、大慶油田、華東油氣田、江蘇油田等CO2驅(qū)項目均出現(xiàn)了不同程度的腐蝕和管柱失效問題。近幾年各油田把CO2腐蝕作為主要的影響因素，圍繞CO2腐蝕規(guī)律及其破壞機理和腐蝕防護措施等開展了大量的研究[1-4]，目前CO2腐蝕與防護在CO2均勻腐蝕機理、耐蝕材料、緩蝕劑以及內(nèi)涂層技術(shù)等方面，均取得了很大的進步，均勻腐蝕問題得到了很大程度緩解。國內(nèi)一些油田對二氧化碳驅(qū)注采井管柱失效的原因也進行了一些分析并采取了一些預(yù)防措施[5-6]，但是二氧化碳驅(qū)注采井管柱失效問題并沒有得到根本解決。CO2驅(qū)與封存一體化、CO2的長期封存對井筒安全提出了更高要求，正確分析管柱失效原因并制定井筒長期安全運行對策具有重要意義。

1 江蘇油田CO2驅(qū)注采井管柱失效特征分析

1.1 江蘇油田CO2驅(qū)及管柱失效問題概況

江蘇油田二氧化碳驅(qū)注入井總計29口井，采油井總計57口井，注采井總計86口井，CO2注采井共有5口井發(fā)生管柱失效，失效井占比5.8%，其中套管斷裂2口(同時發(fā)生油管斷裂)、套管漏1口，油管斷2口，見表1。

表1 管柱失效井統(tǒng)計

1.2 管柱失效特征

1)油井管柱失效的位置處于井筒上半段，基本在距井口500 m范圍內(nèi)(H26-10上部800 m為加厚油管)。

2)油管腐蝕輕微，一般沒有明顯腐蝕坑，斷口較為齊整，表現(xiàn)為脆斷，如圖1、圖2所示。

圖1 注入井H26-4失效管柱

圖2 采油井H26-10失效管柱

3)管柱失效井套管壓力及二氧化碳含量較高，無論是注入井還是采油井，套管壓力大部分都在5 MPa以上,見表1所示。二氧化碳在采油井套管氣中的摩爾分數(shù)超過50%，圖3為采油井H26-5管柱失效前套管氣二氧化碳摩爾分數(shù)變化情況。

圖3 H26-5井CO2摩爾分數(shù)變化情況

2 CO2驅(qū)注采井管柱失效機理分析

2.1 腐蝕評價

腐蝕是管柱失效的重要因素，而溫度、壓力是影響CO2腐蝕的最敏感因素。腐蝕速率總體隨溫度、壓力的升高而升高，大約在5～10 MPa，60～70 ℃時達到峰值，然后由于鈍化膜的形成而有所降低，如圖4和圖5所示。因此降低腐蝕和管柱失效首先要加強注采井的溫度、壓力管控。盡管江蘇油田CO2驅(qū)實施區(qū)塊含水低，現(xiàn)場管柱沒有發(fā)生嚴重的系統(tǒng)性腐蝕，但是均勻腐蝕的發(fā)生同樣會降低管柱強度。

圖4 二氧化碳分壓對腐蝕速率的影響

圖5 溫度對腐蝕速率的影響

2.2 失效井管柱理化性能分析

對注入井H26-4失效管柱進行了理化性能測試分析。

2.2.1 斷口特征分析

利用MX-5超聲波測厚儀及游標卡尺在距離斷口5、20和35 cm處的0°、90°、180°、270°位置各測量1次壁厚，如圖6和圖7所示。在5、15、25和33 cm處的0°～180°、90°～270°、135°～315°、45°～225°方向各測1次外徑值。失效樣與未失效樣的壁厚均在5.14～5.86 mm之間，外徑均在73.50～73.56 mm之間，符合API 5CT—2018《套管和油管規(guī)范》要求。管柱有輕微腐蝕，但沒有發(fā)生嚴重的系統(tǒng)性腐蝕。

圖6 管段壁厚測量位置示意圖

圖7 管段截面壁厚測量位置示意圖

宏觀斷口整體呈平直狀，并可見明顯的裂紋源及瞬斷區(qū)，如圖8所示。由裂紋擴展走向可知，裂紋起源于管體外表面，沿壁厚方向由外至內(nèi)擴展直至失效，斷口整體呈脆性斷口特征。裂紋源區(qū)域均由若干個小的裂紋源匯聚而成，呈現(xiàn)多源、階梯狀、交替分布特征。

