注CO2井管柱腐蝕速率預測

曹銀萍 林文文 馮佳佳 賈 雯

（1. 西安石油大學，陜西 西安 710065；2. 西部鉆探試油公司，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

目前，國內部分油田開采已進入中后期，油氣產量大大減少，注CO2驅油提高原油采集率作為一種延長油氣井開采壽命極為有效的三次采油技術被各大油田采用。但是在油氣開采過程中，管柱設備由于所處環境的特殊性，長期注CO2管柱因腐蝕損壞而導致服役壽命縮短的問題日益嚴重。在實際作業過程中，管柱服役的工況復雜多變，不同深度處管柱的溫度壓力差異巨大。管柱長期與油、氣、水、溶解氧、CO2、H2S、Cl-、硫酸鹽等的混合物接觸。CO2溶于水后會形成一種弱酸—碳酸，降低混合物的pH值，造成管柱的腐蝕[1]。CO2流體在不同溫度壓力條件下呈現不同的存在形式，在井口附近處，溫度低于臨界溫度（T=31.6℃），壓力小于超臨界壓力（Pc=7.39MPa）時CO2為壓縮氣體狀態，隨井深增加溫度壓力逐漸超過臨界值，CO2進入超臨界狀態，CO2的密度、黏度、比熱容等物性參數急劇變化，進一步加快管柱的腐蝕。近年來國內外很多學者在腐蝕機理研究、腐蝕速率預測、不同因素對腐蝕速率的影響分析等方面開展了大量研究。李春福[2]以CO2含量摩爾分數替代CO2分壓理論研究了深井管柱在高溫高壓下腐蝕狀況，著重討論了產物膜對腐蝕速率的影響。De Waard ＆ Milliams[3]根據實驗室模擬以及試驗得到的失重數據建立了CO2腐蝕速率預測的半經驗模型并預測了CO2環境下管柱的腐蝕速率。NORSOK標準模型[4]是從生產中油管的選材以及腐蝕裕量方面考慮建立一種經驗模型，考慮了pH值和腐蝕產物膜的影響，該模型劃分了溫度區間，對不同的溫度區間范圍的腐蝕參數進行了計算。ECE模型[5]考慮了介質的流速、原油的密度以及液體流動的傾角等因素的影響，該模型主要基于介質中HCO3-濃度計算環境pH值，該模型在原油中含水率較低時預測的腐蝕速率相對較低，含水率高時預測的腐蝕速率則會偏大。王獻昉[6]等以Nesic機制為基礎，建立了新的腐蝕速率預測模型,其著重考慮離子在流體邊界層和腐蝕產物膜中的傳質速率，提出了腐蝕產物膜因子的實驗確定方法。眾多模型當中應用最廣泛的是DWM模型。但是理論與實踐研究表明，現有的模型在預測幾千米深、CO2經歷超臨界態、溫度壓力一直變化的油氣井管柱的腐蝕預測方面存在一定的局限性。為此，本文考慮CO2分壓、介質溫度、礦化度、pH、流態等環境因素對腐蝕影響，引入多元回歸系數，基于油田現場數據對DWM模型進行修正，采用修正后的DWM模型預測管柱的腐蝕速率，并完成實例計算。

1 CO2腐蝕預測模型的建立

國內外很多學者在腐蝕速率預測方面已經開展了大量研究，提出了眾多腐蝕速率預測模型，常見的主要有ECE模型，海油腐蝕預測標準模型，DWM模型等等，本文基于應用最廣泛的DWM模型開展注CO2管柱腐蝕研究。

1.1 De Waard ＆ Milliams半經驗模型

DWM模型是目前應用較多的一種腐蝕速率預測模型，該模型基于實驗室模擬試驗得到的失重數據建立，其表達式為：

其中：vcor為腐蝕速率，mm/a；T為溫度，℃；pco2為CO2分壓，bar。

采用該模型直接計算生產現場管柱的CO2腐蝕速率與實測值差距較大，因為該模型重點考慮CO2分壓與環境溫度的對腐蝕速率影響，其系數值中并不包括不同區塊井pH值、流速、腐蝕產物膜等對于腐蝕的影響，具有較大特定性。研究表明腐蝕產物膜的形貌對腐蝕的影響巨大，當生成的產物膜質地疏松會加速腐蝕的發生，相反基體表面生成致密的產物膜則會減緩腐蝕甚至隔絕腐蝕的發生。溶液pH值、CO2流體流速主要通過控制產物膜的生成來影響基體表面腐蝕的快慢[7]。所以運用此模型計算的腐蝕速率結果與現場實際情況偏差較大，為滿足現場生產實際情況對DWM模型進行修正。

