張智 宋闖 馮瀟霄 張超 羅鳴 李炎軍

1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司

井筒完整性是起源于國(guó)外的一個(gè)新興概念，它是一項(xiàng)在井全生命周期內(nèi)，運(yùn)用技術(shù)、操作和組織管理等方法降低地層流體不可控泄漏風(fēng)險(xiǎn)的綜合技術(shù)［1-4］。隨著我國(guó)各大油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入中后期，各種安全性問(wèn)題逐漸暴露，井筒完整性管理引起了廣泛的重視。目前世界范圍內(nèi)公認(rèn)的井筒完整性標(biāo)準(zhǔn)包括由挪威石油協(xié)會(huì)牽頭編寫(xiě)的《OLF井筒完整性推薦指南》、NORSOK D-010《鉆井和井下作業(yè)中的井筒完整性》、美國(guó)石油協(xié)會(huì)發(fā)布的API 65-2 《建井中的潛在地層流體封隔》以及ISO/TS 16530-1、ISO/TS 16530-2等［5-7］。這些標(biāo)準(zhǔn)主要是針對(duì)國(guó)外海上高產(chǎn)油氣井制定的，不完全適用于國(guó)內(nèi)油田。

井筒完整性是井筒全生命周期中的一個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題，井筒完整性的破壞不僅會(huì)導(dǎo)致負(fù)面的經(jīng)濟(jì)后果，而且會(huì)對(duì)環(huán)境造成重大影響，而嚴(yán)酷的井下環(huán)境對(duì)于保障井筒安全和持久完好帶來(lái)嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。截至2014年底，中國(guó)石油在塔里木油田和西南油氣田已投產(chǎn)高溫高壓及高含硫井200余口，其中油套管發(fā)生不同程度的竄通、泄漏等問(wèn)題的井達(dá)40多口，嚴(yán)重影響了這些井的安全高效開(kāi)發(fā)［8］。目前，國(guó)內(nèi)在油氣井井筒完整性管理方面局限于井下管柱選用標(biāo)準(zhǔn)、螺紋選用操作標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范等，相關(guān)技術(shù)要求和標(biāo)準(zhǔn)分散且不全面，對(duì)完整性、安全性的評(píng)價(jià)方法還不夠系統(tǒng)全面，而直接應(yīng)用國(guó)外標(biāo)準(zhǔn)無(wú)法保證經(jīng)濟(jì)性和可實(shí)施性，建立符合我國(guó)國(guó)情的井筒完整性規(guī)范，進(jìn)行老舊油田井筒完整性緩解、干預(yù)、修復(fù)，對(duì)于油田的安全高效生產(chǎn)具有重要意義。

本文在國(guó)外完整性管理理念的基礎(chǔ)上，分析了國(guó)外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的不足和我國(guó)井筒完整性標(biāo)準(zhǔn)制定的重點(diǎn)，并以CO2吞吐井為例提出了井筒屏障腐蝕完整性的優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，為打造經(jīng)濟(jì)、高效、精確的井筒完整性管理體系提供技術(shù)支撐。

1 井筒腐蝕完整性概念的提出

井筒完整性貫穿于油氣井方案設(shè)計(jì)、鉆井、試油、完井、生產(chǎn)到棄置的全生命周期，通過(guò)有效技術(shù)手段和管理手段來(lái)降低開(kāi)采風(fēng)險(xiǎn)，達(dá)到預(yù)防和減少油氣井事故發(fā)生、經(jīng)濟(jì)合理地保障油氣井安全運(yùn)行的目的，并最終實(shí)現(xiàn)油氣井安全生產(chǎn)的程序化、標(biāo)準(zhǔn)化和科學(xué)化的目標(biāo)(圖1)。井筒完整性的核心是建立有效的封隔屏障，井筒屏障部件繁多，并且沿井深方向環(huán)境差異巨大，影響因素復(fù)雜多樣(圖2)。

圖1 井筒完整性因素示意圖Fig.1 Schematic factors of wellbore integrity

封隔屏障在物理上和功能上的完整性是保證地層流體不“泄竄”的關(guān)鍵。所謂“物理上的完整性”是指井筒屏障無(wú)泄漏、無(wú)變形、無(wú)材料性能退化、無(wú)壁厚減?。凰^“功能上的完整性”是指井筒屏障應(yīng)能承受開(kāi)采和井下作業(yè)中所受壓力、操作以及腐蝕環(huán)境的影響，并且封隔屏障始終處于受控狀態(tài)，能夠適應(yīng)不同使用情況下的極限載荷和極限服役環(huán)境，當(dāng)不可控制因素可能導(dǎo)致井筒的某一關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)失效，可能危及環(huán)境與公眾安全時(shí)應(yīng)及時(shí)補(bǔ)救或有能力安全地封井、廢棄井眼［9］。

