渤海油田油管腐蝕規(guī)律及剩余強(qiáng)度研究*

吳奇兵，何 睿，陳澤光，李文濤

(中海油安全技術(shù)服務(wù)有限公司 天津 300457)

0 引 言

隨著我國(guó)工業(yè)技術(shù)發(fā)展，常規(guī)的陸地油氣田已經(jīng)不能滿(mǎn)足能源需求，勘探開(kāi)發(fā)也逐漸向海洋、極地等惡劣環(huán)境發(fā)展，技術(shù)工藝上的挑戰(zhàn)也隨之而來(lái)，由油管腐蝕引起的油管壽命縮短便是其中之一。在生產(chǎn)過(guò)程中，油管長(zhǎng)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，大大加快了油管的腐蝕，導(dǎo)致油管頻繁失效，帶來(lái)了巨大的經(jīng)濟(jì)損失和安全隱患。因此，分析油管的腐蝕剩余強(qiáng)度對(duì)指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)的安全生產(chǎn)具有十分重要的意義。

國(guó)內(nèi)外專(zhuān)家學(xué)者也對(duì)油管腐蝕進(jìn)行了多項(xiàng)研究：張智等[1]建立了CO2吞吐井的油管腐蝕預(yù)測(cè)模型，分析了生產(chǎn)階段油管腐蝕的規(guī)律，提出了油管腐蝕的主控因素。馬旭等[2]通過(guò)掛片實(shí)驗(yàn)對(duì)蘇里格地區(qū)的油管腐蝕產(chǎn)物及原因進(jìn)行了研究，認(rèn)為氣井積液是油管腐蝕的主要影響因素之一。王娟等[3]對(duì)油管下入深度對(duì)其腐蝕的影響進(jìn)行了研究，結(jié)果表明添加緩蝕劑后的油管腐蝕量隨下深增加而減小，未添加緩蝕劑的油管，腐蝕隨下深增加而增大。

目前已有的油管腐蝕模型都以H2S、CO2分壓作為主控因素[4-10]，而渤海油田大部分地區(qū)不含H2S，CO2含量較少，因此，模型計(jì)算結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際數(shù)據(jù)存在很大誤差。為此，筆者在已有的CO2腐蝕預(yù)測(cè)模型基礎(chǔ)上，考慮溫度、壓力、二氧化碳分壓及含水率等因素耦合對(duì)渤海油田油管腐蝕的影響，建立海上油田油管柱的腐蝕模型及剩余強(qiáng)度預(yù)測(cè)模型，并進(jìn)行實(shí)例計(jì)算驗(yàn)證模型可靠性。

1 油管腐蝕影響因素及預(yù)測(cè)模型

1.1 油管腐蝕的影響因素

1.1.1含水率對(duì)油管腐蝕的影響

當(dāng)含水率在30%～50%時(shí)，采出液主要為油包水型乳狀液，此時(shí)油管表面主要與原油接觸，腐蝕受到抑制，腐蝕速率較低。但如果含水率進(jìn)一步增加，水包油型乳狀液含量上升，油管壁更容易直接與水接觸，甚至?xí)贿B續(xù)水膜潤(rùn)濕，明顯增加CO2的腐蝕速率。但當(dāng)含水率大于70%時(shí)，此時(shí)采出液更加接近于完全的水腐蝕環(huán)境，腐蝕過(guò)程主要由腐蝕介質(zhì)轉(zhuǎn)移速率控制，含水率對(duì)油管壁的CO2腐蝕速率存在影響，但不發(fā)揮主要控制作用[11-14]。

1.1.2 溫度的影響

溫度對(duì)油管腐蝕的影響是復(fù)雜的。一方面，當(dāng)溫度降低時(shí)，氣體在腐蝕介質(zhì)中的溶解度增大，導(dǎo)致腐蝕速率升高；另一方面，溫度降低又會(huì)使離子活動(dòng)減速，化學(xué)和電化學(xué)反應(yīng)速率減慢，從而導(dǎo)致腐蝕速率降低。

1.1.3 壓力的影響

壓力增加會(huì)直接影響腐蝕性氣體的溶解量，促使腐蝕作用快速發(fā)生，但腐蝕產(chǎn)物的快速生成，不斷沉積，又會(huì)附著在油管表面抑制腐蝕。

1.1.4 礦化度的影響

隨著礦化度的增加，腐蝕介質(zhì)中所含離子的濃度增加，使得腐蝕介質(zhì)電導(dǎo)率不斷增加，腐蝕速率加快，但部分成垢離子會(huì)與CO2結(jié)合沉積并附著在油管壁上阻礙腐蝕的進(jìn)一步發(fā)生。

