耐蝕連續管在CCUS技術中的應用*

潘若生

（吉林油田公司油氣工程研究院，吉林 松原 138000）

1 概 述

國內各大油田前期CCUS 均處于礦場試驗階段，尚未進入工業化推廣，在國家提出雙碳目標后，中石油啟動了三百萬噸CCUS 重大示范工程項目，中石化建成了百萬噸級CCUS 項目，但CCUS技術普遍應用于已開發油田，對于長期CO2封存提出了挑戰，主要原因為CO2轉注老井套管、固井水泥及水泥返高等未按CO2驅注氣井要求進行設計。老井的工藝結構如圖1所示，注氣管柱作為第一道屏障，對完整性提出更高要求，因此連續管作為注入管柱具有天然的優勢。

圖1 老井工藝結構示意圖

2 CO2注入工藝設計要求

CO2注入工藝在考慮初期管道完整性基礎上，重點還應考慮服役過程中防腐及氣密封長期穩定性問題。根據開發需求，為了避免單方向油井產氣量增大，大幅提高采收率，普遍采用水氣交替抑制氣竄、擴大波及體積[1-2]，但水氣交替過程中CO2和水的頻繁交替注入，給工藝設計提出了更高的要求。

水氣交替注入過程的水、氣分布如圖2 所示。水氣交替過程中水、氣流速不同，井筒處于氣液共存狀態，從而對井口設備、井下管柱等造成腐蝕；并且老井井口、套管、水泥等均無法滿足CO2防腐及密封要求，因此注入管柱需要考慮氣密封，避免氣體進入環空，造成套管腐蝕。

圖2 水氣交替注入過程的水、氣分布圖

注入井管柱除承受拉伸載荷外，還有外擠、內壓、彎曲載荷以及封隔器作用力等。在服役工況條件下存在應變，主要有重力引起的軸向伸長量、摩阻力引起的軸向伸長量、封隔器作用力引起的軸向伸長量等[3-5]。水氣交替過程中注氣和注水的頻繁交替存在壓力及溫度等參數的變化，以吉林大情字井油田試驗區為例，注氣壓力為15～20 MPa，注水壓力為13～17 MPa，注氣溫度為-10～15 ℃，注水溫度為0～15 ℃，工況復雜多變，引起管柱受力變化較大，從而影響管柱的長期密封性及安全注氣。

3 氣密封油管注氣應用情況

3.1 氣密封油管注氣防腐工藝

氣密封油管水氣交替腐蝕試驗結果見表1。試驗結果表明，無水條件下CO2對碳鋼不會產生腐蝕，但在水氣交替或停注過程中會使井筒內出現CO2和水共存的情況，從而引起腐蝕。添加緩蝕劑后，普通碳鋼腐蝕得到明顯控制。從成本角度考慮，普遍采用“關鍵部位使用耐蝕材料+加注緩蝕劑+配合工藝措施”相結合的方法進行防腐。

表1 不同材質油管水氣交替腐蝕試驗結果（PCO2=5 MPa、72 h、80 ℃）

考慮水氣交替過程中溫度、CO2分壓、流速等腐蝕影響因素，井口和井下關鍵工具需使用耐CO2腐蝕材料。井口使用耐CO2腐蝕CC級氣井井口，井下封隔器使用13Cr或S13Cr材質，膠件使用耐CO2腐蝕橡膠。加注緩蝕劑能夠有效緩解CO2對碳鋼的腐蝕。盡管使用井下封隔器和氣密封油管來保護油管外壁和套管內壁，但依然存在部分CO2滲漏至油套環空，因此，對油套環空加注環空保護液進行防腐，定期監測環空保護液液面變化情況，當液面過低時進行補加。

3.2 應用現狀及問題

目前國內注氣時間較長的油田試驗區有草舍油田、大情字井油田、榆樹林油田等，注氣井最長安全運行時間達10年以上，但由于腐蝕、管柱氣密封失效等問題，依然存在部分井注氣后2～3年出現環空帶壓現象。綜合氣密封扣注氣工藝設計及應用情況來看，該工藝主要存在以下問題。

（1）檢管周期短。由于水氣交替過程井筒存在腐蝕，添加緩蝕劑段塞可以降低腐蝕速率，但人工操作成本高，緩蝕劑段塞防腐效果有限，無法滿足所有注入井長期平穩注氣。

（2）密封薄弱點多。氣密封扣油管為端面擠壓密封，一方面水氣交替過程端面受力不斷發生變化，易造成端面變形及損傷；另一方面水氣交替過程使密封端面腐蝕，也會導致氣密封失效。因此，每個油管連接位置就是一個密封薄弱點。