圖2 井筒屏障劃分與影響因素Fig.2 Classification and influence factors of wellbore barrier

井筒封隔屏障失效絕大多數(shù)是由腐蝕導(dǎo)致或誘發(fā)的，腐蝕導(dǎo)致的井筒失效形式多種多樣(圖3)，建立完整的、全面的腐蝕管控和方法至關(guān)重要。

圖3 井筒失效形式Fig.3 Wellbore failure mode

基于井筒完整性管理提出了井筒腐蝕完整性的概念(圖4)，以發(fā)揮井筒完整性及全生命周期的連貫性、一體性。井筒腐蝕完整性管理是井筒完整性管理的重要組成部分，井筒單元因外載超過(guò)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度發(fā)生失效是偶然個(gè)案，但是腐蝕、材料老化導(dǎo)致井筒安全性降低卻是持續(xù)和幾乎不可避免的。井筒腐蝕完整性管理就是一套“適用性”評(píng)價(jià)和管理的理念和方法，它不追求“完全正確”或“最好”而是追求可用及避免發(fā)生不可控的井筒泄漏，延長(zhǎng)油氣井壽命［10］。井筒腐蝕完整性的關(guān)鍵是建立井筒屏障設(shè)計(jì)與優(yōu)化方法，其遵循的基本思想是“全局把控，重點(diǎn)防護(hù)，經(jīng)濟(jì)有效”，即：(1)在井筒屏障設(shè)計(jì)階段應(yīng)考慮腐蝕因素，對(duì)腐蝕因素進(jìn)行評(píng)估，依據(jù)API Spec 5CT、ISO/NACE 15156等標(biāo)準(zhǔn)選擇井筒封隔屏障材料以及腐蝕敏感區(qū)域的材料；(2)通過(guò)測(cè)試或開(kāi)采取得腐蝕環(huán)境信息后對(duì)設(shè)計(jì)進(jìn)行再評(píng)估，綜合考慮腐蝕風(fēng)險(xiǎn)與載荷風(fēng)險(xiǎn)，通過(guò)模型分析或模擬實(shí)驗(yàn)預(yù)測(cè)井筒壽命；(3)開(kāi)展以API 57、API TR 5C3等標(biāo)準(zhǔn)為基礎(chǔ)的實(shí)用性評(píng)價(jià)，計(jì)算井筒極限服役條件，控制開(kāi)采壓力或井下作業(yè)載荷滿(mǎn)足井筒極限服役條件；(4)進(jìn)行井筒腐蝕針對(duì)性緩解和修復(fù)，在現(xiàn)有基礎(chǔ)上制定抵抗井筒結(jié)構(gòu)性破壞、維持井筒功能的最優(yōu)方案；(5)在實(shí)踐中完善屏障設(shè)計(jì)與優(yōu)化，建立一體化的技術(shù)檔案和資料集，統(tǒng)籌油田信息，形成適用于本油田的井筒完整性管理體系與流程。

圖4 腐蝕完整性管理Fig.4 Corrosion integrity management

井噴或嚴(yán)重泄漏都是由于井筒屏障失效導(dǎo)致的重大井完整性破壞事件。井筒屏障完整性管理包括井筒屏障完整性評(píng)價(jià)、井筒屏障部件設(shè)計(jì)、井筒屏障完整性控制措施等［11］。井筒屏障部件設(shè)計(jì)應(yīng)結(jié)合井筒完整性評(píng)價(jià)得出的井筒屏障現(xiàn)狀和潛在風(fēng)險(xiǎn)設(shè)計(jì)井筒屏障，并進(jìn)行保障完整性控制措施的優(yōu)選。井筒屏障元件失效是材質(zhì)、環(huán)境和受力狀態(tài)三者綜合作用下長(zhǎng)期累積的結(jié)果，且具有高度敏感性和選擇性。油管和套管作為井筒內(nèi)部最大并且與地層流體時(shí)刻接觸的屏障，在油田現(xiàn)場(chǎng)極易出現(xiàn)完整性風(fēng)險(xiǎn)(圖5)［12］，其從井底到井口跨度極大，井筒環(huán)境與載荷差異極大，在井筒方向上易出現(xiàn)損傷累積的敏感區(qū)域，從而導(dǎo)致井筒失效。而井筒屏障遵循“木桶原理”，任何一部分出現(xiàn)短板都會(huì)引發(fā)系統(tǒng)性的井筒完整性風(fēng)險(xiǎn)。因此確定井筒失效敏感區(qū)域?qū)τ诰财琳蟽?yōu)化、保障井筒完整性至關(guān)重要。

