張 智,丁宸宇,李 進,趙苑瑾,蔡 楠

(1.西南石油大學 油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室,四川 成都 610500;2.中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300450)

0 引言

近年來,渤海區(qū)域發(fā)現很多優(yōu)質油田[1-2],鉆探的多口井在東三段砂礫巖儲層中均獲得豐富的含油氣顯示,表明該區(qū)域具有較為廣闊的勘探前景[3],其中渤海C油田東三段儲層低含CO2,在初期的產水率雖然低于1%,但其開發(fā)層位的東三段為邊/底水油藏,在生產后期含水率會大幅上升,將會導致井下管柱腐蝕速率升高[4-5],很有可能危及井筒完整性[6-7]。由于海上石油平臺所處的地理環(huán)境特殊,前期鉆井投入以及平臺日常維護的費用高昂,另外,海上作業(yè)對環(huán)境的保護有更加嚴苛的要求,為同時滿足“綠色油田”建設需求和海上油氣資源的高效開發(fā),國內外相關學者針對海上油田井下CO2腐蝕及防腐選材已開展相關研究[8-11]。但僅通過防腐選材圖版進行管柱材料優(yōu)選相對局限,單純靠大量實驗結果作為依據進行選材指導針對性不強,而且實際生產過程中井下的狀況較為復雜,油套管的腐蝕是由多種因素耦合[12-13]引起的,為避免后續(xù)生產過程中,由于腐蝕引起油套管失效帶來的經濟損失及環(huán)境污染,對選材預測后的模擬實驗結果進行剩余強度校核和服役壽命預測是有現實意義的。

因此,本文以渤海C油田所處東三段的某生產井為例,根據Q/HS 14015-2018標準[14]得到不同材質承受的極限CO2分壓和溫度曲線,通過兩者的關系繪制沿井筒深度下不同井段的選材圖版進行初步選材推薦,再對不同材質的油套管材進行腐蝕模擬實驗,最后進行油套管剩余強度校核及服役壽命預測,研究結果可為后續(xù)區(qū)塊的開發(fā)設計提供管柱防腐選材參考。

1 選材預測

為保障油田在可持續(xù)生產的條件下降本增效,該生產井井身結構設計采用Y型分采電泵管柱[15],其井身結構示意如圖1所示,其溫度梯度為3.2 ℃/100 m,壓力系數為0.99,壓力梯度為0.009 8 MPa/m,屬于正常溫度和壓力系統(tǒng)。但其環(huán)空與油管雙管齊下的生產模式增加了對管柱的防腐性能考驗。油氣井生產過程中,井筒的溫度和壓力隨著井深增大而增大,且產量也對井筒的溫度場和壓力場有一定影響,因此需根據油氣井配產建立對應的井筒溫度、分壓剖面,結合圖版選擇不同材質組合防腐。

基于Q/HS 14015-2018標準[14],可以得到不同材質承受的極限CO2分壓和溫度曲線,針對該生產井井筒溫度場繪制油管和套管選材推薦圖版,分別如圖2、圖3所示。以該生產井的CO2分壓曲線與圖版中不同材質區(qū)塊間的交點劃分不同井段的選材。圖2～3中,色塊分區(qū)橙色、黃色、綠色、藍色、紫色依次適用的管材分別為碳鋼、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr;藍色實線為沿井深的CO2分壓線;紅色虛線為井筒溫度曲線;以藍色CO2分壓線為界,左側區(qū)域為符合井下安全生產的管材推薦,藍色CO2分壓線與不同色塊的邊界交接處則是不同材質防腐管材的井深組合點。

圖2 基于海油模型的油管選材推薦圖版Fig.2 Recommended plate of tubing material selection based on offshore oil model

圖3 基于海油模型的套管選材推薦圖版Fig.3 Recommended plate of casing material selection based on offshore oil model

由圖2可知:當井深為0～20 m可以采用碳鋼材質;20～857 m至少采用1Cr材質;857～2 331 m至少采用3Cr材質;2 331～3 791 m至少采用9Cr材質。由圖3可知:當井深為0～330 m可以采用碳鋼材質;330～1 292 m至少采用1Cr材質;1 292～2 895 m至少采用3Cr材質;2 895～3 935 m至少采用9Cr材質。

