注水井管柱完整性評價及注水參數(shù)優(yōu)化研究

馬國銳，許紅林 ，張 智，楊 昆

1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院，新疆 烏魯木齊 830011

2.重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院，重慶 沙坪壩 401331

3.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，四川 成都 610500

引言

塔河油田注水井為直井，井深5 300～7 000 m，地層溫度120～152°C，地層壓力59～78 MPa，投產(chǎn)初期大部分為高溫高壓油氣井，后期部分井轉(zhuǎn)注水。由于注入水溶解氧含量高、礦化度高，加之注水排量大、累積注水量高，注水井長期注采作業(yè)后井筒管柱完整性面臨巨大挑戰(zhàn)。2010—2015 年，注水井檢管26 井次，其中，穿孔等嚴(yán)重腐蝕的23 井次，占比88%，造成井下事故3 井次，嚴(yán)重制約了注水井的長期安全注采和油田注水開發(fā)總體效益。

近年來，國內(nèi)外學(xué)者針對井筒完整性問題日益突出的現(xiàn)狀，重點分析了油氣井鉆井、完井、測試、采油等各作業(yè)階段井筒完整性管理[1-6]，涉及的油氣井類型主要包括頁巖氣井、含硫氣井及含CO2氣井等[7-13]，而專門針對注水井井筒完整性評價和管理的研究很少[14]。張志宏等[15]指出，溶解氧是影響塔河油田注水管網(wǎng)的最主要因素，王娜等[16]研究表明，溶解氧對塔河油田注水系統(tǒng)金屬管道和設(shè)備的腐蝕影響最大，對此他們都提出改建密閉流程、添加除氧劑和緩蝕劑等防腐措施，但這些研究均是針對注水井地面注水系統(tǒng)，不完全適用于井下管柱的長期注采工況。田亮等[17]開展了可有效提高塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏水驅(qū)采收率的定量化注水技術(shù)，張曉等[18]模擬研究了周期注水驅(qū)油機理，提出通過周期性改變注水量和注入壓力可擴大注水波及體積，竇之林等[19]通過優(yōu)化縫洞型油藏單元注水注采參數(shù)來提高注水增油效益。但以上關(guān)于注水井參數(shù)優(yōu)化的研究幾乎僅考慮了注水對增產(chǎn)效果的影響，鮮有開展考慮注水管柱腐蝕的注水參數(shù)優(yōu)化研究。

本文在分析塔河油田注水井井筒腐蝕特征的基礎(chǔ)上，首先，建立注水井管柱腐蝕預(yù)測模型并驗證其可靠性；然后，基于腐蝕預(yù)測模型分析注水井井筒腐蝕的一般規(guī)律；最后，建立注水井管柱失效判據(jù)并開展注水井注水參數(shù)優(yōu)化，為注水井井筒完整性提供理論依據(jù)。

1 注水井管柱腐蝕預(yù)測模型

1.1 注水井管柱腐蝕特征分析

塔河油田現(xiàn)場油管腐蝕檢測表明，注水井管柱腐蝕嚴(yán)重，平均腐蝕速率0.15～1.35 mm/a，且油管腐蝕多集中在井下500～4 000 m。

分析表明，注水井管柱在生產(chǎn)階段的腐蝕主要受二氧化碳的影響；注水階段由于注入水主要是通過鹽水車?yán)\和注水管網(wǎng)供水，在未采取地面除氧和密閉流程前注水井管柱受氧腐蝕影響較嚴(yán)重。實驗表明，水中溶解氣含量相同時，O2對碳鋼的腐蝕速率約是CO2的80 倍。因此，綜合考慮注水井溶解氧含量高、注水排量大、累積注水量高、注水時間長等特點，初步認(rèn)為氧腐蝕是注水井管柱腐蝕的主控因素。

1.2 注水階段O2 腐蝕機理模型

含氧水系統(tǒng)中，氧化還原反應(yīng)是主要的陰極反應(yīng)

該反應(yīng)的速率通常受到氧氣擴散到金屬表面的速率限制，若定義可達到的極限腐蝕電流即為腐蝕電流，同時考慮沿腐蝕金屬表面擴散層的氧濃度是線性分布的，則有

腐蝕電流與擴散層厚度成反比，任何降低擴散層厚度的因素（例如增加流速或降低流體黏度）將會增加腐蝕電流，根據(jù)Song[20]和Tromans[21]研究，水中溶解氧擴散系數(shù)可表示為氧擴散活化能和溫度的函數(shù)

