摘" " 要：開展?jié)撋接筒谻O2注氣試驗(yàn)研究，選用35 MPa CC級(jí)井口、Y441耐高溫高壓氣密封隔器、BGT3型氣密扣油管進(jìn)行高溫深層液態(tài)CO2注入；通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)明確CO2腐蝕機(jī)理，采用封隔器卡封、環(huán)空替入保護(hù)液的方式保護(hù)上部套管，環(huán)空保護(hù)液選用了HZ-4緩蝕劑。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證了注氣管柱的可靠性，累計(jì)注入液態(tài)CO21.3×104 t，對(duì)應(yīng)油井階段增油800 t以上，表明霧迷山潛山油藏注入性良好，具備大規(guī)模埋存CO2的條件，同時(shí)證明了CO2驅(qū)提高采收率的可行性，潛山油藏開展大規(guī)模碳埋存、碳驅(qū)油，對(duì)于助力我國實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和具有重要意義。

關(guān)鍵詞：碳埋存；碳驅(qū)油；注氣管柱；套管防腐

Experimental study on CO2 injection in BLX Buried Hill Reservoir

DU Hang， LI Dong， ZHU Zhiguo， HOU Dongxing， GU Shengqun

The Third Oil Production Plant of PetroChina North China Oilfield Company， Cangzhou 062450， China

Abstract：An experimental study on CO2 injection in buried hill reservoirs was conducted. A 35 MPa， CC level wellhead， Y441 high-temperature and high-pressure gas sealing packer， and BGT3 type airtight buckle oil pipe were selected for high-temperature and deep liquid CO2 injection. The mechanism of CO2 corrosion was clarified through indoor experiments， and the upper casing was protected by employing a packer to seal and replacing the annulus with protective fluid. The formulation of the corrosion inhibitor for the annulus protection fluid is designed as HZ-4. The reliability of the gas injection pipe string was verified through experiments. The cumulative injection of 13 000 tons of liquid CO2 corresponds to the oil increase of more than 800 t in the oil well stage， which shows that the buried hill reservoir of Wumishan has good injectivity and the conditions for large-scale CO2 storage. It also proves the feasibility of CO2 flooding to improve oil recovery， which is of great significance for the buried hill reservoir to carry out large-scale carbon storage and carbon flooding and help China achieve carbon peaking and carbon neutrality.

Keywords：carbon storage; carbon flooding; gas injection pipe string; corrosion protection of casing

當(dāng)油田進(jìn)入中后期開發(fā)階段，注氣驅(qū)油成為原油穩(wěn)產(chǎn)的重要手段，其中CO2驅(qū)油技術(shù)可在驅(qū)油利用的同時(shí)實(shí)現(xiàn)碳封存[1]。目前碳酸鹽巖油藏提高采收率的技術(shù)主要是CO2混相驅(qū)油、烴類混相驅(qū)油及火燒油層，注氣驅(qū)油無論是在應(yīng)用項(xiàng)目數(shù)量還是在增油效果方面都占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)[2]，國內(nèi)基本處于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)井組試驗(yàn)階段。華北油田潛山油藏已投入開發(fā)40多年，可采儲(chǔ)量采出程度已經(jīng)高達(dá)97.9%，綜合含水95.8%，采油速度低于0.1%，穩(wěn)產(chǎn)難度大，常規(guī)挖潛措施如堵水、風(fēng)化殼挖潛、降壓開采、大規(guī)模提液等，僅能減緩潛山油藏的遞減；并且選井難度越來越大，大量的剩余油難以有效動(dòng)用。另外，潛山油藏地處京津冀經(jīng)濟(jì)比較發(fā)達(dá)地區(qū)，周邊鋼鐵和化工企業(yè)較多，CO2排放量比較高。綜合地理位置、油藏的特性來看，潛山油藏適宜開展大規(guī)模CO2驅(qū)油與埋存，在提升油藏采收率的同時(shí)，可為我國實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”的目標(biāo)提供有力的技術(shù)手段。

