黃曉蒙，王 磊，許晶晶，路海偉，邢麗潔

中國(guó)石油冀東油田分公司，河北 唐山063004

引言

冀東油田高5 區(qū)塊位于高深北區(qū)高北斷層的上升盤，為兩條斷層所夾持的斷鼻斷塊，斷塊內(nèi)部無斷層，構(gòu)造相對(duì)整裝。該區(qū)塊的原始地層壓力為39.23～58.01 MPa，壓力系數(shù)在1.22～1.53，屬于異常高壓油藏，并且區(qū)塊的埋深一般在3 600～4 200 m，存在井下壓力大、井況復(fù)雜的特點(diǎn)。近年來，冀東油田高5 區(qū)塊的生產(chǎn)遇到了產(chǎn)量遞減、含水率上升、水驅(qū)動(dòng)用難等問題。為了提高采收率，擬利用現(xiàn)有的注采井網(wǎng)開展注氮?dú)夤に囇芯?，穩(wěn)定產(chǎn)能并保證安全生產(chǎn)。

20 世紀(jì)80 年代，美國(guó)、加拿大等國(guó)家就開始了大規(guī)模的注氮?dú)忾_發(fā)礦場(chǎng)試驗(yàn)，得益于制氮工藝的進(jìn)步，注氮開發(fā)工藝很快進(jìn)入到了實(shí)際操作階段[1-2]。20 世紀(jì)90 年代初，中國(guó)各大油田相繼開始了氮?dú)獠捎拖嚓P(guān)技術(shù)的研究，1994 年，雁翎油田注氮?dú)馓嵘墒章实脑囼?yàn)取得了令人滿意的增油效果[3-4]。江漢油田于1997 年在國(guó)內(nèi)首先開啟了大規(guī)模注氮?dú)忾_發(fā)的試驗(yàn)，注氮?dú)庠囼?yàn)井組增油量超過5 萬余噸，奠定了國(guó)內(nèi)氮?dú)怛?qū)采油技術(shù)的領(lǐng)先地位[5]。進(jìn)入21 世紀(jì)，國(guó)內(nèi)外各大油田陸續(xù)進(jìn)行了大量的氮?dú)怛?qū)實(shí)驗(yàn)和模擬計(jì)算研究，氮?dú)獠捎图夹g(shù)發(fā)展迅速。Bemani 等針對(duì)阿曼地區(qū)的層狀砂巖油層展開了室內(nèi)巖芯模擬實(shí)驗(yàn)并進(jìn)行了數(shù)值模擬，兩種實(shí)驗(yàn)均表明注氮?dú)獠捎图夹g(shù)可大大改善該油層采收率低的問題[6]，在地面條件下研究了天然裂縫型油層的氮?dú)怛?qū)采收率變化，針對(duì)較低溫氮?dú)馓崆耙绯龅膯栴}進(jìn)行了恒溫環(huán)境下的油層模擬，結(jié)果表明，油層中其他氣體的存在會(huì)對(duì)氮?dú)夥植己陀蜌獠墒章十a(chǎn)生較大的影響。Rios 等針對(duì)氮?dú)怛?qū)對(duì)巖石潤(rùn)濕性的影響討論了最佳氮?dú)庾⑷霑r(shí)機(jī)[7]?；萁〉葹榱私鉀Q塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)后存在的剩余油問題，開展了注氮?dú)饽M室內(nèi)研究和礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示注氮?dú)馔掏履苁故Ｓ嘤偷玫接行У膭?dòng)用[8]。針對(duì)注氮?dú)膺^程中管柱存在的腐蝕問題，Yépez 等指出由于氧的侵入，即使較輕微的腐蝕環(huán)境管柱也會(huì)發(fā)生嚴(yán)重的腐蝕[9]。鄭華安等在分析了某氮?dú)庾鳂I(yè)井油管的斷裂事故以后得出結(jié)論，氮?dú)馑鶖y帶的氧氣是油管短期內(nèi)斷裂的主要原因[10]。張江江等發(fā)現(xiàn)了塔河油田的注氮?dú)饩诓煌a(chǎn)時(shí)期的腐蝕情況存在明顯的差異，注氮?dú)庾鳂I(yè)時(shí)造成井口及管柱腐蝕的主要原因是氧氣和流速[11]。

綜合來看，現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)外科研人員對(duì)氮?dú)獠捎图夹g(shù)進(jìn)行了大量研究并積累了豐富的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，注氮?dú)獠捎蛯?duì)于提升采收率的積極作用已在國(guó)內(nèi)外獲得了普遍的認(rèn)可[12-13]。然而，針對(duì)注氮?dú)饩墓苤熬谘b置設(shè)計(jì)尚未引起足夠的重視。