考慮到現場實際情況,若每段都選最低材質,井身結構會過于復雜,而且套管無法更換,應當選更高級別材質,因此推薦采用組合管柱:當井深為0～2 895 m至少采用3Cr材質;2 895～3 935 m至少采用9Cr材質。

2 腐蝕實驗

實際工況下,生產后期含水率增高,初步選材方案沒有考慮后期腐蝕速率增大后管柱的服役壽命,因此還需開展實驗了解腐蝕機理,并計算惡劣工況下的腐蝕速率及對管柱進行強度預測。

2.1 實驗條件及實驗方案

本文實驗采用實驗室自主研發(fā)的高溫高壓下循環(huán)流動腐蝕實驗裝置(額定壓力70 MPa、額定溫度200 ℃、容積5 L),可模擬氣相、液相、氣液兩相條件下試樣的腐蝕過程。實驗原理示意如圖4所示,圖4中分有上下2個支管用于放置試樣,操作控制系統(tǒng)控制內置的磁力旋轉系統(tǒng)對流速進行實時模擬,有綜合監(jiān)控系統(tǒng)對實驗時釜內的情況進行實時監(jiān)測,使實驗更貼近現場工況,實驗結果也更為精確。微觀分析運用掃描電子顯微鏡、三維顯微鏡。

圖4 循環(huán)流動高溫高壓釜原理示意Fig.4 Schematic diagram of circulating flow high temperature autoclave

渤海C油田東三段地層單次脫氣CO2摩爾百分含量為3.53%。根據東三段儲層基礎參數,確定實驗溫度114.88℃、實驗壓力30.09 MPa、CO2分壓1.06 MPa、H2S分壓0.25 kPa;根據產量數據,確定實驗最大流速約為0.97 m/s,實驗中采用600 rpm轉速,模擬流速接近實際流速;根據地層水分析結果,100%模擬地層水,含水率100%,地層水配方如表1所示。

表1 實驗地層水配方Table 1 Experimental stratigraphic water formulation

采用碳鋼、3Cr、9Cr、13Cr 4種材質的試樣進行腐蝕實驗,實驗環(huán)境分為液相和氣相2種,每種環(huán)境采用4個平行試樣,即液相16個試樣,氣相16個試樣。腐蝕實驗的儀器主要通過高溫高壓反應釜進行腐蝕測試,溶液環(huán)境為100%模擬地層水,采用動態(tài)液體環(huán)境,實驗測試時間為7 d,通過失重法計算腐蝕速率,通過測量金屬掛片的尺寸、腐蝕前后的質量,記錄測試時間,然后按照NACE RP0775-2005標準中的腐蝕速率計算方法進行計算,如式(1)所示:

(1)

式中:vcr為均勻腐蝕速率,mm/a;ΔW為腐蝕前后平行試樣(即掛片)平均失重,g;A為掛片面積,mm2;D為碳鋼密度,g/cm3;T為均勻腐蝕時間,d。

點蝕速率計算如式(2)所示:

(2)

式中:vcp為點蝕速率,mm/a;ht為實驗后試樣表面最深點蝕深度,mm;tcp為點蝕時間,h。

腐蝕后利用掃描電鏡、能譜儀(EDS)對試樣進一步分析確定腐蝕產物。

2.2 實驗結果

2.2.1 腐蝕試樣宏觀分析

實驗前各試樣表面光潔、均勻,金屬光澤飽和度高,實驗后各試樣表面均存在不同厚度腐蝕物,并且腐蝕物色澤不一,碳鋼表面腐蝕物較厚,且不均勻,9Cr、13Cr表面腐蝕物較均勻;利用去膜液清除試樣表面腐蝕物,并吹干試樣,碳鋼表面可見明顯均勻腐蝕跡象。

利用高精度天平(精度0.1 mg)對去除腐蝕物且干燥后的試樣稱重,與實驗前重量相比較,計算失重,并通過式(1)計算出均勻腐蝕速率,圖5所示為不同管材均勻腐蝕速率情況。由圖5可知,不論是氣相環(huán)境還是高含水環(huán)境中,碳鋼腐蝕速率相較于其他3種材質最大,含Cr鋼腐蝕速率隨著Cr含量增加腐蝕速率減小,13Cr腐蝕速率相較于其他3種材質最小。4種不同材質試樣的均勻腐蝕速率大小為:碳鋼>3Cr>9Cr>13Cr。