1" " BLX潛山油藏概況

BLX油藏構(gòu)造上處于冀中坳陷饒陽凹陷東部潛山帶中段八里莊潛山群。地質(zhì)儲(chǔ)量3 × 108 t，其所處的饒陽凹陷內(nèi)分布有10個(gè)潛山油藏，產(chǎn)油層位是薊縣系霧迷山組霧六段到霧九段，油藏中深3 904 m，原始地層壓力38.4 MPa，溫度135 ℃，生產(chǎn)井段3 615～3 939.5 m，油藏類型為塊狀底水低飽和油藏，儲(chǔ)層高角度裂縫發(fā)育，上覆沙二、三段穩(wěn)定砂泥巖蓋層，儲(chǔ)蓋組合優(yōu)越，溫壓條件適合，構(gòu)造傾角大，儲(chǔ)層厚度大，十分有利于注氣重力驅(qū)。潛山頂面相接觸地層巖性均為泥巖，單層厚度5～37 m，整個(gè)沙河街組二段、沙河街組三段地層平均厚度263 m，泥地比77.2%，蓋層密封性好；對(duì)接地層為沙河街組二段、沙河街組三段的一套砂、泥巖地層，斷層下降盤的馬46井在該段地層無油氣顯示，斷層封閉阻斷油氣運(yùn)移。該油藏自1978年3月（馬25井獲高產(chǎn)油流）開始投入開發(fā)，儲(chǔ)層巖性為白云巖，含油面積為2.9 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1 199.59×104 t，標(biāo)定采收率27.5%。截至目前，BLX潛山共有采油井13口，生產(chǎn)套管D177.8 mm、壁厚10.36 mm、內(nèi)徑157.08 mm。其中，開井7口，日產(chǎn)液335.8 t，日產(chǎn)油53.2 t，綜合含水83.88%，累產(chǎn)油296.6 × 104 t，采出程度24.7%，選擇構(gòu)造高位的馬76井作為CO2注入井。另有注水井2口，目前都已關(guān)井，累積注水317 × 104 m3，累積注采比0.33。

2" " 注氣管柱

國內(nèi)油田CO2注入井常采用兩種注氣管柱：一是氣密扣油管+可取式氣密封隔器，二是連續(xù)油管+可鉆式插管封隔器[3]。從應(yīng)用情況來看，氣密扣油管+可取式氣密封隔器現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用較為成熟，故優(yōu)先考慮該種注入方式[4]。

2.1" " 油管

馬76井設(shè)計(jì)日注110～500 t純液態(tài)CO2，不含水，借鑒ISO 17348：2016《石油和天然氣工業(yè)套管、油管和井下設(shè)備用高含量CO2的材料選擇》的規(guī)定（如表1所示）：對(duì)于干氣（給定壓力下，在高于水露點(diǎn)至少10 ℃下運(yùn)行的氣體）注入，可選擇碳鋼，無需進(jìn)行內(nèi)部防腐處理。然而，對(duì)于井下設(shè)備在施工/試生產(chǎn)階段，若存在游離水，則需要進(jìn)行一定的防腐處理，只有是干氣時(shí)可選擇碳鋼，同時(shí)應(yīng)考慮CO2的分壓[5]。

考慮馬76井正常生產(chǎn)時(shí)動(dòng)液面在井口，完井作業(yè)壓井、座封封隔器等工序，工作液為水基，油管內(nèi)壁可能存在水膜，在注入CO2的初期，油管可能發(fā)生較強(qiáng)腐蝕，以及吉林油田注入液體CO2過程中出現(xiàn)的油管腐蝕斷裂情況，選用CRA材質(zhì)防腐油管[5]，通過室內(nèi)材料模擬實(shí)驗(yàn)評(píng)估，9Cr以下材質(zhì)腐蝕速率均不能滿足0.076 mm/a的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，只有13Cr及以上材質(zhì)才可滿足，同時(shí)按抗拉安全系數(shù)不低于1.8、三軸向安全系數(shù)不低于1.6進(jìn)行校核，兼顧后期油管存在重復(fù)使用的需求，選用13Cr-110材質(zhì)的BGT3氣密扣油管，其性能見表2。該油管螺紋在拉伸、壓縮、內(nèi)外壓和彎曲狗腿度20°/30 m復(fù)合載荷工況下，VME等效應(yīng)力達(dá)到95%，接頭無泄漏；同時(shí)螺紋采用熱滲鋅表面處理替代鍍銅處理，接頭抗粘扣性能再上一個(gè)新臺(tái)階，反復(fù)進(jìn)行20次上卸扣均無粘扣，可實(shí)現(xiàn)反復(fù)利用。