本文通過模擬工況條件下的高溫高壓動(dòng)態(tài)腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)明確各材質(zhì)管柱的腐蝕速率，優(yōu)選管柱材質(zhì)并利用自編程序選擇避免沖蝕發(fā)生的合適油管尺寸。在此基礎(chǔ)上，對(duì)管柱的剩余強(qiáng)度和服役壽命進(jìn)行了評(píng)價(jià)并提出了合理的注氮?dú)饩苤c井口裝置方案。

1 注氮?dú)饩哺g模擬實(shí)驗(yàn)

1.1 腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)方法及裝置

為了模擬注入工區(qū)可能遇到的極端腐蝕環(huán)境，進(jìn)行高溫高壓腐蝕模擬動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)時(shí)，設(shè)置了比現(xiàn)場(chǎng)工況更為嚴(yán)苛的實(shí)驗(yàn)條件。實(shí)驗(yàn)溫度參數(shù)最高設(shè)定為160°C，注入氮?dú)鈮毫?shù)設(shè)置為50～70 MPa。由于工業(yè)級(jí)的氮?dú)夂趿科毡檩^高，氧氣在同一環(huán)境中對(duì)管柱造成的腐蝕損傷遠(yuǎn)高于CO2/H2S 對(duì)管柱造成的腐蝕[14-17]。為了探究氧對(duì)管柱的影響，將氧濃度參數(shù)設(shè)置為1%、4%、8%、12% 和15%。研究試樣選擇冀東油田常用的注氣工具材質(zhì)N80、P110、35CrMo、42CrMo、3Cr、13Cr。實(shí)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)參照J(rèn)B/T 6073《金屬覆蓋層實(shí)驗(yàn)室全浸腐蝕試驗(yàn)》執(zhí)行[18]，并利用失重法按照式（1）計(jì)算均勻腐蝕速率

采用高溫高壓反應(yīng)釜進(jìn)行研究，實(shí)物圖見圖1，釜內(nèi)介質(zhì)為模擬地層水、氮?dú)?、氧氣?/p>

圖1 高溫高壓釜實(shí)物圖Fig.1 Picture of high temperature autoclave

1.2 注氣溫度對(duì)注氣工具材質(zhì)耐腐蝕性能測(cè)試

實(shí)驗(yàn)室所用藥品主要是無水乙醇、石油醚、氮?dú)?、氧氣和二氧化碳（?）。根據(jù)高5 注氣井的實(shí)際工況在不考慮防腐措施的情況下，注氣壓力設(shè)置為50 MPa，氧含量設(shè)置為4%，進(jìn)行不同溫度條件下各注氣工具材質(zhì)耐腐蝕性能的評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，溫度參數(shù)分別設(shè)置為90、120、135 和160°C（圖2）。6 種鋼材腐蝕速率：P110>N80>35CrMo>42CrMo>3Cr>13Cr；隨著井筒內(nèi)溫度升高（90～160°C），鋼材腐蝕速率逐漸增大，在160°C時(shí)達(dá)到最大值，P110、N80、35CrMo、42CrMo 鋼腐蝕的速率從10.000 0 mm/a升高至30.000 0 mm/a 左右，3Cr、13Cr 腐蝕的速率相對(duì)較小，從0.030 0 mm/a 升高至3.000 0 mm/a左右。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在不同溫度下，P110、N80、35CrMo、42CrMo 鋼均發(fā)生了較嚴(yán)重的腐蝕，3Cr、13Cr 鋼的耐蝕性能相對(duì)較好，但在90°C條件下只有13Cr 鋼的腐蝕速率控制在油田腐蝕防護(hù)控制指標(biāo)0.076 0 mm/a 以下。

表1 主要實(shí)驗(yàn)藥品Tab.1 Main experimental chemicals

圖2 不同材質(zhì)在不同溫度下的腐蝕速率圖Fig.2 Corrosion rate diagram of different materials at different temperatures

圖3 是不同溫度條件下，P110 和13Cr 試樣腐蝕后的宏觀形貌?？梢钥闯觯鳒囟认翽110 鋼材的腐蝕程度均極為嚴(yán)重，遠(yuǎn)超過極嚴(yán)重腐蝕指標(biāo)（0.250 0 mm/a）。

