潿洲11-4油田含CO2氣井油管柱腐蝕分析*

張 超 張 智 曾春珉 黃 亮 許發(fā)賓 李 晶

(1. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2. 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)

潿洲11-4油田含CO2氣井油管柱腐蝕分析*

張 超1張 智2曾春珉1黃 亮1許發(fā)賓1李 晶2

(1. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2. 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)

張超,張智,曾春珉，等.潿洲11-4油田含CO2氣井油管柱腐蝕分析[J].中國海上油氣，2015,27(4)：122-125,130.

Zhang Chao,Zhang Zhi,Zeng Chunmin,et al.Analysis on tubing corrosion for gas wells with CO2in WZ 11-4 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):122-125,130.

海上鉆完井安全可靠性要求高，尤其是含CO2氣井油管柱的工作環(huán)境惡劣，油管柱容易受到腐蝕，僅按照API/ISO、GB/SY標準設計并不能完全保證油管柱在服役過程中的完整性。以潿洲11-4油田某含CO2氣井為研究對象，在油管柱腐蝕形貌分析的基礎上進行了管柱材料物理化學性能分析，進而借助現(xiàn)代計算流體力學方法，模擬計算了井下安全閥附近油管柱內(nèi)的流場分布。結果表明，在流動通道變化明顯區(qū)域，受CO2分壓、高溫和腐蝕性組分的協(xié)同作用，油管柱將會出現(xiàn)嚴重的流場誘導腐蝕現(xiàn)象，流道結構與腐蝕之間存在協(xié)同效應。本文研究有利于識別井下油管嚴重腐蝕部位，可以為優(yōu)化設計油管柱結構提供參考。

潿洲11-4油田；含CO2氣井；油管柱；流場誘導腐蝕

海上鉆完井安全可靠性要求高，事故造成的環(huán)境問題影響大，因此在考慮成本因素的前提下，必須在井身結構、鉆具組合、油套管結構設計等方面綜合考慮全過程的井筒完整性[1]。做好海上高溫高壓含CO2氣井管柱(油管、油層套管)強度設計和材料選擇有助于延長油氣井壽命和保障井筒安全[2]，但是如果僅僅按照API/ISO、GB/SY標準設計并不能完全保證油套管在服役過程中的完整性[3-5]。含CO2氣井油套管的工作環(huán)境十分惡劣，油套管容易受到腐蝕[6-8]。過去對油管柱腐蝕研究往往集中在電化學腐蝕及剩余強度方面，有關金屬腐蝕類型、腐蝕產(chǎn)物膜的生成與破壞等研究較多，但在解釋同一口井中油管各部位的腐蝕形貌差異較大的現(xiàn)象時存在一定的局限性，往往認為差異主要是由環(huán)境因素造成的[9]。本文以潿洲11-4油田某含CO2氣井為研究對象，在油管柱腐蝕形貌分析的基礎上進行了管柱材料物理化學性能分析，進而借助現(xiàn)代計算流體力學方法模擬計算了井下安全閥附近油管柱內(nèi)的流場分布，分析了井下安全閥附近流道結構與腐蝕之間的協(xié)同效應，為識別井下油管嚴重腐蝕部位與優(yōu)化油管柱結構設計提供了參考依據(jù)。

1 管柱腐蝕形貌分析

潿洲11-4油田某含CO2氣井井底溫度約105℃，井口壓力16.8 MPa，日產(chǎn)氣17.24萬m3。該井一直作為氣源井使用，因井下安全閥液控管線與采油樹連接處發(fā)生天然氣泄漏，安全風險較大，為此進行了壓井作業(yè)，取出油管柱后發(fā)現(xiàn)局部腐蝕較為嚴重，腐蝕形貌如圖1所示，具體腐蝕統(tǒng)計見表1。

圖1 潿洲11-4油田某含CO2氣井井下安全閥以上部位油管腐蝕形貌

表1 潿洲11-4油田某含CO2氣井油管柱腐蝕統(tǒng)計

2 管柱物理化學性能分析

實驗室測試了該含CO2氣井腐蝕管柱各部位的化學成分,分析結果見表2，腐蝕管柱各部位的化學成分符合ISO 11960(2014版)標準[10]，材料具備抗電化學腐蝕能力。同時開展了井筒環(huán)境下該含CO2氣井油管柱腐蝕速度室內(nèi)實驗測試，CO2腐蝕分壓為0.375 MPa，總壓為15 MPa，實驗介質為模擬地層水，實驗溫度60℃，實驗結果如圖2所示。從圖2可以看出：試樣在液相環(huán)境下的平均腐蝕速度比在氣相環(huán)境下大，且腐蝕都比較嚴重；從電化學腐蝕角度考慮，第14、15根油管的腐蝕速度基本相同。

另外，對該含CO2氣井腐蝕管柱還進行了拉伸試驗，其結果見表3。從表3可以看出，該井腐蝕管柱力學性能符合ISO 11960(2014版)標準。

表2 潿洲11-4油田某含CO2氣井腐蝕管柱各部位化學成分分析結果

圖2 潿洲11-4油田某含CO2氣井腐蝕管柱在氣相、液相環(huán)境下的腐蝕速度對比

表3 潿洲11-4油田某含CO2氣井腐蝕管柱拉伸試驗結果

注：ISO 11960(2014版)標準值：屈服強度552～655 MPa；抗拉強度>655 MPa。

3 管柱流場誘導腐蝕分析

上述分析結果表明,該含CO2氣井油管柱材料選擇基本合理，符合相關標準要求，不是造成相同材質油管腐蝕形貌差異較大的主要原因。為此，借助現(xiàn)代流體力學方法模擬計算了該含CO2氣井井下安全閥附近油管柱內(nèi)的流場分布。