2.2" " 封隔器

考慮BLX潛山油藏地層壓力38.4 MPa、溫度135 ℃，以及注入介質(zhì)特點(diǎn)，選用Y441耐高溫高壓封隔器，如圖1所示。該封隔器氣體環(huán)境下可承壓70 MPa，工作溫度177 ℃，本體材質(zhì)為13Cr-110；膠筒密封系統(tǒng)采用組合式膠筒結(jié)構(gòu)，并設(shè)計(jì)下端坐封活塞缸套和上、下端卡瓦在膠筒的兩端，用于承受雙向壓差。上、下端卡瓦可以收縮，防止入井時(shí)與套管發(fā)生磕碰。油管打壓后，封隔器的鎖環(huán)、卡瓦套上的銷釘被剪斷，雙活塞同時(shí)上行撐開卡瓦，坐封在套管上，繼續(xù)打壓上、下活塞的上行壓縮膠筒，保證全部液壓坐封力都作用在卡瓦和膠筒上，確?？ㄍ叩腻^定和膠筒充分壓縮。鎖環(huán)裝置將鎖緊并保持坐封力，確保封隔器坐封持久有效。

相比于常規(guī)密封膠筒，該封隔器氣密膠筒為組合密封形式，如圖2所示，中間三組膠筒和內(nèi)部密封圈組成密封系統(tǒng)，端部塑性橡膠和金屬背圈組成保護(hù)和承壓系統(tǒng)，共同作用極限測(cè)試可滿足15 kpsi （1psi=6.895 Pa）密封要求。橡膠選用氟橡膠為基礎(chǔ)的復(fù)合材料，按照ISO 37：2005《硫化或熱塑性橡膠—拉伸應(yīng)力—應(yīng)變特性的測(cè)定》在150 ℃條件下預(yù)計(jì)，膠筒理論有效期限5 a以上[6]。

3" " 注入井口

3.1" " 注入壓力預(yù)測(cè)

CO2在井口處為液態(tài)，密度在1 000 kg/m3左右，隨著注入井筒中溫度、壓力升高，在1 174 m附近由液態(tài)變?yōu)槌R界態(tài)。根據(jù)數(shù)值模擬地層壓力預(yù)測(cè)結(jié)果，馬76井井底流壓37.8～41.5 MPa，液態(tài)井段靜液柱壓力：P1=1 000 × 9.81 × 1 174 × 10-6=11.5（MPa）；超臨界態(tài)井段靜液柱壓力：P2=775 × 9.81 × 2 526 × 10-6=19.2（MPa）。

計(jì)算馬76井的井口注入壓力7.1～10.8 MPa，結(jié)合馬77井試注液態(tài)CO2情況（見圖3），累計(jì)注入744.72 t，最大注入速度達(dá)到200 t/d，日注氣量10 × 104 m3（196 t）條件下，注入壓力在10 MPa左右。經(jīng)以上分析，確定注入壓力為10～20 MPa。

3.2" " 井口選擇

根據(jù)QG/HBYT 156—2016《石油與天然氣井下作業(yè)井控實(shí)施細(xì)則》規(guī)定：井口裝置的額定工作壓力必須為預(yù)測(cè)井口最高關(guān)井壓力130%以上，“高壓、高含硫井”在常規(guī)井口設(shè)計(jì)要求基礎(chǔ)上提升一個(gè)壓力級(jí)別[7]。按預(yù)測(cè)注氣壓力10～20 MPa，以及GB/T 22513—2013《石油天然氣工業(yè) 鉆井和采油設(shè)備 井口裝置和采油樹》的規(guī)定（見表3），選用KZQ160∕65-35 CC級(jí)注氣井口（如圖4所示）。

該井口規(guī)范級(jí)別：PSL3G；性能級(jí)別：PR2；材料級(jí)別：CC級(jí)鍛件；溫度級(jí)別：L—U（-46～121 ℃）；額定工作壓力：35 MPa；連接形式：法蘭連接。井口CC級(jí)材料選用為所有承壓件采用410（12Cr13）不銹鋼整體鍛造，保證井口的抗CO2腐蝕性能。

井口中部設(shè)計(jì)有AQF65-35液動(dòng)安全閥，閥門在內(nèi)部彈簧力的作用下處于常關(guān)狀態(tài)，當(dāng)需要打開通路時(shí)，需要連接液壓控制系統(tǒng)，通過液壓泵，在液動(dòng)壓力的作用下，液缸活塞推動(dòng)彈簧，迫使閥門內(nèi)部閘板下移，從而打開閥門；當(dāng)井口遇到緊急狀況時(shí)，控制系統(tǒng)能及時(shí)接收信號(hào)實(shí)現(xiàn)閥門、液缸的快速泄壓，使閥門快速緊急關(guān)閉；井口大四通在懸掛器下方設(shè)計(jì)有PFF160-35平板閘閥，當(dāng)井口進(jìn)行起出油管及懸掛器作業(yè)時(shí)，若無需另外安裝防噴器或封井器，則可快速關(guān)閉井口；在壓力等級(jí)選用上，為了注氣井口產(chǎn)品的安全性，采用法蘭連接的連接形式。