1.1.5 氯離子的影響

氯離子對(duì)油管腐蝕的影響主要是通過(guò)影響腐蝕產(chǎn)物膜的致密性，氯離子濃度增加會(huì)使得腐蝕產(chǎn)物形態(tài)疏松，從而加劇腐蝕反應(yīng)。

1.1.6 流速的影響

流速通過(guò)影響腐蝕產(chǎn)物膜影響腐蝕，總體上腐蝕會(huì)隨流速增大而加快。當(dāng)不存在腐蝕產(chǎn)物膜的時(shí)候，流速加快會(huì)促使基體表面液體介質(zhì)中各腐蝕物質(zhì)的循環(huán)擴(kuò)散，從而加速腐蝕過(guò)程。當(dāng)基本表面附著腐蝕產(chǎn)物膜時(shí)，較快的流速或?qū)w產(chǎn)生較大沖擊的流型會(huì)破壞產(chǎn)物膜的完整性，從而造成電化學(xué)腐蝕反應(yīng)的加劇。

1.2 油管腐蝕速率預(yù)測(cè)模型

二氧化碳腐蝕模型主要是通過(guò)闡述基本理論公式在二氧化碳影響因素變化的條件下所造成的不同腐蝕情況，通過(guò)校正因子校正理論公式，得到一個(gè)跟現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際腐蝕環(huán)境下更為貼近的腐蝕速率。具有代表性的有挪威的Norsok M506模型、Shell公式的DWM模型以及Intertech公司的ECE模型，每個(gè)模型都有其著重考慮的因素，適合不同的腐蝕環(huán)境。本文考慮了溫度、壓力、生產(chǎn)速率、含水率、油管井斜角等因素，選用碳鋼管柱CO2腐蝕速率的預(yù)測(cè)模型[15-17]。其表達(dá)式為:

(1)

式(1)中，vcorr為腐蝕速率，mm/a;Vr為受活化反應(yīng)控制的腐蝕速度，mm/a；vm為受物質(zhì)傳遞控制的腐蝕速度，mm/a。

獨(dú)立的動(dòng)力學(xué)模型為(活化控制部分)：

(2)

式(2)中，pHactual為實(shí)際測(cè)得溶液的pH值；

pHco2為一定CO2分壓下的溶液pH的計(jì)算值，無(wú)量綱。

pHco2=3.82+0.003 84T-0.5log(10×Pco2)

(3)

式(3)中，T為溫度，K；Pco2為CO2分壓，MPa。

(4)

式(4)中，u為介質(zhì)流速，m/s；d為管徑，m。

為了使預(yù)測(cè)結(jié)果更接近實(shí)際生產(chǎn)，引入原油腐蝕因子，大小介于0～1之間，與腐蝕速率相乘修正腐蝕速率。原油腐蝕因子Foil計(jì)算公式為：

(5)

式(5)中，F(xiàn)oil為原油腐蝕因子,無(wú)單位；Wbreak為原油最大含水率，%；?為井斜角，(°)：W為含水率，無(wú)因次；Uliq為液體流速，m/s。

該模型在基礎(chǔ)模型考慮因素(溫度、CO2分壓、pH、Fe2+濃度、腐蝕產(chǎn)物膜等)的基礎(chǔ)上，更多地考慮了原油的影響(含水率、液體流速、流動(dòng)傾角等)，井筒中流體相態(tài)的變化對(duì)腐蝕程度也有影響。

2 油管腐蝕后剩余強(qiáng)度及服役壽命預(yù)測(cè)方法

2.1 腐蝕后剩余強(qiáng)度計(jì)算方法

由 API TR 5C3進(jìn)行均勻腐蝕剩余強(qiáng)度計(jì)算。

2.1.1 剩余抗拉強(qiáng)度

假設(shè)管柱受到的軸向拉力為T(mén)0，其軸向應(yīng)力為σ，則有T0=σS。管柱的腐蝕速率為v，服役時(shí)間為t，則有管柱內(nèi)徑r=ro+vt，此時(shí)管柱橫截面積為：

S=π[R2-(r0+vt)2]/4

(6)

式(6)中，v為管柱的腐蝕速率，mm/a；R為管柱的外徑，mm；r0為管柱的原始內(nèi)徑，mm；t為服役時(shí)間，a。

He has seven arms.He has no sense of humor（幽默感）.He only has one dream：to relax（休息）.