1.3 生產(chǎn)階段CO2 腐蝕預(yù)測模型

CO2腐蝕預(yù)測模型主要有經(jīng)驗?zāi)Ｐ?、半?jīng)驗?zāi)Ｐ秃蜋C理模型，半經(jīng)驗?zāi)Ｐ褪菓?yīng)用較多的一種預(yù)測模型，其中基于De Waard 模型的改進模型目前應(yīng)用最多，常見的有De Waard 95 模型、ECE 模型和Cassandra 模型[23-25]。由于注水井CO2腐蝕主要發(fā)生在生產(chǎn)階段，考慮ECE 模型較好地考慮了原油的影響，本文采用ECE 模型對CO2腐蝕進行預(yù)測，其基本腐蝕速率公式為

1.4 腐蝕預(yù)測模型驗證

針對現(xiàn)場典型注水井已檢管的油管柱開展腐蝕預(yù)測以驗證模型可靠性。以某注水井A為例介紹注水管柱腐蝕預(yù)測流程，該井完鉆井深5 745 m，φ177.8 mm×10.36 mm P110 套管下至5 485 m，φ88.9 mm×6.45 mm P110 油管下至1 874 m，油管外無封隔器。該井裸眼酸壓后先后經(jīng)歷自噴生產(chǎn)和機抽生產(chǎn)，自2008-09 轉(zhuǎn)注水井，先后經(jīng)歷了周期注水和單元注水，注水方式均為環(huán)空反注，該井歷史注采數(shù)據(jù)如圖1 所示。

圖1 典型注水井A 歷史注采數(shù)據(jù)Fig.1 The history data of injection and production for typical water injection Well A

由圖1 可知，該井更換油管柱前經(jīng)歷了復(fù)雜的注采歷史，生產(chǎn)階段產(chǎn)出油、氣、水量以及注水階段注水量均不斷波動。因此，將注采歷史分為10 個階段來精細(xì)統(tǒng)計注采參數(shù)，為預(yù)測油管柱各階段腐蝕速率提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。例如，經(jīng)統(tǒng)計更換油管柱前單元注水共計1 188 d，平均油壓4.40 MPa、套壓2.61 MPa，平均注水排量為344.58 m3/d。

典型注水井A 生產(chǎn)階段產(chǎn)出的天然氣中含CO2和H2S，CO2含量0.06%，H2S 含量49 mg/m3；產(chǎn)出地層水分析為高礦化度弱酸性氯化鈣型，總礦化度為22.1×104mg/L，其中，HCO-3含量為13.52×104mg/L，Cl-含量為13.52×104mg/L，pH 值為6.9。注水階段井口水樣分析表明注入水溶解O2濃度平均高達0.6 mg/L。

由于塔河油田注水井主要為生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注水井，生產(chǎn)階段考慮注水管柱主要受CO2腐蝕，故使用ECE 模型進行腐蝕預(yù)測；注水階段除考慮CO2腐蝕外，還需考慮溶解O2腐蝕，分別使用ECE 模型和氧腐蝕機理模型進行腐蝕預(yù)測，然后將腐蝕速率疊加得到注水階段管柱總腐蝕速率。

圖2 為典型注水井A 預(yù)測各注采階段井筒油管柱腐蝕速率沿井深分布情況，考慮油管柱在各注采階段服役時間后可計算油管總腐蝕量。同樣的，可得到注水井B、C 油管總腐蝕量。表1 為3 口典型注水井預(yù)測油管柱腐蝕量與現(xiàn)場檢管腐蝕量對比情況，可知預(yù)測腐蝕量與檢管腐蝕量平均相對誤差最大為16.9%，表明本文腐蝕預(yù)測方法具有較高可靠性。

圖2 典型注水井A 預(yù)測各注采階段油管柱腐蝕速率沿井深分布Fig.2 The predicted corrosion rate of tubing string along well depth during injection and production for typical water injection Well A

表1 3 口典型注水井預(yù)測油管柱腐蝕量與現(xiàn)場檢管腐蝕量對比Tab.1 The comparison between predicted corrosion and field testing corrosion of tubing string for three typical water injection wells

2 注水井管柱腐蝕規(guī)律分析

2.1 注水井管柱腐蝕的主控階段

由于注水井管柱服役歷史工況復(fù)雜，各階段腐蝕機理、腐蝕規(guī)律、腐蝕速率和腐蝕時間均不同，為降低管柱總腐蝕量，首先應(yīng)找出影響管柱腐蝕的主控階段，為工藝參數(shù)優(yōu)化提供依據(jù)。為此，分別以典型注水井A、B 為例，計算了油井轉(zhuǎn)注后生產(chǎn)階段和注水階段管柱腐蝕量占比隨注水進程的變化，結(jié)果如圖3 所示。

分析圖3 可知，隨著注水的進行，注水階段管柱腐蝕量占比均逐漸增加，注水井A 至第五注水周期結(jié)束后，生產(chǎn)階段管柱腐蝕量僅占總腐蝕量的4.46%；注水井B 在注水240 d 時生產(chǎn)階段管柱腐蝕量僅占總腐蝕量的6.60%。因此，注水井管柱腐蝕主要受注水的影響，注水井制度優(yōu)化應(yīng)主要考慮優(yōu)化注水參數(shù)。