圖8 宏觀斷口分析結(jié)果

依據(jù)標準NB/T 47013.5—2015《承壓設(shè)備無損檢測第4部分:磁粉檢測》對失效管段與未失效管段進行無損檢測。在距斷口6～10 cm區(qū)域、160°方向存在螺旋狀裂紋；在距斷口12～21 cm區(qū)域、270°方向存在網(wǎng)狀裂紋，如圖9所示。失效管段除主斷口外，外壁存在非均勻分布、局部細密的二次裂紋。

圖9 失效管段磁粉探傷結(jié)果

2.2.2 力學(xué)特征分析

依據(jù) ISO 6892-1∶2016《金屬材料室溫拉伸試驗方法》對未失效管段進行拉伸性能測試，N80-1未失效管體屈服強度、抗拉強度及斷后伸長率波動較大，且均不符合API 5CT—2018《套管和油管規(guī)范》要求，見表2。此外，試樣2及試樣3屈服強度及抗拉強度遠低于出廠數(shù)據(jù)，推測為服役過程中萌生微裂紋導(dǎo)致其力學(xué)性能降低。

表2 N80-1未失效管體拉伸性能

依據(jù) ISO 148《鋼 夏比沖擊試驗(V 型缺口)》標準對失效管段與未失效管段進行沖擊性能測試，測試溫度為0 ℃。N80-1失效管非探傷裂紋處管體的沖擊吸收能量為14～15 J，明顯低于N80-1正常管體的沖擊吸收能量為24～25 J，見表3。推測主要由微裂紋的萌生引起材料力學(xué)性能的退化導(dǎo)致。

表3 N80-1失效管段與未失效管體沖擊性能

2.2.3 斷口腐蝕產(chǎn)物分析

斷口腐蝕產(chǎn)物分析如圖10所示。主斷口靠近管段外壁區(qū)域存在大量二次裂紋，二次裂紋附近腐蝕產(chǎn)物具有硫(S)元素。表明除CO2腐蝕外，還存在H2S應(yīng)力腐蝕開裂。通過對現(xiàn)場套管氣和產(chǎn)出液檢測，部分采油井確實發(fā)現(xiàn)了硫酸鹽還原菌(SRB)和H2S的存在。

圖10 斷口腐蝕產(chǎn)物分析

2.3 溫度壓力引起的管柱伸縮問題研究

在CO2氣體突破后采油井套管壓力明顯上升，部分采油井套管壓力上升到5～10 MPa，為降低高壓帶來的腐蝕問題及高壓本身的破壞性，需要釋放套管氣降低套管壓力，而在放氣過程中由于CO2節(jié)流帶來劇烈的溫度下降，從而引起管柱收縮，增大了管柱拉伸應(yīng)力，增加了管柱斷脫風(fēng)險，如圖11所示。

圖11 H26-10井生產(chǎn)曲線(修改)

利用張大同等以PR 方程、MBWR 方程、LKP方程為基礎(chǔ)擬合的不同相態(tài) CO2的焦-湯系數(shù)經(jīng)驗計算公式[7]，通過積分估算了壓力變化對應(yīng)的溫度變化。H26-4注氣壓力變化曲線如圖12所示。

圖12 H26-4注氣壓力變化曲線

焦-湯系數(shù)的定義式為：

(1)

式中：Di為焦-湯系數(shù)，℃/MPa；T為溫度，℃；p為壓力，MPa；H為焓，J/kg。

利用PR方程回歸的氣態(tài)CO2焦-湯系數(shù)經(jīng)驗公式：

Di=14.52-0.097 42T-0.124p

(2)

利用PR方程回歸的液態(tài)CO2焦-湯系數(shù)經(jīng)驗公式：

Di=0.130 4+0.177T-0.168 5p-0.020 2Tp

+0.022 63p2+0.000 651 9Tp2-0.000 805 9p3

(3)

利用 LKP方程回歸的超臨界態(tài)CO2焦-湯系數(shù)經(jīng)驗公式：

Di=75.7-0.539 1T-16.26p+0.027 49T2

-0.049 38Tp+1.313p2-0.000 351 6T3

+0.001 404T2p-0.003 938Tp2-0.028 15p3

(4)

表4為求得不同初始溫度下套壓從5 MPa下降到2 MPa、1 MPa和0.1 MPa引起的溫降。比如某CO2氣竄采油井油套環(huán)空CO2壓力達到5 MPa，初始溫度是50 ℃，通過節(jié)流放壓，在不考慮導(dǎo)熱的情況下，油套環(huán)空的溫度下降幅度則達到32.07 ℃。實際工況條件由于地層傳熱、套管氣組分變化等因素溫降會有所不同。