軸向拉力T0為：

T0=σS=πσ[R2-(r0+vt)2]/4

(7)

式(7)中，S為管體橫截面的面積，m2；σ為其軸向應(yīng)力，N/m2。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：

(8)

式(8)中，σy為管柱屈服強(qiáng)度，MPa；T為軸向力，kN。

管柱的剩余抗拉強(qiáng)度為：

Tc=σyS=πσy[R2-(r0+vt)2]/4

(9)

2.1.2 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)，管柱軸向應(yīng)力為：

(10)

式(10)中，δ為壁厚，單位mm；Pi為內(nèi)壓力，MPa。

當(dāng)管柱腐蝕時(shí)間t后，其軸向應(yīng)力：

(11)

當(dāng)管柱軸向應(yīng)力σc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：

(12)

2.1.3 管柱剩余抗擠強(qiáng)度

設(shè)管柱受到的外擠力為Pc，則管柱受到的外擠應(yīng)力為：

(13)

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：

(14)

2.2 剩余服役壽命預(yù)測(cè)方法

均勻腐蝕剩余壽命預(yù)測(cè)模型為：

(15)

式(15)中，RL為剩余壽命，a；tam為管體名義壁厚，mm；tmin為保障安全的最小壁厚，mm，V為腐蝕速度，mm/a。

檢測(cè)數(shù)據(jù)剩余壽命預(yù)測(cè)模型為：

t=aebT

(16)

式(16)中，a、b為實(shí)驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)擬合出的常數(shù)；T為時(shí)間，d；e為自然常數(shù)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 實(shí)例井基本情況

實(shí)例井位于渤海中部海域，屬渤中坳陷石臼坨凸起西南段，該井的井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。該井于2005年9月投產(chǎn)，投產(chǎn)以來(lái)的生產(chǎn)情況如圖2所示。

圖1 實(shí)例井井身結(jié)構(gòu)圖

該井的天然氣、原油的成分分析見(jiàn)表1、表2，可知該井產(chǎn)出液中不含H2S，CO2含量較少，且原油密度、粘度較大等特點(diǎn)。

圖2 實(shí)例井產(chǎn)量曲線

表1 天然氣成分分析表

表2 原油成分分析表

3.2 腐蝕速度預(yù)測(cè)結(jié)果

由圖2可知該實(shí)例井的含水率及產(chǎn)量變化較大，因此將該井按含水率及產(chǎn)量變化劃分為生產(chǎn)初期、生產(chǎn)中期、生產(chǎn)末期三個(gè)階段，再分別計(jì)算腐蝕量。

生產(chǎn)初期為2005～2006年，含水率較低，產(chǎn)液較為理想。平均產(chǎn)液量40 m3/d，平均產(chǎn)油35 m3左右，平均含水量1.2 m3，含水3%，油壓0.9 MPa，溫度43 ℃，油氣比13，產(chǎn)氣0.045 5萬(wàn)方。

生產(chǎn)中期為2008～2018年，含水率較初期變高，平均產(chǎn)液量30 m3/d，平均產(chǎn)油9.56 m3左右，平均產(chǎn)水20.68 m3，含水68%，油壓1 MPa，溫度40 ℃，油氣比6，產(chǎn)氣0.005 4萬(wàn)方。

生產(chǎn)末期以2019年為基準(zhǔn)，預(yù)測(cè)2019年后，含水率高，平均產(chǎn)液量29 m3/d，平均產(chǎn)油3.9 m3，平均產(chǎn)水25.7 m3，含水86.8%，油壓0.7 MPa，溫度56 ℃，油氣比29，產(chǎn)氣0.011 5萬(wàn)方。

3.2.1 井筒溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)

根據(jù)不同時(shí)期的基本數(shù)據(jù)，計(jì)算該井三個(gè)時(shí)期的井筒溫度與井深關(guān)系圖，如圖3所示。在接近地表處，井筒溫度隨著深度的增加而減小，隨后持續(xù)增加，但最大值仍低于50 ℃。

