CO2腐蝕環境中復合套管的設計方法及其應用

楊海東

(中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司,湛江 524057)

CO2是油氣井產出物中重要的腐蝕介質,對油套管腐蝕破壞力較大,是鉆完井作業中套管選材的關鍵因素。油氣井套管選材涉及建井成本和安全生產,在油氣田套管防腐蝕方案設計過程中,為了便于設計人員操作,形成了行業和企業的選材規范和選材圖版(Q/HS 14015-2018 《海上油氣井油管和套管防腐設計指南》)。在選材圖版的適用范圍內,通過儲層CO2分壓和溫度即可快速確定選材,而在油氣井生產過程中,井底至井口CO2分壓和溫度是兩個動態變化值,以儲層最高CO2分壓和溫度作為全井套管選材依據的選材方法偏于保守,這樣的選材方法安全系數較高,但造成了不必要的成本浪費[1]。

為合理降低套管成本,筆者提出復合材料套管精細化選材方法,該方法主要原理是基于全井筒溫壓剖面對全井筒腐蝕程度進行分析,對腐蝕強度弱的井段使用低級別防腐蝕材料,從而實現對全井筒套管選材的精細化設計和降低建井成本。需要說明的是,H2S腐蝕機理較復雜,該方法在CO2和H2S共存環境中不完全適用。

1 CO2腐蝕機理

CO2腐蝕概念于1925年第一次被美國石油學會所采用,CO2氣體較易溶于水,干燥的CO2氣體沒有腐蝕性,其在溶于水的情況下會引起油套管的全面腐蝕和嚴重的局部腐蝕,導致管材的早期失效,不僅給油氣田造成巨大的經濟損失,還會帶來嚴重的社會后果。CO2腐蝕的本質主要是油氣井產出物中的CO2遇水生成碳酸而引起金屬的電化學反應,其腐蝕程度與生產狀況、井筒溫度、CO2分壓等多因素相關。同時,CO2腐蝕屬于去氫極化腐蝕,比相同pH的強酸腐蝕更嚴重,CO2腐蝕破壞形式分為全面腐蝕和局部腐蝕,海上油氣田主要使用合金鋼來解決CO2腐蝕破壞[2-4]。

(1) 全面腐蝕 CO2的全面腐蝕主要發生在低溫條件下,CO2腐蝕具有溫度敏感性,一般認為在60℃以下主要發生均勻腐蝕,在60～110 ℃均勻腐蝕達到高峰且局部腐蝕嚴重,在150 ℃以上腐蝕速率顯著減小[5-6]。均勻腐蝕其性質為電化學腐蝕,CO2全面腐蝕過程總體的反應化學式見式(1)。

(1)

國內外對于CO2全面腐蝕的研究成果較多,學者們對實驗室條件下的腐蝕規律進行了總結,擬合形成長期和短期的腐蝕速率預測模型和計算公式(見圖1),并針對不同材質油套管的腐蝕速率建立了成熟的預測方法。在海洋石油鉆完井專業油套管選材設計中,海洋石油企業規范推薦使用基于De.Warrd模型的腐蝕速率預測方法來評估油套管腐的蝕速率及腐蝕裕量[7-8]。

圖1 不同條件下腐蝕速率預測模型的擬合結果

(2) 局部腐蝕 CO2局部腐蝕主要有3種表現形式:點蝕、臺地侵蝕和流動誘使局部腐蝕。CO2腐蝕管材失效經常是點蝕等局部腐蝕造成的,但目前對局部腐蝕產生的機理還缺乏深入的研究,對于鋼材的CO2點蝕敏感性,主要通過模擬試驗輔助分析。

2 復合套管設計方法

復合套管設計方法流程見圖2。該方法遵守海洋石油行業規范,以中海油企標選材圖版為基礎,結合井的采油數據,對全井筒軸向的溫度及CO2分壓變化規律進行分析。將全井筒溫度及CO2分壓作為選材基礎,對于腐蝕強度弱的井段,推薦使用低防腐蝕級別管材,并對管材的腐蝕速率進行評估和對腐蝕后的管材進行強度校核。

圖2 復合套管設計方法流程

以南海西部潿洲某油田A4采油井9-5/8″復合套管設計及應用情況進行論述。A4井為2016年實施的一口采油井,9-5/8″套管為生產套管,儲層斜深為3 500 m,地層孔隙壓力為32 MPa,通過原油高壓物性分析得出油藏飽和壓力為24.53 MPa,通過氣組分分析得出該井CO2含量為3.34%,不含H2S,設計生產年限為5 a。

2.1 腐蝕環境分析

CO2腐蝕程度主要受CO2分壓、溫度、流速、Cl-含量和油水比等因素影響,其中CO2分壓是影響腐蝕的主要因素,儲層腐蝕環境如表1所示。

表1 A4井儲層腐蝕環境數據

根據企業規范對腐蝕進行判定。

(1) 在CO2腐蝕環境中,當溫度低于60 ℃時,不能形成保護性腐蝕產物膜;當溫度為60～150 ℃時,腐蝕產物厚而松,易發生點蝕;當溫度高于150 ℃時,腐蝕產物細密,腐蝕有所減緩。