圖3 腐蝕后試樣宏觀照片F(xiàn)ig.3 Macro photo of sample after corrosion

試片表面呈現(xiàn)全面腐蝕樣貌，經(jīng)去膜液多次清洗后，部分地方仍存在較為致密的腐蝕產(chǎn)物膜。13Cr 試片在90°C下表現(xiàn)出了很好的耐腐蝕性能，但在90°C以上雖表面較光滑但腐蝕速率卻大于0.250 0 mm/a，尤其在160°C條件下試片表面腐蝕特別明顯，有明顯的腐蝕情況發(fā)生。

1.3 注氣氧含量對(duì)注氣工具材質(zhì)耐腐蝕性能測(cè)試

將高溫高壓釜的溫度設(shè)置為120°C，在總壓70 MPa的條件下進(jìn)行不同氧含量的腐蝕實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，對(duì)試樣清洗后稱重并計(jì)算平均腐蝕速率（圖4）：隨著氮?dú)夂趿康慕档停?5%～1%），各鋼材的腐蝕速率均逐漸降低，提高注入氮?dú)獾募兌龋?5%～99%）可以顯著降低鋼材的腐蝕程度。

圖4 不同氧含量各鋼材腐蝕速率圖Fig.4 Corrosion rate diagram of various steels with different oxygen content

含氧量1%時(shí)，各鋼材腐蝕速率仍遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過腐蝕防護(hù)控制指標(biāo)0.076 0 mm/a，P110、N80、35CrMo、42CrMo 鋼腐蝕速率約10.000 0 mm/a 左右，3Cr、13Cr 腐蝕速率相對(duì)很小，約0.300 0 mm/a 左右；實(shí)驗(yàn)結(jié)果說明，鋼材存在較大的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

1.4 注氣壓力對(duì)注氣工具材質(zhì)耐腐蝕性能測(cè)試

將高溫高壓釜的壓力參數(shù)設(shè)置為50～70 MPa。選取注氣氧含量4%、溫度120°C進(jìn)行不同注氣壓力條件下各種材質(zhì)的耐蝕性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。利用失重法計(jì)算腐蝕速率，得到結(jié)果如圖5 所示。6 種鋼材腐蝕速率：P110>N80>35CrMo>42CrMo>3Cr>13Cr。隨著注入壓力的升高，鋼材的腐蝕速率均有所增大，但漲幅不明顯；3Cr、13Cr的腐蝕情況相對(duì)較輕。

圖5 不同總壓下各鋼材腐蝕速率圖Fig.5 Corrosion rate diagram of various steels under different total pressures

2 油管尺寸優(yōu)選

氣體在油管中流動(dòng)時(shí)常常會(huì)伴有沖蝕/腐蝕的現(xiàn)象，對(duì)油氣生產(chǎn)造成較大的影響并造成經(jīng)濟(jì)損失。為了能夠減輕沖蝕造成的危害并有利于后期在井筒中的作業(yè)，在進(jìn)行油管設(shè)計(jì)時(shí)，應(yīng)在允許的范圍內(nèi)盡量選擇較大直徑的油管[19]。

在工程實(shí)際中，產(chǎn)生明顯沖蝕/腐蝕作用的流速被稱為沖蝕流速。為了避免油管失效，氣流速度應(yīng)該小于沖蝕流速，并保證在這個(gè)速度區(qū)間不產(chǎn)生機(jī)械性的沖蝕。在GB/T 23803–2009《石油和天然氣工業(yè)海上生產(chǎn)平臺(tái)管道系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和安裝》中給出了兩相流（氣/液）管道中沖蝕極限速度[20]

為了使注氣井滿足沖蝕條件，需要將井口處油管的沖蝕流速與氣井相應(yīng)的沖蝕流量和油管內(nèi)徑聯(lián)系起來

地面條件下，體積流量可根據(jù)井口處沖蝕流量表示為

根據(jù)理論模型，制作了高5 區(qū)塊在注氮?dú)饬繛?.5×104m3/d 下注氣井油管防沖蝕分析圖版（圖6）。根據(jù)此圖版確定防止或減少?zèng)_蝕發(fā)生所需的油管最小內(nèi)徑。

圖6 注氣壓力及溫度對(duì)防止沖蝕的最小油管內(nèi)徑的影響Fig.6 Tubing sensitivity analysis chart under different gas injection temperature and pressure

由圖6 可知，在高5 區(qū)塊注氣井每日注氮?dú)?.5×104m3的條件下，不同溫度壓力下防止沖蝕發(fā)生的最小內(nèi)徑值為17.00 mm，油田常用油管均能滿足防沖蝕要求。在考慮經(jīng)濟(jì)成本和現(xiàn)場(chǎng)可操作性的基礎(chǔ)上，最終確定選用尺寸為φ 73.00 mm×5.51 mm的油管。