圖5 屏障組件失效統(tǒng)計(jì)Fig.5 Statistical failure of barrier component

油氣井措施后增產(chǎn)量是衡量油氣井措施的施工質(zhì)量及經(jīng)濟(jì)效益的唯一指標(biāo)。從資源品質(zhì)上看，我國(guó)油田資源品質(zhì)表現(xiàn)為先天不足，現(xiàn)有資源品位與國(guó)外石油相差懸殊，目前我國(guó)上游各油田一般為陸相油田，屬于小斷塊地質(zhì)結(jié)構(gòu)和復(fù)雜油藏結(jié)構(gòu)，缺乏整裝油田。特別是三高油氣田以及超深油氣田的開(kāi)發(fā)決定了我國(guó)井筒完整性管理的難度較大。具體的井筒完整性問(wèn)題也各不相同，取決于不同類(lèi)型油藏(常規(guī)和非常規(guī))、垂直井和水平井、陸上與海上、特殊類(lèi)型的井身設(shè)計(jì)以及目的和操作(例如注氣、注水、地?zé)?、高壓高溫、?qiáng)化采油、深水鉆井、堵漏和棄井)等。研究不同情況下井筒屏障以及維持其完整性的條件非常必要。

另外，國(guó)內(nèi)外油田勘探開(kāi)發(fā)特點(diǎn)不同。我國(guó)油氣田開(kāi)發(fā)的突出特點(diǎn)是圍繞“老區(qū)”進(jìn)行，前期井筒完整性設(shè)計(jì)不足導(dǎo)致失效頻發(fā)，而且隨著油氣田開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，油氣田開(kāi)采環(huán)境日益復(fù)雜，眾多油田進(jìn)入特高含水期，新增儲(chǔ)量豐度和品位較低，單井獲得的儲(chǔ)量較少，開(kāi)發(fā)效益和經(jīng)濟(jì)效益變差。我國(guó)二氧化碳吞吐井井筒主要采用碳鋼材質(zhì)，而國(guó)外抗腐蝕材料的選擇通常是根據(jù)美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)(NACE)制定的標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行選擇，對(duì)于酸性油氣井，通常是采用高含鉻錳合金鋼，其價(jià)格極高，投資風(fēng)險(xiǎn)極大［13］，大面積使用高強(qiáng)度抗腐蝕鋼材不現(xiàn)實(shí)，國(guó)外井筒完整性標(biāo)準(zhǔn)不符合我國(guó)油氣田開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀。因此在進(jìn)行井筒完整性設(shè)計(jì)和改造前，不僅要考慮技術(shù)條件、地質(zhì)條件的影響，也要考慮經(jīng)濟(jì)上的合理性，以確保措施后取得較好的經(jīng)濟(jì)效益。開(kāi)展經(jīng)濟(jì)性管柱設(shè)計(jì)方案研究，避免使用一刀切的管理設(shè)計(jì)方式，對(duì)于降低油田管理成本具有重要意義。

2 CO2吞吐井井筒屏障優(yōu)化設(shè)計(jì)方法

在我國(guó)CO2驅(qū)是常見(jiàn)的“三次采油”措施，而老井通常是按常規(guī)油井設(shè)計(jì)的，其在提高采收率的同時(shí)也對(duì)井筒造成了巨大的腐蝕，油井免修期大幅度縮短。CO2吞吐井的吞吐周期包括注氣、燜井、放壓和生產(chǎn)4個(gè)階段，不同階段井筒環(huán)境參數(shù)和生產(chǎn)參數(shù)差異極大，對(duì)管柱的腐蝕也存在較大差異。目前國(guó)內(nèi)外對(duì)于注水井轉(zhuǎn)注CO2的安全性評(píng)價(jià)研究十分有限。本文以CO2吞吐井為例進(jìn)行井筒屏障優(yōu)化設(shè)計(jì)。

井筒屏障優(yōu)化應(yīng)結(jié)合井筒完整性評(píng)價(jià)得出的井筒屏障現(xiàn)狀和潛在風(fēng)險(xiǎn)，并考慮井筒腐蝕風(fēng)險(xiǎn)與載荷風(fēng)險(xiǎn)雙重作用的影響，進(jìn)行井筒壽命預(yù)測(cè)并確定失效敏感區(qū)域，基于此設(shè)計(jì)井筒屏障和井筒完整性修復(fù)方案。