圖3 油管溫度分布

圖4所示為該井三個(gè)不同時(shí)期內(nèi)井筒壓力隨井深變化的關(guān)系圖。三個(gè)不同時(shí)期的井筒壓力大小及變化趨勢(shì)基本一致，均隨井深增大而增大。

圖4 油管壓力分布

3.2.2 油管腐蝕速率計(jì)算

典型井油管腐蝕速率隨井深的變化如圖5所示。從圖中可以看出，油管腐蝕速率隨著井深增加是不斷增大的，生產(chǎn)初期和生產(chǎn)中期含水率較低，腐蝕速率也較低，但生產(chǎn)末期含水率的迅速上升，導(dǎo)致生產(chǎn)末期腐蝕速率迅速增大。

圖5 油管腐蝕速率

以生產(chǎn)中期階段為例研究不同含水率對(duì)油管腐蝕速率的影響如圖6所示?？梢钥闯鲈谄渌麠l件一定時(shí)，隨著含水率的增大腐蝕速率逐漸增大，含水率對(duì)腐蝕速率影響較大。

圖6 油管腐蝕速率隨含水率變化曲線

3.3 油管剩余強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果

由式(12)可以計(jì)算出油管的剩余抗拉強(qiáng)度，其沿井深的分布如圖7所示。由式(15)可以計(jì)算油管的剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度，其沿井深的分布如圖8所示。由式(17)可以計(jì)算油管的剩余抗外擠強(qiáng)度，其隨井深的分布如圖9所示。

圖7 油管剩余抗拉強(qiáng)度

圖9 油管剩余抗外擠強(qiáng)度

3.4 油管剩余服役壽命計(jì)算結(jié)果

選用均勻腐蝕模型計(jì)算油管的剩余服役壽命，與根據(jù)API Spec 5CT計(jì)算的結(jié)果進(jìn)行對(duì)比。均勻腐蝕模型參數(shù)見(jiàn)表4。

表4 均勻腐蝕模型參數(shù)表

根據(jù)表4中的數(shù)據(jù)，結(jié)合均勻腐蝕模型，可以計(jì)算出生產(chǎn)末期條件，油管的服役壽命為14 a。

由API Spec 5CT計(jì)算可以計(jì)算出油管不同條件下的剩余安全系數(shù)，當(dāng)剩余安全系數(shù)小于極限安全系數(shù)時(shí)，油管發(fā)生失效，圖10為油管剩余三軸系數(shù)圖，圖11為油管剩余抗內(nèi)壓系數(shù)圖，圖12為油管剩余抗外擠系數(shù)圖，從圖中可以看出，隨著服役時(shí)間的增長(zhǎng)，1 200 m處的油管剩余三軸系數(shù)在第16 a時(shí)小于安全線，表明出現(xiàn)了風(fēng)險(xiǎn)；剩余抗拉系數(shù)隨著時(shí)間增長(zhǎng)也出現(xiàn)了降低的趨勢(shì)，約在第16 a，油管低端部分剩余抗內(nèi)壓系數(shù)小于安全線，表明油管有壓斷的可能；剩余抗外擠系數(shù)隨著服役時(shí)間增加而減小，且在16 a時(shí)，1 200 m處的剩余抗外擠系數(shù)小于安全值，表明油管此時(shí)可能已經(jīng)被擠扁，出現(xiàn)了風(fēng)險(xiǎn)。因此，生產(chǎn)末期條件下油管的剩余壽命應(yīng)為16 a，與均勻腐蝕模型計(jì)算的結(jié)果相近，表明該模型較為可靠。

圖10 油管剩余三軸系數(shù)

圖11 油管剩余抗內(nèi)壓系數(shù)

圖12 油管剩余抗外擠安全系數(shù)

4 結(jié) 論

1)在腐蝕性氣體含量較低的情況下，油管的腐蝕速率主要受到含水率的影響。含水率越大，油管腐蝕速率越大。在末期含水86.8%時(shí)，油管腐蝕速率最高達(dá)0.348 mm/a。

2)根據(jù)剩余強(qiáng)度計(jì)算結(jié)果，該井若保持目前的生產(chǎn)條件不變，油管最多只能服役16 a。應(yīng)盡早采取措施，降低產(chǎn)出流體中水的含量，從而減輕腐蝕，增長(zhǎng)井的壽命。

3)該模型計(jì)算油管服役壽命16 a，均勻腐蝕模型計(jì)算結(jié)果14 a，兩模型結(jié)果較為符合，結(jié)果可靠。