1.2 基于多元線性回歸法修正DWM模型

DWM模型基礎表達式為：

由式（2）可得通用表達式為：

其中：a、b、c、d為多元回歸系數，受溫度、CO2分壓、pH值、含水率等參數影響較大，本文中將基于油田現場數據統計回歸所得。根據國內某油田現場數據運用多元線性回歸的方法重新計算求得對應系數，可以獲得適用于該油田現場的腐蝕速率預測模型。

2 腐蝕速率相關參數計算

油、氣、水、CO2的混合物流經管柱會導致嚴重的腐蝕，pH值、溫度、CO2分壓等屬性會影響腐蝕速率。準確計算pH值、溫度、CO2分壓能夠保證腐蝕速率預測值與實測值偏差最小。

2.1 溫度分布計算

井筒中存在油管內流體與油管內壁、環空流體與油管外壁、環空流體與套管內壁、水泥環與套管外壁等熱量交換。流體在井筒循環流動時傳熱過程復雜，為了建立管柱溫度場模型做如下假設：

（1）地層溫度隨井深的增加呈線性增加；

（2）流體在管柱中以分段單相穩定流動形式存在；

（3）傳熱過程中考慮管柱徑向和軸向傳熱，包括管柱間的穩態傳熱及管柱與地層之間的非穩態傳熱；

（4）不考慮巖石中的對流和熱源影響。任取井筒內一段長度為dz的微元體，建立物理模型，z為豎直向下坐標軸。流體在井筒內流動時不對外做功，建立流體微元段內能量守恒方程：

式中：mρ為CO2流體密度，kg/m3；v為CO2在井筒中的流速，m/s；ε為單位質量CO2的流體內能，m2/s2；h為井深，m；ρ為管柱材料的密度，kg/m3；θ為井斜角，（°）；Q為CO2流體流量，m3；φ為地溫梯度，℃/m；S為管柱橫截面積，m2。

根據質量守恒方程，引入CO2流體的焓變表達式，CO2流體比焓梯度表達式為：

其中：H為比焓，J/kg；Cpc為CO2流體的定壓比熱容，J/（kg·K）；T為溫度，K。

由式（4）和式（5）得到CO2流體在管柱中流動時的熱量傳遞方程：

2.2 CO2分壓計算

在確定管柱溫度壓力后，可由下式計算CO2分壓：

其中：pc2o為CO2分壓MPa；Xco2為CO2摩爾數，mol；X為總氣體摩爾數，mol。

2.3 pH值與礦化度計算

pH值是影響腐蝕的一個重要因素，它不僅影響著電化學反應快慢，而且還影響腐蝕產物膜的形貌[7]。溶液pH值計算公式為：

其中：[H+]為H+活度，無因次。本文中pH值和礦化度根據油田實測得到不需要計算。

2.4 電化學反應與腐蝕電流密度計算

對于鐵在含CO2的溶液中的溶解Ogundele等人[8]認為腐蝕過程可以概括為三個陰極反應和一個陽極反應：

陰極反應：

陽極反應：

經過這些反應過程，碳鋼的表面就會生成一層腐蝕產物膜，溫度、pH值、流體流速決定產物膜的特性及形貌，產物膜進一步影響腐蝕發生的快慢。溶液中以下幾種平衡反應直接決定著腐蝕速率：

CO2腐蝕過程中，腐蝕速率應包含兩個方面，即由活化反應引起的腐蝕速率和由極限擴散電流引起的腐蝕速率[9]。

其電流密度表達式為：

其中：i為腐蝕電流密度，ia為活化電流密度，im為極限擴散電流密度。

3 實例計算

國內某油田GX1井再利用為注CO2井基本數據為：鉆井深度：4399m；人工井底：4326.28m；井底溫度：122℃；井口注入溫度：-17℃；油管參數：外徑為73.02mm，壁厚為5.51mm，材質為：P110；接頭類型為BGT3；油管屈服強度：758～965MPa，抗拉強度：862MPa；套管參數：外徑為139.7mm，內徑為121.36mm，壁厚為9.17mm，抗內壓強度：87.1MPa，抗擠強度為76.5MPa；材質P110；地溫梯度：0.03℃/m；油套熱導率：43.5W/（m·℃）；地層熱導率：2.1W/（m·℃）；地層熱擴散系數：1.01×10-6m2/s；油管外表面和套管內表面的福射系數：0.9；井底流動壓力為51.85MPa；CO2的摩爾分數為0.01；穩定生產時間：30d；井身結構如圖1所示。