2.1 CO2吞吐井腐蝕環(huán)境與速率預(yù)測(cè)

CO2腐蝕是油田管材最常見(jiàn)的侵蝕形式，除了由于增產(chǎn)需要人工補(bǔ)注的CO2外，地層中的有機(jī)物進(jìn)行生物氧化或是地球的地質(zhì)化學(xué)過(guò)程都是CO2的重要來(lái)源［14］。在不存在電解質(zhì)的理想狀態(tài)下，干CO2氣體本身不具備腐蝕性，但它極易溶解于水或鹽中。當(dāng)其溶解在水中形成碳酸，由于水中氫離子增多，水呈酸性，就會(huì)使管材產(chǎn)生氫去極化腐蝕［15］。二氧化碳腐蝕是溫度、壓力、流速、介質(zhì)組成、腐蝕產(chǎn)物膜、pH、地層水離子含量、CO2分壓等多種因素綜合作用的結(jié)果(圖6)。在油田復(fù)雜的環(huán)境下CO2水溶液比相同pH值的完全電離的強(qiáng)酸更具有腐蝕性。

油氣井結(jié)構(gòu)和所處環(huán)境復(fù)雜，從井底到井口全井筒套管內(nèi)腐蝕機(jī)理及其嚴(yán)重度差異巨大。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，井筒內(nèi)流體運(yùn)動(dòng)狀態(tài)、產(chǎn)出液組成及性質(zhì)、液面以及井筒環(huán)形空間的介質(zhì)組成等都對(duì)套管腐蝕破壞的速率及分布有重要的影響。CO2吞吐井由于受注采工藝的限制，很多不加裝封隔器。對(duì)于沒(méi)有井下封隔器的油井來(lái)說(shuō)，根據(jù)腐蝕介質(zhì)呈現(xiàn)出不同的相態(tài)及流動(dòng)狀態(tài)將套管劃分為圖7所示的4個(gè)腐蝕區(qū)域。由于油氣水密度差異以及井筒流速變化，在油套環(huán)空會(huì)形成氣體與液體分界的動(dòng)液面，在油管泵吸入口上方會(huì)形成油水分界面，油套環(huán)空動(dòng)液面以下至油水界面的區(qū)域會(huì)逐步形成死油段，該區(qū)域含水低，且無(wú)流度；在油套環(huán)空動(dòng)液面以上的氣相段腐蝕程度較低；油水界面以下至生產(chǎn)層區(qū)域以及油管內(nèi)部為流體主要流動(dòng)區(qū)域，這兩個(gè)區(qū)受多因素作用腐蝕情況復(fù)雜多變。

圖6 CO2吞吐井腐蝕因素Fig.6 Corrosion factors of CO2 huff and puff well

CO2腐蝕速率預(yù)測(cè)是進(jìn)行油井完整性設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)，二氧化碳腐蝕模型主要是通過(guò)闡述基本理論公式在二氧化碳影響因素變化的條件下所造成的不同腐蝕情況，通過(guò)校正因子校正理論公式，得到一個(gè)跟現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際腐蝕環(huán)境下更為貼近的腐蝕速率。近20年來(lái)，根據(jù)大量實(shí)驗(yàn)室和現(xiàn)場(chǎng)的腐蝕數(shù)據(jù)，許多石油公司和研究機(jī)構(gòu)提出了不同的預(yù)測(cè)模型。對(duì)于相同的實(shí)例，由于各個(gè)模型所基于的機(jī)理和考慮的影響因素不同(見(jiàn)表1)，模型預(yù)測(cè)結(jié)果也有很大差異。

圖7 井筒腐蝕分區(qū)示意圖Fig.7 Schematic partition of wellbore corrosion

表1 常見(jiàn)腐蝕速率預(yù)測(cè)模型考慮因素Table 1 Factors included in the common corrosion rate prediction model

目前，國(guó)際上關(guān)于二氧化碳腐蝕速率預(yù)測(cè)模型主要可分為3類(lèi)，即經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ?、半?jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ秃蜋C(jī)理模型。機(jī)理模型對(duì)腐蝕速率預(yù)測(cè)較為準(zhǔn)確，但相關(guān)參數(shù)在油田現(xiàn)場(chǎng)難以確定，不易現(xiàn)場(chǎng)操作；經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ陀涩F(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)擬合而來(lái)，針對(duì)性太強(qiáng)；半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ碗m然精度有所欠缺，但計(jì)算值相對(duì)準(zhǔn)確且普遍適用，具有較大的工業(yè)價(jià)值，可以對(duì)現(xiàn)場(chǎng)腐蝕嚴(yán)重區(qū)域進(jìn)行預(yù)測(cè)。目前比較常用的二氧化碳腐蝕速率預(yù)測(cè)模型有以下幾種［16-19］。