（3）施工費用較高。氣密封扣油管完井過程需配合專業的洗上扣，單一采用氣密封洗上扣管柱密封性能難以保證，還需進一步開展氣密封檢測，保證絲扣的密封效果。礦場試驗表明，環空帶壓井比例大幅降低，但洗上扣、氣密封檢測費用較高。重新完井過程由于管柱存在腐蝕結垢，封隔器解封較為困難，存在大修風險。

4 連續管注氣工藝可行性分析

針對氣密封油管注氣工藝存在的問題，通過應用不銹鋼連續管替代氣密封油管，可避免管柱泄漏及腐蝕，井筒完整性得到大幅提高。但連續管普遍應用于氣井排水采氣、解堵等，在CCUS領域是否具備推廣應用前景，需要從以下幾個方面分析。

4.1 耐腐蝕性能

對2205不銹鋼連續管和不同材質油管水氣交替腐蝕試驗的結果進行對比，見表2。由表2可知，2205不銹鋼連續管耐腐蝕性能優于S13Cr油管。連續油管由于加工工藝復雜，成本高于油管，可以通過應用小直徑連續管來降低用量[6-9]，且完井費用較應用氣密封油管、洗上扣、氣密封檢測等綜合成本降低30%左右。

表2 不銹鋼連續管與不同材質油管水氣交替腐蝕試驗結果（PCO2=5 MPa、72 h、80 ℃）

從檢管周期來看，注水開發階段水井檢管周期為3年，注氣開發階段水氣交替、單一注水均存在腐蝕，按照水氣交替比例1∶1計算，CO2注入井運行6年左右需進行檢管。根據相同環境下不銹鋼連續管的腐蝕速率，應用緩蝕劑條件下檢管周期預計可以提高2倍以上，大幅降低作業成本。

4.2 井下工具選擇

據調研，國內CO2注氣井井深均在2 000 m以上，氣密封油管注入工藝普遍應用封隔器隔離油套環空，但由于小直徑連續管抗拉強度不足[10]，無法滿足封隔器上提解封要求；同時，連續管作業設備無法旋轉，管內壁存在焊線、長期服役結垢等問題，導致旋轉解封及投工具解封均無法實現。因此，可應用橋塞替代封隔器[11-13]，連續管與橋塞滑動密封[14]，連續管僅承受自身重力，不受其他力作用，最大可以下深5 000 m 以上。常規油管及連續管抗拉強度及可下入深度對比見表3。

表3 常規油管及連續管抗拉強度及可下入深度對比

4.3 試驗效果

在吉林油田大情字井油田首次應用不銹鋼連續管作為注氣管柱，共試驗10 口井，井深約2 300 m，截至目前運行平穩。連續管具有作業速度快、全過程帶壓的特點，完井過程僅需要2～3 h，整個完井作業可控制在1天之內。而氣密封油管注氣工藝完井周期在7天左右，完井過程無法實現帶壓作業，需要進行放壓、壓井，再起管、下管等，而且放壓導致井組地層能量降低，影響開發效果。因此，不銹鋼連續管應用于CCUS可有效保持地層壓力，避免作業過程CO2泄露，有利于CO2封存。

5 結 論

（1）不銹鋼氣密封油管雖然可提高管柱防腐性能，但由于水氣交替過程管柱應力變化易導致氣密封扣失效，密封性能變差，不可重復利用，整體應用成本較高，不建議推廣。耐蝕合金連續管僅存在井口懸掛及井下密封工具兩個薄弱點，利用連續管作為CO2注入井管柱完整性優于氣密封油管。通過采用小直徑不銹鋼連續管可控制管材成本，密封工具失效后，連續管依然可以重復利用，全生命周期內不銹鋼連續管注入工藝成本遠低于碳鋼氣密封油管注入工藝，因此，不銹鋼連續管作為注入管柱具有較大的經濟優勢。

（2）小直徑連續管抗拉強度、結構特點等無法滿足封隔器解封需求，可以配合橋塞完井，重新完井過程橋塞可以通過鉆磨或打撈的方式起出，提高完井成功率、避免大修。工藝改進后連續管僅承受自重，50.8 mm（2 in）連續管在安全系數1.6條件下，最大可以下深5 000 m以上，滿足國內絕大多數油藏應用條件，適應范圍廣。

（3）吉林油田試驗表明，采用耐蝕合金連續管作為注氣管柱進行完井作業，在作業周期、作業成功率、作業成本上均有較大優勢。同時，耐蝕合金連續管可實現帶壓作業，二次完井無需泄壓或者壓井，對開發效果的保持有重要意義。因此，耐蝕合金連續管在CCUS領域應用前景廣闊。