圖5 不同管材均勻腐蝕速率情況Fig.5 Uniform corrosion rates of different pipe materials

2.2.2 腐蝕試樣微觀分析

1)腐蝕物與掛片腐蝕形貌及組分分析

圖6～9為碳鋼、3Cr、9Cr和13Cr 4種管材在模擬工況環(huán)境中腐蝕后,表面微觀形貌及其表面腐蝕物元素能譜。由圖6～9可見,液相腐蝕環(huán)境條件下,碳鋼表面腐蝕物較多,且不均勻,部分區(qū)域腐蝕物開裂并脫落,3Cr和9Cr表面腐蝕物相對較少,腐蝕物仍分布不均,但表面裂紋較少,13Cr表面的腐蝕物較薄,說明腐蝕輕微;氣相腐蝕環(huán)境條件下,碳鋼表面腐蝕物發(fā)生明顯開裂脫層,3Cr、9Cr表面腐蝕物有明顯裂紋,并且9Cr表面腐蝕物脫落出現明顯蝕坑,13Cr表面腐蝕較致密。利用能譜測試分析儀對腐蝕物進行元素組分分析,結果如圖7和圖9所示,分析結果表明:腐蝕物中主要含C、O、Cl、Fe元素,個別試樣含有少量的Na、Mg、Ca、Si,其中9Cr和13Cr測出較高含量的Cr,系測試到基體元素。由能譜分析結果可知,造成材料腐蝕的主要物質為環(huán)境介質中所含的O2、Cl-。

圖6 液相腐蝕環(huán)境條件下4種管材表面微觀形貌Fig.6 Microscopic surface morphology of four pipe materials under environmental conditions of liquid phase corrosion

圖7 液相腐蝕環(huán)境條件下4種管材表面腐蝕物元素能譜Fig.7 Surface corrosive element energy spectrum of four pipe materials under environmental conditions of liquid phase corrosion

2)腐蝕掛片三維形貌分析

利用三維光學顯微鏡對模擬工況液相和氣相環(huán)境下的普通碳鋼、3Cr、9Cr和13Cr試片表面蝕坑形貌進行三維掃描觀察并對蝕坑進行深度測量,結果分別如圖10、圖11所示。從腐蝕坑的三維形貌可知,在液相環(huán)境中,碳鋼主要發(fā)生的是均勻腐蝕,局部區(qū)域發(fā)生點蝕,含Cr鋼主要發(fā)生一定程度輕微點蝕,點蝕速率為:碳鋼>3Cr>9Cr>13Cr?？傮w而言,氣相環(huán)境中的點蝕程度小于液相環(huán)境。

圖11 氣相環(huán)境中4種管材料腐蝕坑三維形貌Fig.11 Three-dimensional morphology of corrosion pits of four pipe materials in gas environment

根據腐蝕坑深度計算得到管材點蝕速率情況,如圖12所示。由圖12可知,碳鋼點蝕速率較大,液相點蝕速率為0.319 5 mm/a;隨著Cr含量增加,點蝕速率逐漸下降;13Cr在氣相中點蝕速率較小,約為0.081 7 mm/a。

圖12 不同管材點蝕速率情況Fig.12 Pitting corrosion rates of different pipe materials

3 油套管剩余強度校核及服役壽命預測

腐蝕實驗結果表明,無論是液相環(huán)境還是氣相環(huán)境,管柱點蝕速率大于管柱均勻腐蝕速率,而且點蝕隱蔽性強、破壞性大,通常因點蝕造成的金屬質量損失較小,但管柱常常由于發(fā)生點蝕而出現穿孔破壞,造成地層流體泄漏,甚至導致重大危害性事故發(fā)生。因此,應以點蝕速率為基礎,開展腐蝕后管柱剩余強度校核。

