卓振州 武治強(qiáng) 岳家平

(1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司， 天津 300452；2. 中海油研究總院， 北京 100028)

在役井生產(chǎn)套管的損毀問題一直是干擾油氣田生產(chǎn)的嚴(yán)重問題之一。油氣開采系統(tǒng)往往處于高溫高壓、多相介質(zhì)環(huán)境，以及地應(yīng)力作用和人為作業(yè)等相互交叉的復(fù)雜工況中。這類工況和環(huán)境通常對在役井生產(chǎn)套管產(chǎn)生較大影響：一是磨損鉆井中的套管，使其失效；二是井下酸性氣體腐蝕生產(chǎn)套管，減薄套管壁厚，導(dǎo)致剩余強(qiáng)度不能滿足生產(chǎn)作業(yè)的要求。這些影響嚴(yán)重時(shí)會導(dǎo)致井漏、竄層、套管擠毀等現(xiàn)象，影響后續(xù)鉆井作業(yè)，甚至引發(fā)井噴等惡性事故[1-8]。在役井套管可靠性評估是制定開采工作制度和修井措施的重要依據(jù)，本次研究將探討在役井套管可靠性評估方法。

1 方法建立

套管服役過程是一個(gè)長期的過程，期間存在很多不確定因素 ，其本身強(qiáng)度和所承受載荷隨時(shí)間不斷變化，具有較強(qiáng)的時(shí)變性。根據(jù)套管在井下的功能，套管強(qiáng)度可靠性評估需要保證后期套管在全壽命周期內(nèi)擁有足夠的強(qiáng)度以抵抗套管在服役階段所受的載荷。針對在役井生產(chǎn)套管服役情況，主要探討套管磨損和腐蝕這2種因素，綜合考慮這兩種因素，建立了在役井套管可靠性評估方法。

1.1 評估流程

考慮到油氣田在作業(yè)和生產(chǎn)過程中，不同階段對套管的影響差異化較大，故將套管分為2個(gè)階段進(jìn)行完整性評估：(1) 鉆完井階段鉆具對套管的磨損；(2) 生產(chǎn)階段酸性氣體對套管的腐蝕。圖1所示為在役井套管完整性評估方法。

圖1 在役井套管完整性評估方法

1.2 套管剩余壁厚預(yù)測模型

根據(jù)在役井套管可靠性評估流程，重點(diǎn)考慮油氣井套管在鉆井階段的磨損問題和生產(chǎn)階段的腐蝕問題。從套管壁厚磨損多因素疊加的角度進(jìn)行分析，分別計(jì)算鉆井階段鉆柱接頭對套管磨損和生產(chǎn)階段酸性氣體對套管腐蝕所致的壁厚磨損，將其疊加后，進(jìn)而對套管可靠性進(jìn)行校核。

1.2.1 套管磨損程度

在鉆井過程中，由于鉆進(jìn)、起下鉆、倒劃眼等動作頻繁，導(dǎo)致鉆柱與套管接觸時(shí)間長并出現(xiàn)一定程度的磨損。鉆桿對套管的側(cè)向接觸力是影響套管磨損程度的主要因素。

井下套管磨損程度主要是指套管被磨損段的壁厚。為了分析與評價(jià)井下在役套管柱損傷程度，目前通用的做法是，先計(jì)算套管內(nèi)壁磨損橫截面積，再計(jì)算磨損壁厚。

王小增等人開展了套管磨損后剩余壁厚及剩余強(qiáng)度分析，認(rèn)為套管內(nèi)壁磨損套管橫截面形狀多為月牙形[9]?，F(xiàn)場回收的套管磨損形狀50%以上為月牙形磨損，且月牙形磨損程度最為嚴(yán)重。圖2所示為月牙磨損模型。

圖2 月牙磨損模型

圖2中，以套管中心為坐標(biāo)原點(diǎn)建立直角坐標(biāo)系，鉆柱接頭外圓和套管內(nèi)圓交于A、B點(diǎn)，則ABCD所圍面積即為月牙部分的面積。王小增等人根據(jù)建模結(jié)果給出了月牙形磨損套管最大深度和剩余最小壁厚的計(jì)算公式[9]。

套管磨損最大深度計(jì)算公式為：

l磨損=r1+h1-r2

(1)

式中：l磨損—— 磨損的最大深度，mm；

h1—— 鉆柱接頭外圓圓心的偏移距離，mm；

r1—— 鉆柱接頭外半徑，mm；

r2—— 套管外半徑，mm。

套管剩余最小壁厚計(jì)算公式為：

l′=l-(r1+h1-r2)