(2) 在CO2腐蝕環境中,當CO2分壓超過0.21 MPa時,會發生腐蝕;當分壓為0.02～0.21 MPa時,可能發生腐蝕 ;當分壓小于0.02 MPa時,可視為無腐蝕。

根據判定原則,A4井儲層CO2分壓為0.82 MPa,儲層溫度為127 ℃,需要進行套管防腐蝕選材,且存在點蝕風險。

2.2 基于儲層溫壓選材

首先,按照傳統基于儲層溫度和CO2分壓條件進行9-5/8″套管選材,A4井滿足地層水氯離子含量小于25 000 mg·L-1、井流物液相流速小于2.0 m·s-1和溶液中性的條件,適用于中海油企標套管選材圖版。如圖3所示,根據A4井儲層位置的CO2分壓和溫度數據,對照企業規范及推薦的選材圖版,得出A4井9-5/8″套管需使用13Cr鋼。

圖3 基于儲層溫度和CO2分壓的A4井9-5/8″套管選材

2.3 基于溫壓剖面優化選材

按照傳統的基于儲層溫壓環境的選材方法,A4井全井9-5/8″套管均需使用13Cr鋼進行防腐蝕。為合理降低套管費用,按照基于井筒溫壓剖面的選材方法對9-5/8″套管方案進行優化。

2.3.1 溫壓剖面模擬

A4井設計生產年限為5 a,利用Well FLO軟件對采油工況建模,分析生產期間儲層至井口CO2分壓和溫度的變化規律,得出生產期間井筒的溫壓剖面。CO2分壓計算公式如式(2)所示,由于生產期間井筒溫壓系統處于動態變化過程,計算CO2分壓時遵循以下原則:(1) 當井筒流壓大于飽和壓力時,井筒壓力取飽和壓力;(2) 當井筒流壓低于飽和壓力時,井流物已經脫氣,井筒壓力取井筒流壓。

(2)

式中:PCO2為CO2分壓(MPa);P為井筒壓力(MPa);XCO2為CO2摩爾數(mol);X為氣體或井流物摩爾數(mol)。

A4井全井筒CO2分壓和溫度剖面如圖4所示。

圖4 A4井全井筒CO2分壓和溫度剖面

2.3.2 溫壓剖面與選材圖版擬合

為便于設計人員利用井筒溫壓剖面實現油套管的選材設計,研發了CO2腐蝕條件下基于全井筒溫壓剖面油套管選材設計(以下簡稱Casing-Sel)軟件。該軟件基于中海油企業規范選材圖版,將圖版中不同材料分界線的公式與溫壓剖面相擬合,利用pascal語言編程重建選材圖版,只需將全井筒CO2分壓和溫度剖面數據以EXCEL表格方式導入軟件即可快速完成計算,并給出推薦的套管防腐蝕材料。

如圖5所示,利用Casing-Sel軟件模擬,推薦的A4井9-5/8″套管防腐蝕方案如下。

圖5 基于全井筒溫壓剖面的復合套管選材設計結果

(1) 管道內徑為1 350～3 500 m的井段:需使用Cr含量大于9%的材料進行防腐蝕,考慮套管采購成本及南海西部鉆井作業經驗,推薦使用13Cr鋼。

(2) 管道內徑為在1 350 m以上的井段:使用3Cr鋼可滿足防腐蝕需求,推薦使用3Cr鋼,3Cr鋼與9Cr鋼分界點溫度為85 ℃、CO2分壓為0.66 MPa。

2.4 腐蝕預測

優化后的選材方案為使用3Cr鋼+13Cr鋼復合套管,根據腐蝕環境對復合套管腐蝕進行預測評估。

2.4.1 局部腐蝕風險

腐蝕產物膜的穩定性是決定不銹鋼耐蝕性的重要因素,短期內測試的腐蝕速率非常低,腐蝕后期的腐蝕質量損失幾乎不會增加。主要測試13Cr鋼是否發生點蝕,均勻腐蝕產物膜厚度損失不會引起13Cr鋼套管的強度失效。由于缺少CO2點蝕的預測規則,通過掛片法對13Cr鋼的局部腐蝕風險進行評估,試驗條件如表2所示。

表2 掛片法模擬腐蝕試驗條件

通過失重法計算試樣的均勻腐蝕速率,由30 d腐蝕試驗結果可知,在模擬腐蝕試驗環境中13Cr鋼的腐蝕速率為0.003 mm·a-1。從宏觀照片可以看出,酸洗后試樣表面較為光滑,未見孔徑較小、深度較深的蝕孔。在激光共聚焦顯微鏡下觀察試樣的局部腐蝕情況,如圖6所示,試樣表面不同區域的高度基本一致,腐蝕主要類型為均勻腐蝕。根據試驗結果預測A4井13Cr鋼套管發生點蝕的風險較低[9-11]。