(1)DWM95模型。

由De Waard和Milliams開(kāi)發(fā)的DWM 95模型是應(yīng)用最廣泛的一種半經(jīng)驗(yàn)CO2腐蝕速率預(yù)測(cè)模型，其基本表達(dá)式為

獨(dú)立的動(dòng)力學(xué)模型為(活化控制部分)

依賴(lài)于流速的CO2傳質(zhì)模型為

(2)Cassandra(BP)模型。

該模型相比于DW模型考慮了成膜溫度，能預(yù)測(cè)更高溫度下的腐蝕狀況。同時(shí)也考慮了壓力、CO2分壓、液相流速、管徑及有機(jī)酸等因素對(duì)腐蝕速率的影響，且能夠選擇垢層溫度，在緩蝕劑評(píng)價(jià)、高溫腐蝕預(yù)測(cè)方面表現(xiàn)顯著。

BP93(非靈敏流體)

BP95(靈敏流體)

BP模型垢層溫度

(3)ECE模型。

該模型是以SHELL95模型為基礎(chǔ)建立起來(lái)的，在基礎(chǔ)模型考慮因素(溫度、CO2分壓、pH、Fe2+質(zhì)量濃度、腐蝕產(chǎn)物膜等)的基礎(chǔ)上，更多地考慮了原油的影響(含水率、液體流速、流動(dòng)傾角等)。表達(dá)式為

水和油的比例是影響腐蝕的重要因素，其決定著井內(nèi)流體屬于“油包水”型還是“水包油”型，并且還會(huì)影響管柱的潤(rùn)濕性能，當(dāng)含水率較高時(shí)，CO2溶解度增大使得套管具有親水性，從而對(duì)腐蝕速率產(chǎn)生較大影響，此處引入原油腐蝕因子

以上3種模型的相關(guān)計(jì)算參數(shù)均可由現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)或簡(jiǎn)單計(jì)算獲得，井筒溫度壓力場(chǎng)可由文獻(xiàn)［20］中建立的模型進(jìn)行計(jì)算。同時(shí)現(xiàn)場(chǎng)也可根據(jù)實(shí)際情況選取相應(yīng)的腐蝕速率預(yù)測(cè)模型計(jì)算腐蝕速率或是通過(guò)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試獲得。

2.2 剩余強(qiáng)度

由API TR 5C3［21］進(jìn)行均勻腐蝕剩余強(qiáng)度和應(yīng)力強(qiáng)度計(jì)算，油管(或套管)腐蝕后的額定強(qiáng)度按如下推薦公式修訂，如需考慮磨損或沖蝕，則可用磨損和沖蝕代替式中的vt。

管柱剩余抗拉強(qiáng)度計(jì)算公式

管柱剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度計(jì)算公式

管柱剩余抗擠強(qiáng)度計(jì)算公式

除了單軸剩余強(qiáng)度，還需考慮管柱在三軸應(yīng)力強(qiáng)度下的安全性校核。管柱任一點(diǎn)的應(yīng)力狀態(tài)都是復(fù)雜的三軸應(yīng)力狀態(tài)，主要由拉、壓應(yīng)力以及彎曲應(yīng)力產(chǎn)生。在軸向上所受拉、壓應(yīng)力σz，受內(nèi)、外壓力作用產(chǎn)生的徑向應(yīng)力σr和周向應(yīng)力σo，由于井眼彎曲產(chǎn)生的附加彎曲應(yīng)力σM。進(jìn)行三軸應(yīng)力設(shè)計(jì)，必須首先計(jì)算在各種外載作用下套管柱所受到的三軸應(yīng)力，在內(nèi)外壓力和軸向載荷作用下，管柱處于三軸應(yīng)力狀態(tài)，根據(jù)管柱受力平衡方程和軸對(duì)稱(chēng)原理，利用虎克定律，可以得到三軸應(yīng)力公式。

