李文濤

（中海油安全技術(shù)服務(wù)有限公司，天津 300457）

0 引言

目前渤海油田在役井井?dāng)?shù)多,部分井服役時(shí)間長，且隨著服役時(shí)間逐年增加，套管腐蝕越來越嚴(yán)重，環(huán)空帶壓問題越來越突出。在生產(chǎn)過程中，套管長期處于高溫、高壓環(huán)境，并與含CO2或H2S等腐蝕性物質(zhì)的地層流體接觸，大大加快了套管的腐蝕，導(dǎo)致套管頻繁失效，帶來了巨大的經(jīng)濟(jì)損失和安全隱患[1]。另外在鉆井和修井作業(yè)期間，鉆柱無論是在井中鉆進(jìn)還是起下鉆，都將無法避免與套管內(nèi)壁接觸產(chǎn)生摩擦而引起磨損，鉆柱屈曲嚴(yán)重時(shí)不僅是鉆柱接頭，就連鉆桿本體也會因與內(nèi)壁接觸產(chǎn)生摩擦磨損。在套管磨損和套管腐蝕的雙重作用下，加快了套管壁厚減薄的速度。目前國內(nèi)外學(xué)者對油套管剩余強(qiáng)度相關(guān)研究已相對成熟，但主要研究只是針對腐蝕或磨損單一方面對套管強(qiáng)度的影響，目前已有的油管腐蝕模型都以H2S、CO2分壓作為主控因素[2-8]，而渤海油田大部分地區(qū)不含H2S，CO2含量較少，另外其腐蝕計(jì)算方法不能有效反應(yīng)渤海油田油氣井強(qiáng)度實(shí)際情況。因此，本文以渤海油田環(huán)空異常帶壓自噴井為例，通過對該井套管剩余強(qiáng)度的核算，建立起渤海油田油氣井套管剩余強(qiáng)度的計(jì)算方法，有效指導(dǎo)海上油田安全生產(chǎn)。

1 套管腐蝕分析

目前渤海油田油套管設(shè)計(jì)使用的半經(jīng)驗(yàn)腐蝕預(yù)測模型，如下所示。為中海油企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中的“De.Warrd模型的腐蝕速率預(yù)測模型”和“長期腐蝕速率預(yù)測模型”。

1.1 基于De.Warrd模型的腐蝕速率預(yù)測模型

該模型基于De.Warrd模型，其中一定CO2分壓下純水溶液的pH值可按式（1）計(jì)算：

式（1）中，pHCO2表示某CO2分壓下溶解于純水的pH值；T表示溫度，℃；PCO2表示CO2分壓，MPa。

不同材質(zhì)在不同溫度和CO2分壓條件下的短期腐蝕速率計(jì)算見式（2）～式（6）：

（1）碳鋼腐蝕速率預(yù)測模型：

（2）1Cr腐蝕速率預(yù)測模型：

（3）3Cr腐蝕速率預(yù)測模型：

（4）9Cr腐蝕速率預(yù)測模型：

（5）13Cr腐蝕速率預(yù)測模型：

上述式中，R表示腐蝕速率，mm/a；T表示溫度，℃；PCO2表示CO2分壓，MPa；pHCO2表示某CO2分壓下溶解于純水的pH值。

1.2 長期腐蝕速率預(yù)測模型

根據(jù)1.1預(yù)測模型計(jì)算得出短期平均腐蝕速率后，需轉(zhuǎn)換成長期平均腐蝕速率。不同溫度和不同CO2分壓條件下的長期平均腐蝕速率計(jì)算模型不同，式（7）～式（9）分別給出碳鋼、1Cr和3Cr材質(zhì)在90℃、CO2分壓為0.6MPa條件下的長期腐蝕速率計(jì)算模型：

（1）碳鋼長期腐蝕速率計(jì)算模型：

（2）1Cr長期腐蝕速率計(jì)算模型：

（3）3Cr長期腐蝕速率計(jì)算模型：

式中：Ryear表示腐蝕速率，mm/a；T表示溫度，℃；PCO2表示CO2分壓，MPa；pHCO2表示某CO2分壓下溶解于純水的pH值。其他條件下的長期腐蝕速率計(jì)算模型采用“短期腐蝕速率比”作為修正系數(shù)。