圖3是該含CO2氣井井下安全閥中過流截面示意圖，最小過流截面內(nèi)徑為25.4 mm。采用國際上比較通用的計算流體力學軟件進行分析，模擬結果如圖4所示。從圖4可以看出：該井井下安全閥過流截面流道主體的速度較大，且大小相等；井下安全閥過流截面管壁附近存在較薄的一層流體邊界層，流體邊界層內(nèi)的流速較低；過流截面變形區(qū)附近流場發(fā)生突變，部分流體的流動方向與流道主體的流動方向相反，說明此處存在較明顯的渦流現(xiàn)象；在起始段和管內(nèi)中心部位，速度矢量幾乎是平行的，說明流體在這一段是平穩(wěn)的。分析認為，在截面突變的區(qū)域，流場突變現(xiàn)象較明顯，甚至出現(xiàn)較嚴重的渦流現(xiàn)象，流體的速度大小和方向變化較大，從而加速了非溶解性氣泡從液相中溢出，溢出的氣泡聚集在一起形成大的氣泡或者氣泡群，進而引起空泡腐蝕，加劇了腐蝕；另外，該含CO2氣井井下安全閥內(nèi)徑較小，導致上部8 m處流場擾動劇烈，使該位置處第15根油管腐蝕較為嚴重。

圖3 潿洲11-4油田某含CO2氣井井下安全閥中過流截面示意圖

圖4 潿洲11-4油田某含CO2氣井井下安全閥以上部位天然氣流場分布

從計算結果可以看出，天然氣從井底油管向井口流動過程中，某些局部區(qū)域存在明顯的流動通道直徑發(fā)生改變、流動方向發(fā)生變化等情況，導致油管柱內(nèi)天然氣流場發(fā)生變化，加速了對油管柱內(nèi)壁面的沖蝕。在油管柱內(nèi)天然氣流動通道發(fā)生變化的區(qū)域,天然氣渦流現(xiàn)象嚴重，使得腐蝕性組分的傳質速度和離子活性增加，腐蝕加劇。因此，在流動通道變化明顯區(qū)域，受CO2分壓、高溫和腐蝕性組分的協(xié)同作用，將會出現(xiàn)嚴重的流場誘導腐蝕現(xiàn)象，并且隨著時間的延續(xù)，受流速、流態(tài)所決定的流場誘導腐蝕形態(tài)會反過來進一步影響流速、流態(tài)本身，即存在流道結構與腐蝕之間的協(xié)同效應。所以，為了降低流動誘導腐蝕的程度，建議優(yōu)化油管柱內(nèi)天然氣流動通道結構和井下安全閥附近流動短節(jié)的長度與直徑，降低油管柱內(nèi)天然氣流動通道直徑和流動方向、速度的突然變化，避免出現(xiàn)嚴重的渦流現(xiàn)象。

4 結論與建議

1) 潿洲11-4油田含CO2氣井中相同油管在不同井深處的腐蝕速率差異較大，主要是由于含CO2氣井天然氣在油管通道變化明顯區(qū)域內(nèi)流動過程中其局部流場發(fā)生了變化，加速了對油管柱內(nèi)壁面的沖蝕和腐蝕性介質的傳質過程，從而導致了嚴重的流場誘導腐蝕。

2) 建議通過優(yōu)化油管柱內(nèi)天然氣流動通道的內(nèi)徑以及井下安全閥附近流動短節(jié)長度和內(nèi)徑，降低天然氣流動通道直徑和流動方向、速度的突然變化，避免出現(xiàn)嚴重的渦流現(xiàn)象，進而降低流動誘導腐蝕的程度。

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(編輯：孫豐成)

Analysis on tubing corrosion for gas wells with CO2in WZ 11-4 oilfield

Zhang Chao1Zhang Zhi2Zeng Chunmin1Huang Liang1Xu Fabin1Li Jing2

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China;2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)

Offshore drilling and completion demands high safety and reliability, in particular, the service environment of tubing in gas wells with CO2is harsh and the tubing is likely to be corroded. In consequence, designing only according to API/ISO and GB/SY standards cannot guarantee the integrity of the tubing in service. A research was conducted for a gas well with CO2in WZ 11-4 oilfield to analyze the physical and chemical properties of the material based on the analysis of tubing corrosion morphology. Then, on the foundation of modern computational fluid mechanics, the distribution of flow field within the tubing near the subsurface safety valve was computed. The result shows that in the area with significant variation of flow channel, severe flow-induced corrosion phenomenon will occur in the tubing due to the synergistic impact of CO2partial pressure, high temperature and corrosion components. And correlation exists between the channel structure and corrosion. The research can facilitate identifying the corrosion zone of downhole tubing and provide optimization for tubing structure design.

WZ 11-4 oilfield; gas well with CO2; tubing; flow-induced corrosion

張超，男，工程師，2007年畢業(yè)于西南石油大學，獲碩士學位，主要從事海上鉆井研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編：524057)。E-mail：zhangchao1@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0122-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.018

TE 983

A

2014-05-29 改回日期：2014-11-10

*“十二五”國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)(編號：2011ZX05023-004)”、中國海洋石油總公司“十二五”科技重大專項“東方13-1氣田高溫高壓鉆完井關鍵技術研究(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 12 LTD)”部分研究成果。