根據(jù)厚壁圓筒理論可知，在內(nèi)、外壓力pi和po作用下，徑向應(yīng)力σr和周向應(yīng)力σo分別為

管柱所受軸向應(yīng)力為

管柱所受彎曲應(yīng)力為

根據(jù)材料力學(xué)理論，對(duì)管柱按照第四強(qiáng)度理論進(jìn)行校核

2.3 失效敏感區(qū)域確定

安全系數(shù)反映了油管柱在油氣井中承擔(dān)外力的能力以及在服役過(guò)程中的安全性和經(jīng)濟(jì)性。管柱在井下受多種載荷的共同作用，在不同工況下，流體性質(zhì)、流體排量及其他參數(shù)的變化會(huì)改變井筒內(nèi)的溫度壓力情況，進(jìn)而影響管柱受力和應(yīng)力分布，打破平衡狀態(tài)。井筒溫度和壓力的變化會(huì)影響到管柱在井下的受力情況和變形情況，表現(xiàn)在活塞效應(yīng)、鼓脹效應(yīng)、螺旋彎曲效應(yīng)和溫度效應(yīng)4種基本效應(yīng)上，對(duì)于油管柱強(qiáng)度校核受不同工況影響較大，可參照文獻(xiàn)［22］分不同工況進(jìn)行外載荷計(jì)算。對(duì)于套管柱外載荷，可采用較為常用的復(fù)合應(yīng)力模型校核套管強(qiáng)度，浮力系數(shù)法計(jì)算軸向力。考慮極端工況：有效外擠力考慮管內(nèi)為全掏空，管外按鉆井液密度計(jì)算管外液柱壓力；有效內(nèi)壓力管按關(guān)井時(shí)計(jì)算有效內(nèi)壓，考慮流體重力、套管材料臨界應(yīng)力百分比的影響，管內(nèi)按靜氣柱壓力計(jì)算，管外按鹽水靜水柱壓力計(jì)算管外壓力。參照API Specification 5CT計(jì)算管柱初始安全系數(shù)。在得到初始安全系數(shù)后，考慮每輪吞吐后腐蝕造成套管柱管壁減薄，使套管柱的強(qiáng)度下降，安全系數(shù)降低，由此推算套管在第幾輪吞吐周期之后其安全系數(shù)值達(dá)到控制值之下，得到失效敏感區(qū)域，安全系數(shù)取單軸強(qiáng)度安全系數(shù)和三軸應(yīng)力強(qiáng)度的最小值。井筒屏障優(yōu)化流程如圖8所示。

圖8 井筒屏障優(yōu)化流程圖Fig.8 Optimization process of wellbore barrier

具體計(jì)算過(guò)程：已知第i個(gè)深度井段套管柱套管原始壁厚δ，初始安全系數(shù)Si，第i個(gè)深度井段套管柱腐蝕量hi，則第i個(gè)深度井段套管柱n輪吞吐周期后剩余安全系數(shù)值計(jì)算公式為

3 計(jì)算實(shí)例

3.1 實(shí)例井基本情況

以某區(qū)塊二氧化碳吞吐井為例計(jì)算，基本信息如下：油藏壓力系數(shù)0.91，井底靜溫63.2 ℃，地層水pH值為7.03～8.13，油層中部壓力17.12 MPa，年均地表氣溫為12 ℃，CO2注入溫度為-30 ℃，注入量為200 t。油層套管和油管鋼級(jí)為N80碳鋼，氯離子質(zhì)量濃度420 mg/L，碳酸氫根離子質(zhì)量濃度1 184 mg/L，總礦化度為2 574 mg/L，地層水型為NaHCO3。該井井身結(jié)構(gòu)如圖9所示，井眼軌跡如圖10所示。第1吞吐周期期間產(chǎn)量如圖11所示。

3.2 腐蝕速率預(yù)測(cè)結(jié)果

典型區(qū)塊油井存在油套環(huán)空，所以應(yīng)細(xì)分腐蝕區(qū)域進(jìn)行預(yù)測(cè)。其中油管腐蝕包括內(nèi)表面腐蝕和外表面腐蝕；套管腐蝕只考慮內(nèi)表面，但要以介質(zhì)流動(dòng)通道來(lái)分段考慮，以油管底部為節(jié)點(diǎn)分為上下兩部分，上部油套環(huán)空套管部分內(nèi)部流體基本不流動(dòng)，下部套管部分是流體的主要運(yùn)移通道，腐蝕情況需要分別考慮。

圖9 井身結(jié)構(gòu)Fig.9 Casing program

圖10 井眼軌跡Fig.10 Borehole trajectory

圖11 第1吞吐周期產(chǎn)量Fig.11 Production in the first huff and puff cycle

3.2.1 井筒溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)

吞吐周期內(nèi)井筒溫度場(chǎng)如圖12所示。沿井深方向上，溫度隨井深的增加而增加，在2014年5月、2015年9月以及2017年3月，由于受注氣燜井的影響，導(dǎo)致井筒溫度與生產(chǎn)階段相比明顯降低，在溫度場(chǎng)上呈現(xiàn)出3條低谷。這是因?yàn)殡S著氣體的注入，在注入過(guò)程中井筒溫度會(huì)隨著深度增加而增加，但是井筒會(huì)有一個(gè)吸熱過(guò)程，因此井筒溫度會(huì)低于同一地層深度的溫度，更低于生產(chǎn)過(guò)程中井筒的溫度。