上述不適用于9Cr和13Cr材質(zhì)的長期腐蝕速率的計(jì)算，主要原因是不銹鋼的耐蝕性主要由通過其表面的鈍化膜阻礙腐蝕過程的進(jìn)行，后期的失重量幾乎不會增長，與低鉻鋼的表面的鉻富集腐蝕產(chǎn)物膜耐蝕機(jī)理不同，失重量函數(shù)的表達(dá)形式也不同。鈍化膜的形成速度快，短期測試的腐蝕速率非常低，通常短期測試的腐蝕速率為10-2mm級。對于這類不銹鋼的選材依據(jù)，主要是測試其是否發(fā)生點(diǎn)蝕，若不發(fā)生點(diǎn)蝕，厚度損失不會引起油管和套管的強(qiáng)度失效。

2 套管磨損分析

2.1 套管磨損特點(diǎn)

套管磨損常發(fā)生在技術(shù)套管，通過室內(nèi)磨損實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，套管磨損具有以下特點(diǎn)：

（1）套管磨損不是因鉆桿往復(fù)起下鉆引起的，往復(fù)磨損比因旋轉(zhuǎn)鉆桿引起的磨損小得多；

（2）磨損量與鉆桿接頭給套管壁的側(cè)向力和滑動距離的乘積成正比，與材料的硬度成反比；

（3）在相似條件下，P110套管比N80易磨損，而N80比K55易磨損。也就是說高強(qiáng)度套管較易磨損，而高強(qiáng)度套管往往設(shè)計(jì)的壁厚較薄，因此需要特別關(guān)注；

（4）套管磨損大小與鉆井液中含砂量關(guān)系不大；

（5）在油基鉆井液中的磨損比水基鉆井液中磨損得更快。

2.2 套管磨損預(yù)測模型

套管磨損量計(jì)算模型按下式計(jì)算：

式中：V表示金屬磨損量，m3；E表示磨損效率，無量綱，m3；H表示布氏硬度，Pa；K表示滑動摩擦系數(shù)，無量綱；F表示側(cè)向力，N；L表示滑動距離，m；

3 管柱強(qiáng)度計(jì)算模型

3.1 抗擠強(qiáng)度計(jì)算模型

抗擠強(qiáng)度主要是材料屈服強(qiáng)度和管材的徑厚比D/δ的函數(shù)，API5C3標(biāo)準(zhǔn)的抗擠壓準(zhǔn)則由4個擠毀區(qū)域組成，各區(qū)域以屈服強(qiáng)度和徑厚比為加以區(qū)分，如圖1所示。

圖1 抗擠強(qiáng)度隨D/δ的變化關(guān)系

（1）屈服擠毀強(qiáng)度值

當(dāng)(Dc/δ)≤(Dc/δ)yp時(shí)：

式中：(Dc/δ)yp表示屈服擠毀與塑性擠毀交點(diǎn)的徑厚比；Pco抗擠強(qiáng)度，MPa；Yp表示管材屈服強(qiáng)度，MPa；Dc表示油套管外徑，mm；δ表示油套管壁厚，mm；

（2）塑性擠毀強(qiáng)度值

式中：(Dc/δ)pt表示塑性擠毀與過渡擠毀交點(diǎn)的徑厚比；A、B、C表示過程參數(shù)；

（3）過渡擠毀強(qiáng)度值

式中：(Dc/δ)te表示過渡擠毀與彈性擠毀交點(diǎn)的徑厚比；F、G表示過程參數(shù)；

（4）彈性擠毀強(qiáng)度值

當(dāng)(Dc/δ)≥(Dc/δ)te時(shí)：

3.2 抗內(nèi)壓強(qiáng)度計(jì)算模型

抗內(nèi)壓強(qiáng)度計(jì)算公式如下：

式中：Pbo表示抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 實(shí)例井基本情況

2D井采用244.48mm×N80鋼級技術(shù)套管和177.80mmN80鋼級生產(chǎn)尾管，生產(chǎn)套管/尾管柱原始最小抗內(nèi)壓強(qiáng)度分別為47.3MPa和56.2MPa，原始最小抗外擠強(qiáng)度分別為32.7MPa和48.4MPa。2D井鉆井液體系及鉆具組合如表1和表2所示。

