CO2吞吐井油管柱不同生產制度下的腐蝕規(guī)律研究*

張 智，楊 昆，劉和興，李 磊，丁 劍，劉金銘

(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.中海油(中國)有限公司湛江分公司 廣東 湛江 524057)

0 引 言

如何提高采收率是油田開采長期面臨的問題，對“一次采油”、“二次采油”、“三次采油”的油田開采技術劃分方式，國際上已重新分為“利用天然能量采油技術”、“補充地層能量采油技術”、“提高石油采收率技術”[1]。CO2吞吐采油作為“提高石油采收率技術”之一，其增產原理為：注入的CO2與地層中的原油發(fā)生混相反應，降低原油粘度，增加油井產量。同時，該項技術又一定程度上實現了CO2的利用與封存，是CCUS(Carbon Capture，Utilization and Storage：碳捕獲、利用與封存)技術[2-3]中極具前景的一項技術。CO2吞吐井存在周期注采的特點，各個注采周期可分為注氣、燜井、放壓、生產四個階段，每個吞吐周期的各個階段，CO2會對井下管柱造成不同程度的腐蝕[4-9]。生產階段具有持續(xù)時間長、井筒內流動狀態(tài)復雜、流動介質多樣等特點，是腐蝕發(fā)生的主要階段[10]。華北油田餾58井的N80油管柱，在井下服役18個月之后，由于CO2腐蝕而穿孔，造成井噴[11]。自1995年至2017年，CO2腐蝕給中原油田造成了10口井17井次的管柱穿孔和斷脫事故[12]。可以看出，CO2吞吐井極易出現生產管柱腐蝕穿孔失效，從而影響井筒完整性，乃至造成井下安全事故。隨著注采周期的進行，在生產過程中井筒中的流動狀態(tài)從一開始的單相油流或者油水同產轉變?yōu)橛蜌馑嗔鲃?，且產出氣體中CO2含量極高。生產制度的變化會導致井筒溫度場和壓力場的變化，三者的改變又同時影響著生產管柱受CO2腐蝕的程度。本文通過研究油氣井井筒氣液兩相流動條件下的溫度壓力計算方法、受不同油氣水產量和不同井筒溫度壓力影響的生產管柱腐蝕規(guī)律，建立了CO2吞吐井生產管柱不同油氣水產量下腐蝕預測方法，可對CO2吞吐井生產管柱在不同生產制度下的腐蝕規(guī)律進行預測，為現場管控提供理論依據，以延長井下管柱的服役壽命，維持CO2吞吐井的安全、穩(wěn)定生產，使油田效益最大化。

本文系統(tǒng)調研了目前的主要CO2腐蝕預測模型，并在其中選取了適用于CO2吞吐井的模型作為基礎模型。1975年，De Waard等發(fā)布了第一個版本的DW腐蝕預測模型[13]，并于1995年版[14]中加入了實驗室模擬腐蝕實驗擬合數據(DW 95模型)，作為經典的CO2腐蝕預測模型，目前該模型使用最為廣泛。挪威石油公司等開發(fā)了Norsok M-506模型[15]，該模型對pH值的變化較為敏感，且更大程度地考慮了保護性腐蝕薄膜在高溫和高pH下的效果。BP公司在DW模型的基礎之上建立了Cassandra模型[16]，該模型更多地考慮了pH值對腐蝕速率的影響，能預測管柱在更高溫度下的腐蝕速率。Intetech開發(fā)的ECE模型[17]是基于DW模型的另一CO2腐蝕預測模型，該模型具有計算pH的模塊，并且考慮了原油潤濕性、少量H2S以及醋酸的影響，可用于油氣井管柱及油氣集輸管道。此外，現有的CO2腐蝕預測模型還包括Hydrocor模型、Corplus模型、KSC模型、Multicorp模型、Predict模型、Tulsa模型、SweetCor模型等。

1 模型的建立

1.1 井筒溫度壓力場計算方法

CO2吞吐井生產過程中井筒內為氣液兩相流動，采用氣液兩相管流計算井筒溫度壓力場[18-19]。兩相管流過程十分復雜，在建立模型的過程中需要其流動狀態(tài)做以下假設：