3 管柱的剩余強(qiáng)度和服役性能評(píng)價(jià)

根據(jù)GB/T 19830–2005《石油天然氣工業(yè)油氣井套管或油管用鋼管》[21]，對(duì)油田常用的P110 油管進(jìn)行了剩余強(qiáng)度校核和服役性能評(píng)價(jià)。

考慮到腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)中P110的腐蝕速率較高，在現(xiàn)場(chǎng)需采取施加緩蝕劑等必要的防腐蝕措施，故按照施加緩蝕劑且緩蝕效率90%情況下的管柱腐蝕速率計(jì)算管柱剩余強(qiáng)度并就此情況進(jìn)行服役性能評(píng)價(jià)。注氣管柱在實(shí)際工況下將受到軸向力、外擠力和內(nèi)壓力3 個(gè)主要力的作用[22]。

基于溫度和壓力等因素對(duì)管柱造成的潛在影響，通過調(diào)研管柱剩余強(qiáng)度，及其安全系數(shù)相關(guān)計(jì)算公式并進(jìn)行編程，對(duì)管柱抗拉、抗外擠及抗內(nèi)壓強(qiáng)度進(jìn)行計(jì)算分析，并對(duì)其極限載荷和最大服役周期進(jìn)行了研究。

（1）剩余抗拉強(qiáng)度

假設(shè)管柱受到的軸向拉力為T，其軸向應(yīng)力為σa，則有T=σaS。管柱的腐蝕速率為v，服役時(shí)間為t，則有管柱內(nèi)徑r=r0+vt。

此時(shí)管柱橫截面

管柱服役條件是軸向應(yīng)力應(yīng)小于材料的屈服強(qiáng)度，即

（2）管柱剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度

對(duì)于壁厚為δ的管柱受到內(nèi)壓力pi時(shí)，管柱周向應(yīng)力σb=piR/(2δ)，因此當(dāng)管柱腐蝕時(shí)間t后，其周向應(yīng)力

當(dāng)管柱周向應(yīng)力σb大于管柱屈服強(qiáng)度σy時(shí)，管柱失效，因此可得到管柱抗內(nèi)壓強(qiáng)度

（3）管柱剩余抗擠強(qiáng)度

設(shè)管柱受到的外擠力為po，則管柱受到的外擠應(yīng)力為

當(dāng)管柱服役t時(shí)間后，其壁厚δ=δ0?vt，當(dāng)其外擠應(yīng)力大于或等于材料屈服強(qiáng)度時(shí)，得出管柱抗擠強(qiáng)度

按照AQ 2012–2007《石油天然氣安全規(guī)程》規(guī)定進(jìn)行安全系數(shù)的取值[23]，計(jì)算結(jié)果如圖7 所示。根據(jù)計(jì)算結(jié)果可知，如采取必要的防腐手段，P110 油管在安全使用3.5 a 內(nèi)管柱的抗拉安全系數(shù)均高于安全值，滿足安全作業(yè)要求，不存在風(fēng)險(xiǎn)?？箖?nèi)壓安全系數(shù)計(jì)算結(jié)果顯示，油管可安全使用3.0 a，從3.5 a 開始在井深3 000 m 處其安全系數(shù)低于安全值，可能出現(xiàn)油管斷裂等情況。剩余抗外擠強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果顯示管柱能夠安全使用3.5 a，不會(huì)存在風(fēng)險(xiǎn)。在油氣生產(chǎn)中完井管柱是保證油氣采出到地面的唯一通道，對(duì)生產(chǎn)有著重要的意義。為了保證管柱的完整性和生產(chǎn)安全，對(duì)于存在失效風(fēng)險(xiǎn)的管段有必要提升材料的強(qiáng)度極限和等級(jí)[24]。當(dāng)考慮到高5 區(qū)塊注入井的注氣壓力高，模擬腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示P110 材質(zhì)在高溫下腐蝕速率快，注氣油管下至4 200 m 且井下環(huán)境復(fù)雜，因此，應(yīng)采用13Cr鋼管并采取適當(dāng)?shù)姆栏g措施以保證安全作業(yè)。

圖7 管柱強(qiáng)度校核計(jì)算結(jié)果Fig.7 Calculation results of string strength check

4 井口裝置優(yōu)化設(shè)計(jì)

高5 區(qū)塊注氮?dú)饩當(dāng)M定的井口最大壓力為49 MPa。在GB/T 22513–2008《石油天然氣工業(yè)鉆井和采油設(shè)備井口裝置和采油樹》的選擇標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定了材料類別的最低要求[25]。