表1 鉆井液體系

表2 2D井鉆具組合表

其中，2D井二氧化碳分壓如圖2所示。

圖2 2D井二氧化碳?xì)v年分壓

4.2 實(shí)例井套管腐蝕速率

根據(jù)二氧化碳分壓劃分兩個階段，第一階段：投產(chǎn)初前期中低二氧化碳分壓階段，該階段為1992年-2006年，平均二氧化碳分壓0.06MPa，套管腐蝕速率如圖3所示。

圖3 2D井技術(shù)套管/生產(chǎn)尾管第一階段腐蝕速率

第二階段：投產(chǎn)中后期低二氧化碳分壓階段，該階段為2006～2019年，平均二氧化碳分壓0.01MPa，套管腐蝕速率如圖4所示。

圖4 2D井技術(shù)套管/生產(chǎn)尾管第二階段腐蝕速率

綜合以上技術(shù)套管/生產(chǎn)尾管的兩個階段的腐蝕情況，得到該井技術(shù)套管/生產(chǎn)尾管剩余壁厚與井深的關(guān)系曲線如圖5所示。

圖5 2D井技術(shù)套管/生產(chǎn)尾管剩余壁厚與井深關(guān)系曲線

4.3 腐蝕影響下套管/生產(chǎn)尾管剩余強(qiáng)度

由第3部分管柱強(qiáng)度計(jì)算模型，得到套管柱抗內(nèi)壓強(qiáng)度隨井深增加逐漸降低，技術(shù)套管柱最小抗內(nèi)壓強(qiáng)度減小到41.99MPa，降低了11.23%，生產(chǎn)尾管柱最小抗內(nèi)壓強(qiáng)度減小到48.18MPa，降低了14.27%；技術(shù)套管柱最小抗外擠強(qiáng)度減小到24.00MPa，降低了26.61%，生產(chǎn)尾管柱最小抗內(nèi)壓強(qiáng)度減小到34.29MPa，降低了29.15%。

4.4 實(shí)例井套管磨損剩余壁厚

根據(jù)鉆井液類型及鉆進(jìn)參數(shù)，得到該井生產(chǎn)套管/尾管剩余壁厚隨井深變化的曲線如圖6和所示，2D井在999米左右磨損最嚴(yán)重的，壁厚磨損量在0.13mm左右，剩余壁厚11.86mm。

圖6 生產(chǎn)套管/尾管磨損剩余壁厚隨井深變化曲線

由第3部分管柱強(qiáng)度計(jì)算模型，2D井生產(chǎn)套管/尾管僅考慮磨損后在999米左右剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度達(dá)到最小為46.83MPa，剩余抗外擠強(qiáng)度達(dá)到最小32.64MPa。

4.5 實(shí)例井套管腐蝕和磨損疊加后剩余強(qiáng)度

結(jié)合3.2計(jì)算所得生產(chǎn)套管/尾管腐蝕速率和3.3計(jì)算所得套管磨損后剩余壁厚，根據(jù)式（12）、式（13）和式（14）計(jì)算得到在當(dāng)前服役年限29年及目前生產(chǎn)工況下，生產(chǎn)套管/尾管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度如圖7所示，生產(chǎn)套管/尾管在244.48mm N-80生產(chǎn)套管底部剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度達(dá)到最小，為41.92MPa；剩余抗外擠強(qiáng)度如圖8，生產(chǎn)套管/尾管在244.48mm N-80生產(chǎn)套管底部剩余抗外擠強(qiáng)度達(dá)到最小，為23.92MPa。

圖7 2D井生產(chǎn)套管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度

圖8 2D井生產(chǎn)套管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗外擠強(qiáng)度

4.6 剩余抗內(nèi)壓安全系數(shù)

取抗內(nèi)壓安全值為1.25，由圖9可知，考慮腐蝕和磨損后生產(chǎn)套管/尾管抗內(nèi)壓安全系數(shù)大于安全值，滿足抗內(nèi)壓要求。

圖9 2D井生產(chǎn)套管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗內(nèi)壓安全系數(shù)

5 結(jié)語

套管以腐蝕為主要因素，磨損發(fā)生在套管下深中部的情況下，磨損對套管中部剩余強(qiáng)度有影響，磨損和腐蝕因素疊加后對套管整體最小剩余強(qiáng)度幾乎無影響。如果磨損發(fā)生在套管底部的情況下，磨損和腐蝕因素疊加后對套管整體最小剩余強(qiáng)度影響較大。