4" " 套管防腐工藝

馬76井為完鉆于上世紀(jì)八十年代的老井，完井套管為非氣密普通碳鋼材質(zhì)，不具備防腐性能，因此需采用封隔器卡封、環(huán)空替入保護(hù)液等措施保護(hù)上部套管。在油田CO2驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)研究中發(fā)現(xiàn)，出現(xiàn)的腐蝕主要以CO2腐蝕為主[8]。

4.1" " CO2腐蝕機(jī)理研究

4.1.1" " 溫度的影響

溫度升高時(shí)，水中CO2的溶解度降低，此時(shí)對(duì)金屬的腐蝕表現(xiàn)為抑制作用；但是溫度升高也會(huì)加快電化學(xué)反應(yīng)的速度，加速金屬材料腐蝕；若腐蝕產(chǎn)物FeCO3膜完全覆蓋金屬表面，將金屬與腐蝕介質(zhì)隔開，則起到抑制腐蝕作用；當(dāng)腐蝕產(chǎn)物FeCO3膜未能完全覆蓋金屬表面時(shí)，電化學(xué)反應(yīng)隨溫度升高而加速[9]。

根據(jù)統(tǒng)計(jì)，CO2驅(qū)生產(chǎn)井工況設(shè)定的室內(nèi)試驗(yàn)條件：溫度為20～110 ℃，CO2分壓為10～30 MPa，材質(zhì)為N80，流速為1 m/s，試驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。

試驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示：在20～40 ℃、40～80 ℃、80～100 ℃、高于100 ℃四個(gè)溫度區(qū)間內(nèi)，腐蝕速率隨溫度的變化依次為：緩慢增加、線性增加、逐漸穩(wěn)定、急劇增加。

4.1.2" " CO2分壓的影響

CO2分壓越大，水中形成的H2CO3濃度越大，H+濃度增大，pH值減小，腐蝕加劇。根據(jù)工業(yè)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)（如表4所示），可以通過CO2分壓來判斷腐蝕嚴(yán)重程度。

設(shè)定室內(nèi)試驗(yàn)條件：CO2分壓為0～21 MPa，溫度為20～110 ℃，材質(zhì)為N80，流速為1 m/s。試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明：在一定溫度范圍內(nèi)，CO2分壓越大，其溶解于水中生成的H+濃度越大，腐蝕加劇，如圖6所示。

4.1.3" " 流速的影響

金屬材料處于不同流速的腐蝕介質(zhì)中時(shí)，CO2產(chǎn)生的腐蝕類型不同。根據(jù)統(tǒng)計(jì)CO2驅(qū)油井工況設(shè)定的室內(nèi)試驗(yàn)條件：N80試片，CO2分壓2.5 MPa，試驗(yàn)溫度為60 ℃，試驗(yàn)周期取72 h，流速分別取表5中的數(shù)值時(shí)，測(cè)定金屬的腐蝕速率。試驗(yàn)結(jié)果如表5所示。

表5所示的試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明：腐蝕速率隨著流速的增加而增加。

4.2" " 套管防腐保護(hù)液選擇

在試驗(yàn)研究油井CO2腐蝕因素的基礎(chǔ)上，為解決CO2腐蝕問題，優(yōu)選出了相應(yīng)的HZ-4緩蝕劑配方。HZ-4主要由咪唑啉衍生物、季銨鹽及有機(jī)膦等組分構(gòu)成，易溶于水，有輕微異味，無明顯毒副作用，可以在金屬表面形成一層保護(hù)膜，對(duì)套管、油管及井下設(shè)備起到緩蝕作用[10]。

運(yùn)用高溫高壓腐蝕速率測(cè)試儀進(jìn)行腐蝕掛片實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)HZ-4緩蝕劑在不同濃度下對(duì)N80鋼片的緩蝕效果。實(shí)驗(yàn)條件：溫度為135 ℃，CO2分壓為2 MPa，實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象及結(jié)果見表6。

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，評(píng)價(jià)的環(huán)空保護(hù)液對(duì)N80鋼片起到緩蝕作用，隨著加藥濃度的增加，緩蝕效果也隨之增強(qiáng)。按照腐蝕速率不得超過0.076 mm/a的標(biāo)準(zhǔn)，確定緩蝕劑的濃度為15%。