圖1 G66X1井身結構圖

分別以-17℃、0℃、10℃、20℃、30℃這5個溫度注入，計算得到對應不同注入溫度下的管柱溫度場壓力場分布如圖2所示。由圖可知當注入溫度小于地表溫度時CO2流體溫度持續升高；當注入溫度大于地表溫度時CO2流體溫度先降至地表溫度再逐漸升高。圖2（b）顯示，注入溫度對CO2流體壓力影響很小。

圖2 注CO2管柱溫度場壓力場分布

根據De Waard ＆ Milliams半經驗模型，用計算得到的管柱溫度、壓力數據計算出該口井管柱的腐蝕速率與井深的曲線關系如圖3所示。由圖可知，在距離井口較近位置，由于溫度壓力低，管柱腐蝕程度較輕，當井深達到1500m，環境溫度上升到70℃左右，腐蝕明顯加快，由DWM模型進一步預測管柱沿井深的腐蝕情況發現1500m之后隨井深增加腐蝕速率持續升高，與現場實測數據并不吻合，為此基于國內某油田老井再利用為注CO2井現場實測數據，對DWM模型進行修正。

圖3 DWM模型預測管柱腐蝕速率

基于測井數據，對修正模型式（3）進行多元線性回歸，求得對應的回歸系數，即得到適用于該油田的管柱腐蝕速率預測模型。井深位于0～1500m井段，溫度達≤70℃時，對應的回歸系數：a=218.75；b=-58324；c=-0.37；d=-4.01。當井深位于1500～3000m井段，溫度介于70～100℃之間時，對應的回歸系數：a=-560.69；b=185540；c=1.5；d=-31.08。由此可得適用于該油田的修正的DWM模型表達式為：

根據修正模型預測管柱腐蝕速率隨井深變化情況如圖4所示。腐蝕速率沿井深先增加后下降，在1500m左右達到最大值，最大值為0.32mm/a，在1500m之后腐蝕速率又逐漸下降，在3000m之后腐蝕速率逐漸趨近于0mm/a。

圖4 DWM修正模型預測管柱腐蝕速率

將修正后的DWM模型預測結果與未修正之前的進行對比如圖5所示。

圖5 修正前后腐蝕速率對比圖

由圖5可知，修正前腐蝕速率沿井深增加方向持續增大，且在井底處腐蝕速率達到最大值為0.7mm/a，與現場實測值相巨甚遠。模型修正后腐蝕速率沿井深先增大后減小，且最大值為0.32mm/a，在3000m以下，腐蝕速率趨近于0mm/a，這是由于溫度持續上升，在管柱基體表面形成致密的產物膜，阻隔了腐蝕的進一步發生。預測值與現場未加緩蝕劑時實測腐蝕速率吻合較好，對現場生產具有參考意義。

4 結語

在油田實際作業過程中，管柱服役的工況復雜多變，不同深度處管柱的溫度壓力差異巨大且管柱通常與油、氣、水、溶解氧、CO2、H2S、Cl-、硫酸鹽等混合物接觸。CO2溶于水后會形成弱酸—碳酸，降低混合物的pH值造成管柱的腐蝕。管柱的腐蝕速率受溫度影響較大，受壓力影響相對較小。（1）溫度影響：在20～70℃的溫度范圍內，腐蝕速率隨溫度的升高而增大，并在70℃左右達到最大值。之后由于腐蝕產物膜形成，隨溫度的升高腐蝕速率逐漸下降；（2）將井筒壓力、溫度分布模型和De Waard＆ Milliams半經驗模型進行耦合，運用多元線性回歸的方法確定符合油田實際生產的腐蝕速率預測模型。由此計算得到管柱腐蝕速率分布：腐蝕速率沿井深先增加后下降，在1500m左右達到最大值，最大值為0.32mm/a，在1500m之后腐蝕速率又逐漸下降，在3000m之后腐蝕速率逐漸趨近于0mm/a；（3）修正后的模型與現場腐蝕情況對比吻合度較高，驗證了修正模型的可行性較高。由此，建議基于更全面的現場腐蝕數據，進一步完善預測模型，使之更好地應用于CO2腐蝕預測與防護。