材料類別分為一般使用環(huán)境和酸性環(huán)境，共分7 個(gè)級(jí)別。根據(jù)表2 選擇高5 區(qū)塊注氣井口的材料級(jí)別為CC。井口裝置壓力等級(jí)選擇為70 MPa。井口裝置的溫度級(jí)別是查閱高5 區(qū)塊的歷史資料確定的，區(qū)塊所處的位置冬天最低溫度大概-20°C，雖注入氣源組分中氮?dú)獾臍怏w性質(zhì)穩(wěn)定，不易對(duì)井口裝置造成腐蝕，但在后續(xù)生產(chǎn)中難以用純氮?dú)庾鳛闅庠础?/p>

表2 材料要求Tab.2 Material requirements

5 安全裝置設(shè)計(jì)優(yōu)化

油氣井的安全控制系統(tǒng)一般由井上和井下兩個(gè)部分組成。近年來，由于石油行業(yè)的快速發(fā)展，井口安全系統(tǒng)逐步從簡(jiǎn)單的截?cái)嘤途驮囱b置演變?yōu)橛傻孛姘踩y（SSV）、井下安全閥（SCSSV）以及井口液壓控制柜等構(gòu)成的安全控制系統(tǒng)。陸上的高壓、高危油氣井及海上平臺(tái)油氣井上必須配備井口安全控制系統(tǒng)[23]。GB/T 35177–2017 標(biāo)準(zhǔn)不僅可用作海上平臺(tái)安全裝置的設(shè)計(jì)參考，一些陸上的高危油氣井也都參照此標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)安全控制系統(tǒng)[26]。相對(duì)于海上的嚴(yán)苛條件，陸上油田可相應(yīng)簡(jiǎn)化井口和井下安全裝置。一般而言，安全系統(tǒng)主要由壓力安全裝置（PSH、PSL 和PSV）、流動(dòng)安全裝置（FSV）、關(guān)斷裝置（SDV）組成。對(duì)于高5 注氣井來說，保障其安全生產(chǎn)的地面安全裝置有壓力安全閥（PSV）、高低壓傳感器（PSHL）、止回閥（FSV）、易熔材料（TSE）等。高低壓傳感器應(yīng)位于止回閥的上游,當(dāng)止回閥出現(xiàn)故障時(shí)壓力傳感器可及時(shí)發(fā)現(xiàn)并切斷注氣，如果安裝順序有誤則不能對(duì)設(shè)備和管線起到保護(hù)的作用。止回閥應(yīng)盡量安裝在靠近井口的位置，起到防止整個(gè)管線回流的作用。注入管線還可設(shè)置一個(gè)關(guān)斷閥（SDV），關(guān)斷閥盡量靠近井口,以減少受沖擊管線的長(zhǎng)度。井下的安全裝置由井下安全閥和封隔器組成，井下安全閥一般下到井口下100～200 m 配合地面安全系統(tǒng)使用。管柱結(jié)構(gòu)如圖8 所示。

圖8 井下管柱結(jié)構(gòu)Fig.8 Downhole tubular string structure

6 結(jié)論

（1）高5 注氮?dú)饩趯?shí)際生產(chǎn)中的挑戰(zhàn)在于如何控制注入氣源中氧含量對(duì)管柱造成的腐蝕問題和注氣生產(chǎn)的安全問題。

（2）高溫高壓動(dòng)態(tài)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，氧含量和溫度均對(duì)管柱腐蝕速率有著較大的影響，為了保證安全生產(chǎn)需嚴(yán)格控制注入氣體的含氧量。

（3）在考慮了管徑對(duì)沖蝕的影響以及后期井筒作業(yè)、生產(chǎn)成本等問題，最終選擇了φ73 mm、P110鋼級(jí)油管，但在實(shí)際生產(chǎn)中建議搭配緩蝕劑等防腐措施或選用13Cr 油管以延長(zhǎng)管柱的壽命。

（4）為了滿足現(xiàn)場(chǎng)要求，在設(shè)計(jì)上預(yù)留了后期調(diào)整的空間。設(shè)計(jì)了完備的井口裝置和井下管柱方案，保證油藏開發(fā)的注氣量要求，降低了注氣作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)。

（5）高5 區(qū)塊所處地區(qū)的環(huán)境敏感性高，地上和地下組成的安全控制系統(tǒng)不僅能有效降低高壓注氣井的事故風(fēng)險(xiǎn)還能減輕對(duì)環(huán)境的破壞，具有良好的應(yīng)用前景。

符號(hào)說明