吞吐周期內(nèi)井筒壓力場(chǎng)如圖13所示。沿井深方向，壓力隨井深的增加而增加，在2014年5月、2015年9月以及2017年3月，由于受注氣燜井的影響，井筒壓力與生產(chǎn)階段相比明顯升高。這是因?yàn)樵谧⑷脒^(guò)程中井口初始?jí)毫捅容^高，井筒壓力會(huì)隨著深度增加而增加，到井底時(shí)井筒壓力同樣要高于地層壓力，如此注入氣體才能夠進(jìn)入地層，因此注氣階段井筒壓力整體高于生產(chǎn)階段的井筒壓力。并且在每次燜井之后，井筒壓力都有所降低。

圖12 井筒溫度場(chǎng)Fig.12 Wellbore temperature field

圖13 井筒壓力場(chǎng)Fig.13 Wellbore pressure field

3.2.2 油管柱腐蝕速率預(yù)測(cè)

該井第1吞吐周期油管腐蝕速率如圖14所示，由圖14可知，油管腐蝕速率隨井深增加而增大，并且腐蝕速率隨時(shí)間變化波動(dòng)較大，注氣(2014年4月)和生產(chǎn)(2014年6月—2015年4月)階段腐蝕速率相對(duì)較大，燜井階段(2014年4月—2014年6月)腐蝕速率較小。在生產(chǎn)階段，腐蝕速率受生產(chǎn)參數(shù)影響較大，在燜井之后的2014年6—9月油井含水率不高，產(chǎn)量較小，因此腐蝕速率較小，基本不發(fā)生腐蝕。在2014年10月隨著油井含水率的升高(含水率最高達(dá)到99%)，腐蝕速率也開(kāi)始變大。

圖14 油管腐蝕速率Fig.14 Tubing corrosion rate

3.2.3 套管柱腐蝕速率預(yù)測(cè)

該井第1吞吐周期套管腐蝕速率如圖15所示，由圖15可知，在注氣和生產(chǎn)的工況下腐蝕速率較大，在燜井工況下腐蝕速率較小。并且套管腐蝕速率沿井深方向有較大變化，特別是在井深1 900 m左右產(chǎn)生轉(zhuǎn)折性變化，主要是因?yàn)橛凸芟律顬? 893 m，而該區(qū)域處于流體運(yùn)移通道從套管進(jìn)入油管的過(guò)渡段，因變徑導(dǎo)致壓力變化大、流體擾動(dòng)大、流場(chǎng)誘導(dǎo)腐蝕嚴(yán)重、腐蝕產(chǎn)物膜不易形成，從而使流體與管柱本體的化學(xué)反應(yīng)程度高，最終導(dǎo)致腐蝕最嚴(yán)重。

圖15 套管腐蝕速率Fig.15 Casing corrosion rate

3.3 失效敏感區(qū)域確定

3.3.1 油管失效敏感區(qū)域確定

不同吞吐周期后油管綜合安全系數(shù)隨井深的變化規(guī)律如圖16所示。隨著油氣田開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，油管在800 m處率先突破安全控制線(xiàn)，開(kāi)始出現(xiàn)安全風(fēng)險(xiǎn)，并且在800～1 500 m范圍內(nèi)存在管柱失效敏感區(qū)域。該區(qū)域在軸向拉力、外擠壓力和內(nèi)壓力耦合作用下容易發(fā)生油管穿孔、斷裂事故。

圖16 實(shí)例井油管安全系數(shù)變化規(guī)律Fig.16 Change law of the safety coefficient of the tubing in the case well

3.3.2 套管失效敏感區(qū)域確定

不同吞吐周期后套管綜合安全系數(shù)隨井深的變化規(guī)律如圖17所示，隨著油氣田開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，套管在1 800 m處率先突破安全控制線(xiàn)，開(kāi)始出現(xiàn)安全風(fēng)險(xiǎn)。套管失效敏感區(qū)域與沿井筒方向腐蝕嚴(yán)重區(qū)域相一致，這主要是因?yàn)樘坠芷茐闹饕軆?nèi)壓力和外擠力的影響，受軸向拉伸載荷影響不大。而井筒內(nèi)腐蝕最嚴(yán)重的區(qū)域，管壁減薄導(dǎo)致強(qiáng)度降低，從而導(dǎo)致套管周向破壞。