圖3 生產(chǎn)和注水階段管柱腐蝕量占比隨注水進程的變化Fig.3 The corrosion portion of tubing string from production and injection vs water injection time

2.2 注水參數(shù)對腐蝕速率的影響

以典型注水井A 為例，重點分析注水排量和溶解氧濃度對管柱腐蝕速率的影響規(guī)律。注水井A注水歷史數(shù)據(jù)顯示，最大注水排量為513 m3/d，平均注水排量為344.58 m3/d；井口最大溶解氧濃度為2.5 mg/L，井口平均溶解氧濃度為0.6 mg/L。

圖4a，圖4b 分別為不同注水排量和溶解氧濃度下油管柱最大腐蝕速率。分析可知，油管柱最大腐蝕速率隨注水排量和溶解氧濃度增大均呈近似線性增大，且溶解氧濃度對管柱腐蝕速率影響更顯著，為控制注水階段管柱腐蝕量，建議合理控制注水排量并加強除氧。

圖4 注水參數(shù)對管柱最大腐蝕速率的影響Fig.4 The influences of water injection parameters on the maximum corrosion rate for tubing string

3 注水井管柱失效判據(jù)

由于注水井管柱未下封隔器，注水管柱懸掛井口，因此，注水管柱腐蝕后將首先在腐蝕減薄最大位置發(fā)生拉伸失效。考慮不同井深處管柱規(guī)格差異并對管柱按單位長度進行腐蝕預(yù)測。根據(jù)AQ2012—2007《石油天然氣安全規(guī)程》，取管柱抗拉安全系數(shù)為1.6，建立注水井管柱拉伸失效判據(jù)。

油管注入時有

油套環(huán)空注入

4 注水參數(shù)優(yōu)化和應(yīng)用

利用注水井管柱腐蝕預(yù)測模型和管柱失效判據(jù)，分別考慮油管注入和油套環(huán)空注入兩種注水方式，計算了不同注水參數(shù)（注水排量、溶解氧濃度）組合下保證管柱安全的允許極限注水總量，結(jié)果如圖5 所示。

由圖5 可知，注水排量一定時，注入水溶解氧濃度越大，注水井允許極限注水總量越?。蛔⑷胨芙庋鯘舛纫欢〞r，注水排量越大，允許極限注水總量越??；注水排量和溶解氧濃度一定時，油套環(huán)空注入允許的極限注水總量比油管注入時大。同時，由圖還可看出，降低溶解氧濃度可明顯增加允許注水總量，而降低注水排量對允許注水總量影響總體不大。利用該圖版可方便指導(dǎo)現(xiàn)場檢管作業(yè)時間，例如，某單元注水井注水方式為油管注入，若注入水溶解氧濃度為5 mg/L，注水平均排量為100 m3/d，由圖可知該井允許累積注水量為1.86×105m3，可安全注水5.10 a；若注水平均排量為200 m3/d，則允許累積注水量為1.73×105m3，可安全注水2.37 a。因此，實際中應(yīng)重點加強除氧，同時合理控制注水排量，從而保證注水井長期井筒完整性。

圖5 不同注水排量和溶解氧濃度下的允許極限注水總量Fig.5 The allowable limit injection water volume under different water injection displacement and dissolved oxygen concentration

2015—2018 年，西北油田分公司采油一廠、采油二廠和采油三廠針對目前潛在風(fēng)險注水井開展了注水井井筒完整性評價，發(fā)現(xiàn)存在中度風(fēng)險井17 口、重度風(fēng)險井4 口，針對風(fēng)險井采油廠通過注水作業(yè)工作制度優(yōu)化和周期調(diào)整，保障了注水井安全生產(chǎn)，有效提高了注水增油綜合效益。

5 結(jié)論

（1）針對塔河油田注水井生產(chǎn)和注入階段腐蝕特征，建立了注水井管柱腐蝕預(yù)測模型，典型注水井預(yù)測油管柱腐蝕量與現(xiàn)場檢管腐蝕量平均相對誤差最大為16.9%，表明管柱腐蝕預(yù)測模型和方法具有較高可靠性。

（2）注水井管柱腐蝕主要發(fā)生在注水階段，管柱腐蝕速率隨注水排量和溶解氧濃度的增加均逐漸增大。

（3）注水排量一定，溶解氧濃度越大，允許極限注水總量越??；溶解氧濃度一定，注水排量越大，允許極限注水總量也越小；注水排量和溶解氧濃度一定時，油套環(huán)空注入允許的極限注水總量比油管注入時大。建議重點加強除氧并合理控制注水排量。