表4 壓力下降引起的溫度變化(初始壓力5 MPa) ℃

采油井套管間歇放氣、注氣井間歇注氣均會造成溫度壓力變化，引起的管柱伸縮，造成管柱應(yīng)力疲勞。圖13和圖14分別為管柱長度和拉伸應(yīng)力隨溫度變化的曲線，數(shù)據(jù)表明管柱拉應(yīng)力變化與溫度變化成正比，當溫度下降至30 ℃時，3 000 m的管柱收縮量即達到1.08 m，拉伸應(yīng)力達63.9 MPa。

圖13 管柱伸長量與溫度變化關(guān)聯(lián)曲線

圖14 拉伸應(yīng)力與溫度變化關(guān)聯(lián)曲線

2.4 CO2驅(qū)注采井管柱失效機理

根據(jù)以上研究分析和現(xiàn)場實踐總結(jié)了CO2驅(qū)注采井管柱失效機理：

1)管柱滲漏造成油套環(huán)空壓力升高引起的應(yīng)力損害和CO2腐蝕加劇、SRB滋生產(chǎn)生H2S引起的應(yīng)力腐蝕開裂、不穩(wěn)定注氣引起的應(yīng)力疲勞、低溫環(huán)境造成的鋼材韌性下降等多因素疊加作用導(dǎo)致了二氧化碳驅(qū)注入井管柱失效。

2)油套環(huán)空壓力過高是油井管柱失效的主要因素。套壓集中釋放導(dǎo)致溫度急劇降低而引起管柱拉伸應(yīng)力急劇上升、鋼材韌性下降，同時油井中的高CO2及H2S分壓造成的應(yīng)力腐蝕風(fēng)險也會增加。

3 CO2驅(qū)注采井管柱失效預(yù)防對策及效果

根據(jù)上文分析的管柱失效原因，從管材優(yōu)選、管柱優(yōu)化、運行管理等多方面制定鉆完井、注入、采出全流程的防護對策。

1)新井完井工藝設(shè)計

采用標準套管頭完井；防氣竄水泥漿返到井口；注入井表層套管下深大于600 m；采用氣密封加厚套管；采油井表層套管下深大于300 m。

2)注入管柱設(shè)計

注入井上部1 000 m3管柱采用Cr氣密封油管，下部采用N80氣密封油管，采用雙向錨定封隔器保護套管；油套環(huán)空充滿油基保護液或復(fù)配殺菌劑的緩蝕劑水溶液；井下工具鋼體采用13Cr材質(zhì)，密封件采用氫化丁腈橡膠。

3)采油管柱設(shè)計

對高含水井采用內(nèi)涂油管，低含水井采用普通N80油管；對井深大于2 500 m的油井上部1 000 m采用加厚油管；高含水井選用防腐蝕抽油泵；采油井油套環(huán)空添加緩蝕劑。

4)作業(yè)環(huán)節(jié)

注采井作業(yè)環(huán)節(jié)要充分考慮二氧化碳溫度變化對管柱伸縮的影響。注入井管柱入井后，根據(jù)計算的管柱收縮量上提管柱1～2 m，然后坐封封隔器。

5)注采工藝參數(shù)設(shè)計

注入溫度維持5 ℃以上；生產(chǎn)井維持套壓3 MPa以下；套管放壓速度小于1.0 Nm3/min；連續(xù)平穩(wěn)注氣。

通過全過程防護，特別是加強壓力、溫度管控，管柱失效問題得到有效緩解，一年來沒有新的套損發(fā)生。

4 結(jié) 論

1)管柱滲漏造成油套環(huán)空壓力升高引起的應(yīng)力損害和腐蝕加劇、硫酸鹽還原菌滋生產(chǎn)生硫化氫引起的腐蝕及應(yīng)力腐蝕開裂、不穩(wěn)定注氣引起的應(yīng)力疲勞、低溫環(huán)境造成的鋼材韌性下降等多因素疊加作用導(dǎo)致了二氧化碳驅(qū)注入井管柱失效。

2)油套環(huán)空壓力過高是油井管柱失效的主要因素。套壓集中釋放導(dǎo)致溫度急劇降低而引起管柱拉應(yīng)力急劇上升、鋼材韌性下降，同時油井高CO2及H2S分壓造成的應(yīng)力腐蝕風(fēng)險也會增加。

3)壓力、溫度管控對管柱失效問題的預(yù)防至關(guān)重要。同時，管柱失效預(yù)防需要對鉆完井、注入、采出全過程開展管材優(yōu)選、管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化、運行參數(shù)管理、注入環(huán)空保護液、添加緩蝕阻垢劑等多方面制定對策。