1)井筒中多相流體流動狀態(tài)為一維穩(wěn)定流；

2)只考慮熱量在井筒方向上的徑向傳遞，而忽略其軸向傳遞；

3)井筒外部環(huán)境按井筒軸線對稱分布；

4)流體在地層中的滲流方式為等溫滲流。

以井底為起點，從下向上將井筒分為若干個微元段dz，由式(1)的能量守恒和熱力學基本定律：

(1)

式中：tf為井筒流體溫度，℃；z為從井底向上的井身長度，m；Cpm為混合物流體定壓比熱，J/(kg·℃)；q為單位質量熱流密度，J/(m·s)；vm為混合物流體速度，m/s；g為重力加速度，m/s2；θ為管斜角，(°)；CJm為混合物流體焦-湯系數，K/Pa；p為流體壓力，Pa。

將CO2吞吐井井身結構簡化為油管、套管、水泥環(huán)三種傳熱介質，井筒內流體經油管和套管向水泥環(huán)進行穩(wěn)定傳熱，再由水泥環(huán)向地層進行非穩(wěn)定傳熱。可得式(2)的熱流梯度：

(2)

式中：rto為油管外半徑，m；Uto為地層總傳熱系數；Ke為地層導熱系數，W/(m·℃)；wt為混合物流體質量流量，kg/s；tD為瞬態(tài)傳熱函數，無因次；te為環(huán)境溫度，℃。

不計油管柱內壁對流換熱熱阻以及油套管柱導熱熱阻，可得式(3)的總傳熱系數：

(3)

式中：hc為環(huán)空流體對流傳熱系數，W/(m2·℃)；hr為環(huán)空流體輻射傳熱系數，W/(m2·℃)；rh為水泥環(huán)半徑，m；rco為套管外半徑，m；Kcem為水泥環(huán)導熱系數，W/(m·℃)。

式(4)為環(huán)境溫度：

te=tek+(zk-z)gksinθ

(4)

式中：tek為某段環(huán)境底部溫度，℃；zk為某段環(huán)境底部井身長度，m；gk為某段地層的溫度梯度，℃/100 m。

將(2)、(4)式代入(1)可得式(5)的壓力溫度耦合式：

(5)

(6)

(7)

式中：A為引入的松弛距離，其物理意義為任意流通斷面的地溫(靜溫)按井筒內流體流動溫度梯度折算到流溫曲線所產生的相對距離，m；ρm為混合物流體密度，kg/m3；fm為混合物在油管中流動的摩阻系數，無因次。

將式(1)、(2)的右側分別用F1和F2表示，得到式(8)的壓力p和溫度t關于井身長度z的函數表達式：

(8)

以井底壓力p0、井底溫度t0為已知點求解，(8)式邊界條件為式(9)：

(9)

采用四階龍格庫塔法求解以上常微分方程組，即可得到CO2吞吐井生產過程中井筒不同井深處的溫度、壓力[20]。

油套環(huán)空中溫度壓力計算時，將模型中管子直徑用水力相當直徑替代，環(huán)空水力相當直徑如式(10)：

De=Do-Di

(10)

式中：D為油管內徑，m；De為環(huán)空外管內徑，m；Di為環(huán)空內管外徑，m。

1.2 CO2腐蝕預測模型

對于CO2吞吐井，本文參考了考慮pH值影響、適用于更高溫度條件下的Cassandra模型與ECE模型。

Cassandra模型是基于DW95模型建立起來的，DW95模型包含了與流速無關的腐蝕反應動力學過程和與流速相關的傳質過程，在較低溫度的情況下，該模型可以較準確地預測出CO2腐蝕速率。其腐蝕預測模型為式(11)：

(11)

式中：Vcorr為腐蝕速率，mm/a；Vr為無擴散控制時的最大活化控制腐蝕速率，mm/a；Vm為受物質傳遞控制的腐蝕速率，mm/a。

為了實現更高溫度條件下的CO2腐蝕速率預測，BP公司在DW95模型的基礎之上進行了改進，見式(12)。該模型主要考慮了溫度、壓力、CO2含量、流體介質中的水質情況、流體流速、流體pH值以及管道過流面積等腐蝕因素的影響。

0.41log(fCO2)-0.34pH

(12)

(13)

(14)

式中：T為體系溫度，℃；fCO2為CO2有效壓力，MPa；pH為體系pH值；U為液體流速，m/s；d為液體密度，g/mL；Ts為垢層溫度，℃。

ECE模型基本腐蝕速率公式同式(11)，其中活化控制部分為式(15)：

0.34(pHactual-pHCO2)