圖6 掛片法模擬腐蝕試驗后試樣表面的激光共聚焦圖

2.4.2 均勻腐蝕風險

3Cr鋼套管主要用在低溫井段,需要對其均勻腐蝕進行評估。均勻腐蝕速率預測采用De.Warrd模型,計算公式見式(3)和(4)。

2.814 6lg(PCO2)+6.947 9(7-pHCO2)

(3)

(4)

式中:PCO2為CO2分壓,MPa;pHCO2為某 CO2分壓下CO2溶解于純水的pH;T為溫度,℃;R為短期腐蝕速率,mm·a-1;Ryear為長期腐蝕速率,mm·a-1。

腐蝕速率計算公式復雜,為便于設計人員操作,研發了基于De.Warrd模型的油套管腐蝕速率預測(以下簡稱Casing-Corrosion)軟件,只需設定溫度、CO2分壓及開發年限,即可快速計算出短期腐蝕速率、長期腐蝕速率及腐蝕裕量。腐蝕速率的大小直接取決于腐蝕環境條件,為提高安全系數,分別選取儲層位置和3Cr鋼套管設計下入低深位置(1 350 m)的溫度和CO2分壓進行腐蝕速率計算,利用Casing-Corrosion軟件計算A4井3Cr鋼套管的均勻腐蝕速率,如表3所示。

表3 3Cr鋼套管均勻腐蝕速率預測結果

2.4.3 電偶腐蝕風險

3Cr鋼和13Cr鋼復合套管材料不同,其在井下環境中發生電偶腐蝕的3個必要條件包括[12]:(1) 電位差,擁有兩種不同電偶序的金屬;(2) 電子通道,兩種金屬存在直接接觸;(3) 存在電解質溶液覆蓋或浸沒套管。一旦發生電偶腐蝕,3Cr鋼套管作為陽極將會加速腐蝕。

參考美國腐蝕工程師協會相關文獻中的研究成果[13],在30℃流動海水、O2濃度2×10-2μg/mL的試驗環境中,測得3Cr鋼與13Cr鋼套管電位差約為50 mV,電位差較小;同時,A4井3Cr鋼與13Cr鋼套管的長度均達到上千米,避免了大陰極、小陽極的面積比組合,預測A4井復合套管發生電偶腐蝕的傾向較低。

考慮電偶腐蝕受多種因素影響,相同偶接在不同電解質環境中的腐蝕電位存在一定的差異,為進一步控制電偶腐蝕風險,在3Cr鋼套管與13Cr鋼套管的偶接實際應用中,主要采取兩種可操作性較強的控制措施。

(1) 改變電解質環境 優化完井管柱設計,將上部封隔器下移至1 400 m,3Cr鋼套管與13Cr鋼套管的偶接點在封隔器以上,偶接點位置處于空氣環境中,相比電解質浸沒環境,可有效降低電偶腐蝕導致管材失效的風險,同時也有利于降低CO2對于3Cr套管的腐蝕強度。

(2) 改變電子通道 兩種套管通過螺紋連接,常規螺紋連接使用絲扣油提高潤滑性及密封,而偶接點改用具有絕緣性的高強度樹脂絲扣膠,在一定程度上改變接觸類型,有助于降低電偶腐蝕的發生概率。

2.5 強度校核

根據Casing-Corrosion軟件計算出3Cr鋼套管在壽命期限內的最大腐蝕裕量,對腐蝕后的套管進行強度校核。套管強度校核使用LandMark軟件的StressCheck模塊,計算結果如表4所示,套管規格為9-5/8″3Cr-L8047 ppf,安全系數滿足規范要求。

表4 考慮腐蝕裕量的9-5/8″套管的強度校核結果

2.6 應用效果

通過腐蝕速率預測及強度校核,提高了基于井筒分壓剖面的復合套管設計方法的安全性,在南海西部油田得到了普遍應用。從區域內油田修井和棄井情況來看,使用復合套管的井,管柱起出后未發生嚴重腐蝕及管材失效情況。

如表5所示,基于井筒分壓剖面的復合套管設計方法的降本效果顯著,以A4井9-5/8″套管選材設計方案為例,使用3Cr鋼+13Cr鋼復合套管較全部使用13Cr鋼套管預計節省費用達151萬元,費用降低25%。

表5 復合套管降本效果對比

3 結論及建議

(1) 在CO2腐蝕條件下,管材失效經常是點蝕等局部腐蝕造成,局部腐蝕是復合套管設計方法的主要風險之一,建議對高腐蝕風險井開展局部腐蝕試驗,評估管材腐蝕失效的風險,提高設計安全系數。

(2) 對于復合套管的偶接點,高腐蝕風險井可綜合考慮全井筒CO2分壓剖面和完井生產封隔器下入深度,以較淺的深度作為偶接點。

(3) 基于井筒分壓剖面的復合套管設計方案是油氣田開發中一種安全、經濟、可操作性強的設計方案,建議對使用該方案的井套管腐蝕情況進行長期監測評估,為該方法的持續優化提供指導。