圖17 實(shí)例井套管安全系數(shù)變化規(guī)律Fig.17 Change law of the safety coefficient of the casing in the case well

4 結(jié)論

(1)我國(guó)油氣田開(kāi)發(fā)面臨的突出問(wèn)題是油氣井自然環(huán)境和開(kāi)發(fā)方式所導(dǎo)致的腐蝕失效問(wèn)題，腐蝕失效是腐蝕與載荷綜合作用的結(jié)果，國(guó)外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)將腐蝕選材與強(qiáng)度設(shè)計(jì)分開(kāi)考慮，不能完全保證在服役過(guò)程中井筒的完整性，并且在腐蝕選材方面大量使用價(jià)格昂貴的鎳基合金和高強(qiáng)度鋼，增加了油田管理成本，這種一刀切的管理設(shè)計(jì)方式不適合我國(guó)國(guó)情，目前中國(guó)石油井完整性方面的技術(shù)要求和標(biāo)準(zhǔn)分散而且不全面，國(guó)外相關(guān)完整性管理指南和標(biāo)準(zhǔn)可為我國(guó)制定相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)提供參考，但需要結(jié)合我國(guó)實(shí)際情況，特別是對(duì)陸上三高油氣井以及老舊油氣井建立經(jīng)濟(jì)有效的井筒完整性標(biāo)準(zhǔn)及優(yōu)化方法。

(2)井筒屏障完整性管理的核心是井筒屏障的完整性，而井筒管柱作為井筒最大屏障其從井底到井口全井筒內(nèi)腐蝕機(jī)理和嚴(yán)重度差異巨大，本文建立了一級(jí)屏障局部腐蝕嚴(yán)重區(qū)域確定方法，為屏障優(yōu)化提供指導(dǎo)，各個(gè)油田可以依據(jù)自己的實(shí)際情況，堅(jiān)持“全局把控，重點(diǎn)防護(hù)”，開(kāi)展井筒屏障評(píng)估與完善，提高資源利用效率，進(jìn)行井筒完整性高效管理。

(3)計(jì)算得到了實(shí)例井油管失效敏感區(qū)域?yàn)榫?00～1 500 m范圍內(nèi)，套管失效敏感區(qū)域?yàn)榫? 700～2 000 m范圍內(nèi)，建議在該區(qū)域使用高強(qiáng)度抗腐蝕合金鋼材質(zhì)或在此區(qū)域內(nèi)加密陰極保護(hù)等措施以提高管柱全生命周期內(nèi)的安全性，延長(zhǎng)老井免修期。

符號(hào)說(shuō)明：

C為由初始條件決定的常數(shù)；d為直徑，m；factual為實(shí)際測(cè)得溶液的pH值，無(wú)量綱；fco2為一定CO2分壓下的溶液pH的計(jì)算值，無(wú)量綱；Fg為油的API重力，50＞Fg＞20；hi為第i個(gè)深度井段套管柱腐蝕量，mm；Ms為任意截面彎矩，N·m；n為吞吐周期，無(wú)量綱；pbo為管柱的抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa；pc為管柱剩余抗拉強(qiáng)度，kN；pco為管柱剩余抗擠強(qiáng)度，MPa；pco2為 CO2分壓，Pa；pi為內(nèi)壓力，MPa；po為外壓力，MPa；Q為管柱計(jì)算截面處的拉力，KN；r為管柱任一壁厚處半徑，mm；ri為管柱剩余內(nèi)半徑，mm；ro為管柱剩余外半徑，mm；R0為管柱原始外徑，mm；Ri為管柱原始內(nèi)徑，mm；S為管柱服役時(shí)間t后橫截面積，mm2；Si為初始安全系數(shù)，無(wú)量綱；為第i個(gè)深度井段套管柱n輪吞吐周期后剩余安全系數(shù)，無(wú)量綱；t為管柱服役時(shí)間，a；T為介質(zhì)溫度，℃；Ts為垢層溫度，℃；u為介質(zhì)的液相流速，m/s；v為管柱腐蝕速率，mm/a；vcorr為總腐蝕速率，mm/a；vm為傳質(zhì)腐蝕速率，mm/a；vr為活化腐蝕速率，mm/a；W為介質(zhì)含水率，%；Wbreak為原油最大含水率，%；δ為管柱名義壁厚，mm；ρ為液體密度，g/mL；σ為三軸應(yīng)力，MPa；σM為彎曲應(yīng)力，MPa；σo為周向應(yīng)力，MPa；σr為徑向應(yīng)力，MPa；σy為管柱屈服強(qiáng)度，MPa；σz為軸向應(yīng)力，MPa；φ為井斜角，°。