5" " 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

5.1" " 馬76井作業(yè)情況

馬76井經(jīng)通井、刮削、套管試壓等工序處理完井筒后，依次下入噴砂管（底帶球座）+D73 mm加厚油管短節(jié)1根+Y441氣密防腐封隔器+D73 mm油管短節(jié)1根+D73 mm油管2根+D73 mm加厚油管短節(jié)1根+D73 mm油管371根+油管掛，經(jīng)過校深后上提管柱1.5 m，封隔器卡點(diǎn)3 578.21 m，投球打壓坐封，油管正打壓至7 MPa后穩(wěn)壓2 min，提高壓力至10 MPa后穩(wěn)壓3 min，提高壓力至12 MPa后穩(wěn)壓3 min，提高壓力至15 MPa后穩(wěn)壓5 min，提高壓力至20 MPa后穩(wěn)壓5 min，提高壓力至25 MPa后穩(wěn)壓5 min，繼續(xù)提高壓力至35 MPa后壓力驟降至4 MPa。驗(yàn)封，油管試注水，試注水最高壓力10 MPa，觀察套管環(huán)空無反液，封隔器坐封良好。

5.2" " 馬76井注氣情況

馬76井于2022-11-15開始注氣，日注氣量由50 t逐步增加至500 t，注入最高油壓10 MPa，套壓始終為0 MPa，累積注入CO2（液態(tài)）1.3 × 104 t，折合地面體積660 × 104 m3，如圖7所示。

聯(lián)通井馬30-3X在注氣后見到明顯降水增油反應(yīng)（見圖8），高峰期日增油10 t，含水下降18%，階段增油800 t。

6" " 結(jié)論

1）馬76井現(xiàn)場(chǎng)累計(jì)注入液態(tài)CO2達(dá)1.3 × 104 t，最高注入壓力10 MPa，最高日注入量500 t，注入過程隨著注入量的增加，注入壓力呈下降趨勢(shì)，表明霧迷山潛山油藏注入性良好，具備大規(guī)模埋存CO2的條件。

2）馬76井注入液態(tài)CO2后，同區(qū)塊油井馬30-3X井液量保持不變，含水大幅下降，降水增油反應(yīng)明顯，初步證實(shí)了霧迷山潛山油藏CO2驅(qū)提高采收率的可行性。

3）經(jīng)過室內(nèi)試驗(yàn)與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，形成了“CC級(jí)井口+氣密扣油管+氣密封封隔器”的潛山油藏深層高溫井CO2注入方案、“氣密扣油管+氣密封封隔器+環(huán)空添加防腐液”保護(hù)套管的井筒防腐方案，保證了CO2大批量注入的安全性與注入井套管的防腐效果。

參考文獻(xiàn)

[1]" 高慧梅，何應(yīng)付，周錫生. 注二氧化碳提高原油采收率技術(shù)研究進(jìn)展[J]. 特種油氣藏，2009，16（1）：6-12，106.

[2]" 谷麗冰，李治平，歐瑾. 利用二氧化碳提高原油采收率研究進(jìn)展[J]. 中國礦業(yè)，2007，122（10）：66-69.

[3]" 張瑞霞，劉建新，田啟忠，等. CO2驅(qū)注氣管柱技術(shù)研究[J]. 石油機(jī)械，2013，41（12）：88-91.

[4]" 張瑞霞，劉建新，田啟忠，等. CO2驅(qū)注氣管柱技術(shù)研究[J]. 石油機(jī)械，2013，41（12）：88-91.

[5]" 呂廣忠，伍增貴，欒志安，等. 吉林油田CO2試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬和方案設(shè)計(jì)[J]. 石油鉆采工藝，2002（4）：39-41，83.

[6]" 張瑞霞，劉建新，王繼飛，等. CO2驅(qū)免壓井作業(yè)注氣管柱研究及應(yīng)用[J]. 鉆采工藝，2014，37（1）：78-80，15.

[7]" 王維波，師慶三，余華貴，等. 二氧化碳驅(qū)油注入方式優(yōu)選實(shí)驗(yàn)[J]. 斷塊油氣田，2015，22（4）：497-500，504.

[8]" 朱安祖. 二氧化碳腐蝕機(jī)理及影響因素[J]. 赤子（上中旬），2015，358（18）：248.

[9]" 王慶，吳曉東. 井口注入?yún)?shù)對(duì)CO2注入井井底溫度、壓力影響研究[J]. 江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào)，2012，25（4）：22-24.

[10]" 王建剛. 油氣管材的二氧化碳腐蝕行為研究[D]. 蘭州：蘭州理工大學(xué)，2004.

作者簡(jiǎn)介：

杜" " 航（1993—），男，陜西米脂人，工程師，2014年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田采油工程技術(shù)管理工作。Email：171070347@qq.com

收稿日期：2024-02-27