(15)

式中：pCO2為CO2分壓，MPa；pHactual為實際測得的溶液pH值，無因次；pHCO2為一定CO2分壓下溶液的pH計算值，無因次。

物質傳遞控制部分為式(16)：

(16)

(17)

式中：W為含水率，%；Wbreak為油水兩相分離前油相所夾帶的最大含水量，%；δ為流動傾角。

原油因子受其密度、流速、流動傾角影響。由原油的濃度可以算出其乳化臨界點，當含水率低于乳化臨界點時，形成油包水，此時腐蝕程度較輕；含水率高于乳化臨界點時，形成水包油乳化液，腐蝕程度加強；在高含水或低流速的情況下，水從油中分離出來形成連續(xù)相，加劇腐蝕[21]。

2 關鍵參數計算

2.1 直接獲取的參數

CO2吞吐井基于不同生產制度下的溫度壓力計算中，可以從油井井史資料以及生產數據中直接獲取的參數有：井斜數據、管串結構、地溫梯度、地壓梯度、產出流體組分及產量等。根據油井所處區(qū)塊地質特征獲取相關地質參數，根據產出流體組分性質分析其相關流體參數，結合現場直接可獲取的參數即可進行不同生產制度下油井的溫度壓力場計算。

2.2 間接獲取的參數

1)體系pH值

本文建立的CO2吞吐井腐蝕預測方法更大地考慮了體系的pH值影響，此處給出井筒內流體pH值的計算方法。

井筒內流體體系可能發(fā)生的反應有：

(18)

(19)

(20)

(21)

H2O→H++OH-KW=CH+·COH-

(22)

(23)

(24)

式中：Kh，Khy，K1，K2，KW，KSP1，KSP2分別代表各式的反應平衡常數，他們的取值可通過以下各式進行計算[22]：

(25)

Khy=0.002 58

(26)

(27)

(28)

(29)

KSP1=5×10-9

(30)

KSP2=6.8×10-6

(31)

由溶液電中性基本原理，當體系反應達到平衡時：

(32)

由以上各式聯(lián)立可得：

(33)

pH=lgCH+

(34)

由式(33)、(34)即可計算得到體系pH值。

2)CO2分壓

CO2吞吐井產出氣體中99%以上為CO2，有文獻[23]分析油氣井CO2分壓計算方法提出，油井的CO2分壓為飽和壓力與分離氣中CO2摩爾百分含量的乘積。

3 算例分析與討論

某油田典型CO2吞吐井為一直井，完鉆井深2 006 m，人工井底1 986 m，油藏中部壓力值13.37～13.98 MPa，靜溫68 ℃，經注CO2，生產過程中開始產氣，氣體成分為99%CO2。典型井管柱結構見表1。

表1 典型CO2吞吐井井下管柱基本信息

井身結構如圖1所示。

圖1 典型CO2吞吐井井身結構

現場對該井進行40臂井徑成像測井，得到油層套管腐蝕損傷情況，利用本文所建模型預測套管柱腐蝕深度隨井深變化規(guī)律，兩者對比情況如圖2所示。

圖2 腐蝕預測結果與現場實測值對比

由圖2可以看出，腐蝕預測結果與現場檢測值吻合度較高，可滿足工程需要。

通過典型井基礎數據以及已有模型，以井底溫度壓力為起始點，可計算該井在不同生產制度下的井筒溫度、壓力場，進而進行油管柱腐蝕速率預測。

產油量取5、10、15 m3/d，產氣量取600、800、1 000 m3/d，產水量取5、10、15 m3/d，分析產油量對管柱的腐蝕影響規(guī)律時，固定產氣量和產水量分別為800、10 m3/d，分別計算產油量為5、10、15 m3/d時的管柱腐蝕規(guī)律。與此類似，計算不同產氣量與產水量條件下的管柱腐蝕規(guī)律。本文給出的腐蝕預測方法可計算CO2吞吐井生產套管柱與油管柱腐蝕規(guī)律，下文以油管柱為例，分析典型CO2吞吐井生產管柱在不同生產制度下的腐蝕規(guī)律。