3.1 油套管剩余強度計算

根據API TR 5C3標準[16],考慮腐蝕對管柱壁厚的影響,得到剩余強度計算公式如表2所示。

表2 考慮腐蝕對管柱影響的剩余強度計算公式Table 2 Calculation formulas of residual strength considering effect of corrosion on pipe string

由于井下復雜的環(huán)境,加上長期的CO2腐蝕,油套管柱服役壽命大大降低,本文根據SY/T 5724-2008標準[17]中安全系數取值范圍,確定該生產井油套管抗內壓安全系數取值為1.15,抗外擠安全系數取值為1.125,抗拉安全系數取值為2。

3.2 油管強度校核及服役壽命預測

由于實際生產中,含水量迅速上升,實際腐蝕環(huán)境更接近高含水后期腐蝕環(huán)境。因此,基于高含水后期點蝕測試結果,得到碳鋼點蝕速率約為0.319 5 mm/a,遠大于中海油設計要求點蝕速率≤0.130 mm/a,故渤海C油田東三段生產井油管不可采用碳鋼材質。實驗得到的3Cr點蝕速率為0.157 0 mm/a,計算10 a的腐蝕壁厚約為1.570 mm,繪制井深方向剩余強度和安全系數版圖,分別如圖13、圖14所示。由圖13～14可知,在第10 a時3 1/2″和2 7/8″油管的抗拉安全系數突破臨界值(臨界值為2),故在不考慮更換油管情況下建議使用高于3Cr的材質。

圖13 3Cr油管不同生產周期下剩余強度版圖Fig.13 Residual strength layout of 3Cr tubing under different production cycles

圖14 3Cr油管不同生產周期下安全系數版圖Fig.14 Safety coefficient layout of 3Cr tubing under different production cycles

3.3 套管強度校核及服役壽命預測

同樣,考慮實際腐蝕環(huán)境,基于高含水后期點蝕測試結果,分別計算3Cr、9Cr套管點蝕量及點蝕后的剩余強度和安全系數,得到的3Cr點蝕速率約為0.157 0 mm/a,25 a的腐蝕壁厚約為3.925 mm,繪制沿井深的套管剩余強度和安全系數版圖,分別如圖15、圖16所示,在第21 a時9 5/8″和7″套管的抗外擠安全系數均突破臨界值(1.125),故渤海C油田東三段生產井套管不可采用3Cr材質。

圖15 3Cr套管不同生產周期下剩余強度版圖Fig.15 Residual strength layout of 3Cr casing under different production cycles

本文實驗得到的9Cr點蝕速率約為0.128 4 mm/a,25 a的腐蝕壁厚約為3.210 mm,沿井深繪制剩余強度和安全系數版圖分別如圖17、圖18所示,由圖17～18可知,9 5/8″-9Cr套管25 a內不會失效,但7″-9Cr套管第25 a會失效,因此,渤海C油田東三段9 5/8″油層套管可采用9Cr,7″油層套管建議采用13Cr的材質。

圖17 9Cr套管不同生產周期下剩余強度版圖Fig.17 Residual strength layout of 9Cr casing under different production cycles

圖18 9Cr套管不同生產周期下安全系數版圖Fig.18 Safety coefficient layout of 9Cr casing under different production cycles

4 結論

1)根據海油選材模型繪制出以井筒溫度和CO2分壓之間交點劃分不同井段的選材圖版,推薦渤海C油田某生產井采用組合管柱:0～2 895 m至少采用3Cr材質;2 895～3 935 m至少采用9Cr材質。

2)造成材料腐蝕的主要物質為環(huán)境介質中所含的O2、Cl-,液相環(huán)境腐蝕速率大于氣相環(huán)境,但無論是液相環(huán)境還是氣相環(huán)境,管柱點蝕速率均大于管柱均勻腐蝕速率。

3)不論是液相環(huán)境還是氣相環(huán)境,隨著Cr含量的增加腐蝕速率均呈遞減趨勢,但對于均勻腐蝕而言,9Cr和13Cr差別不大。

4)該油田要求油管至少安全服役5 a,套管至少安全服役25 a,當油管選用3Cr材質時,可以安全服役9 a;9 5/8″套管采用9Cr材質時,可以安全服役25 a;而7″套管至少采用13Cr,才能滿足25 a的安全服役要求。