3.1 產油量的影響

固定產氣量800 m3/d，產水量10 m3/d，不同產油量條件下油管內溫度壓力場如圖3和圖4所示。同一產油量情況下，油管柱內流體溫度壓力隨井深增加而升高；不同產油量情況下，相同井深油管柱內各點溫度隨產油量的增加而升高，壓力隨產油量增加而降低。

圖3 不同產油量下典型CO2吞吐井溫度場

圖4 不同產油量下典型CO2吞吐井壓力場

基于已得溫度壓力場，計算典型CO2吞吐井不同產油量情況下油管柱腐蝕速率預測曲面如圖5所示。由計算結果可知，在維持產水量和產氣量不變的情況下，隨產油量增加，油管柱腐蝕速率在全井段均呈現出減小的趨勢，減小的幅度隨井深增加而減小。

圖5 不同產油量下典型CO2吞吐井油管柱腐蝕速率

3.2 產氣量的影響

固定產油量10 m3/d，產水量10 m3/d，不同產氣量條件下油管內溫度壓力場如圖6和圖7所示。同一產氣量情況下，油管柱內流體溫度壓力隨井深增加而升高；不同產氣量情況下，相同井深油管柱內各點溫度隨產氣量的增加而升高，壓力隨產氣量的增加而降低。

圖6 不同產氣量下典型CO2吞吐井溫度場

圖7 不同產氣量下典型CO2吞吐井壓力場

基于已得溫度壓力場，計算典型CO2吞吐井不同產氣量情況下油管柱腐蝕速率預測曲面如圖8所示。

圖8 不同產氣量下典型CO2吞吐井油管柱腐蝕速率

由計算結果可知，在維持產油量和產水量不變的情況下，隨產氣量增加，油管柱腐蝕速率在全井段均呈現出增加的趨勢。

3.3 產水量的影響

固定產油量10 m3/d，產氣量800 m3/d，不同產水量條件下油管內溫度壓力場如圖9和圖10所示。同一產水量情況下，油管柱內流體溫度壓力隨井深增加而升高；不同產水量情況下，相同井深油管柱內各點溫度隨產水量的增加而升高，壓力隨產水量的增加而降低。

圖9 不同產水量下典型CO2吞吐井溫度場

圖10 不同產水量下典型CO2吞吐井壓力場

基于已得溫度壓力場，計算典型CO2吞吐井不同產產水量情況下油管柱腐蝕速率預測曲面如圖11所示。由計算結果可知，在維持產油量和產氣量不變的情況下，隨產水量增加，油管柱腐蝕速率在全井段均呈現出增加的趨勢。

圖11 不同產水量下典型CO2吞吐井油管柱腐蝕速率

3.4 含水率的影響

固定產氣量800 m3/d，產液量20 m3/d，不同含水率條件下油管內溫度壓力場如圖12和圖13所示。同一含水率情況下，油管柱內流體溫度壓力隨井深增加而升高；不同含水率情況下，相同井深油管柱內各點溫度隨含水率的增加而升高，壓力隨含水率的增加而降低。

圖12 不同含水率下典型CO2吞吐井溫度場

圖13 不同含水率下典型CO2吞吐井壓力場

典型CO2吞吐井不同含水率情況下油管柱腐蝕速率預測曲面如圖14所示。計算結果表明，在維持產液量和產氣量不變的情況下，隨含水率增加，油管柱腐蝕速率在全井段均呈現出增加的趨勢，增加幅度較為明顯。

圖14 不同含水率下典型CO2吞吐井油管柱腐蝕速率

4 結 論

1)本文建立了考慮井筒溫度壓力及生產制度影響下的CO2吞吐井腐蝕預測方法，預測結果與現場檢測數據對比驗證了預測方法的可靠性。

2)溫度壓力、油氣水配產、介質流速均會對CO2吞吐井油管柱腐蝕速率造成影響，生產制度的改變會造成上述因素同時改變。典型CO2吞吐井計算結果表明，當產油量增加，油管柱腐蝕速率隨之減??；當產氣量或產水量增加，油管柱腐蝕速率隨之增大。

3)僅考慮含水率對CO2吞吐井生產管柱腐蝕速率的影響，計算結果表明，維持產氣量與產液量不變的條件下，隨產出流體含水率的增加，油管柱腐蝕速率明顯增大，說明井下管柱腐蝕速率對產水量十分敏感，建議現場采取合理措施進行控水管理。