(2)

式中：l′—— 套管剩余最小壁厚，mm；

l—— 套管壁厚，mm。

1.2.2 套管腐蝕工況

在生產(chǎn)階段，生產(chǎn)套管長期在井下服役，酸性介質(zhì)對套管產(chǎn)生腐蝕，易導(dǎo)致套管受到點(diǎn)蝕或均勻腐蝕，造成套管完整性衰退。目前，評估生產(chǎn)套管時(shí)需重點(diǎn)考慮均勻腐蝕。通過室內(nèi)模擬井下工況對套管腐蝕情況進(jìn)行評價(jià)，得到相關(guān)套管的各點(diǎn)腐蝕的檢測數(shù)據(jù)，分析得出年平均腐蝕速率。

均勻腐蝕深度的計(jì)算公式為：

(3)

式中： Δl—— 均勻腐蝕深度，mm；

Δli—— 實(shí)驗(yàn)得到的各點(diǎn)腐蝕深度，mm。

根據(jù)實(shí)驗(yàn)得到的年平均腐蝕速率，結(jié)合套管在井下服役的年限，可以算出生產(chǎn)階段腐蝕所致的套管壁厚變化值，據(jù)此對套管腐蝕壁厚進(jìn)行預(yù)測。

2 A1井生產(chǎn)套管剩余壁厚

渤海油田某區(qū)塊生產(chǎn)井A1井于2014年投產(chǎn)，2015年8月出現(xiàn)A環(huán)空帶壓，目前帶壓值為10 MPa。其中，CO2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.8%，儲層溫度為110 ℃，生產(chǎn)封隔器位置在井下3 008 m處，采用1Cr/13Cr組合套管。通過評估，認(rèn)為生產(chǎn)封隔器出現(xiàn)泄漏，需要重點(diǎn)評估1Cr套管在酸性氣體環(huán)境中長期服役的完整性和可靠性。根據(jù)腐蝕實(shí)驗(yàn)評估結(jié)果，獲得了1Cr套管在酸性氣體環(huán)境中的年均勻腐蝕速率。

2.1 鉆井階段的套管磨損剩余壁厚

在評估在役井套管的可靠性時(shí)，首先應(yīng)評估鉆井階段各工況對套管磨損程度的影響?；谏鲜鲇?jì)算模型，并結(jié)合磨損壁厚預(yù)測軟件，對鉆井階段的套管磨損情況進(jìn)行評估。圖3所示為套管磨損剩余壁厚評估結(jié)果。

2.2 生產(chǎn)階段套管腐蝕剩余壁厚

在鉆井階段套管受磨損，套管壁厚變薄。考慮到地層酸性氣體會泄漏到A環(huán)空而腐蝕套管，因此，根據(jù)1Cr套管在酸性氣體環(huán)境下的腐蝕速率并考慮環(huán)空帶壓的時(shí)間，綜合計(jì)算在役井可能腐蝕的最大年限，計(jì)算酸性氣體條件下套管的剩余壁厚。

A1井在出現(xiàn)帶壓后酸性氣體腐蝕生產(chǎn)套管的時(shí)間為3a ，其中酸性氣體質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.8%，年腐蝕速率為0.018 mm/a，計(jì)算所得的在役期間腐蝕厚度為0.047 mm。在套管磨損的基礎(chǔ)上，疊加套管腐蝕后磨損的壁厚，由套管原始壁厚減去疊加壁厚，即為生產(chǎn)階段套管的剩余壁厚。圖4所示為生產(chǎn)階段套管腐蝕的剩余壁厚。

圖4 生產(chǎn)階段套管腐蝕的剩余壁厚

3 套管剩余強(qiáng)度

在套管磨損的基礎(chǔ)上，疊加了腐蝕后減薄的壁厚值，據(jù)此計(jì)算套管的抗內(nèi)壓剩余強(qiáng)度和抗外擠剩余強(qiáng)度。圖5所示為生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓剩余強(qiáng)度。圖6所示為生產(chǎn)套管抗外擠剩余強(qiáng)度。

4 套管可靠性評估

在將近3a的生產(chǎn)周期內(nèi)，A1井生產(chǎn)封隔器失效，CO2氣體泄漏進(jìn)入A環(huán)空，從而導(dǎo)致管材受到腐蝕。在生產(chǎn)階段各生產(chǎn)工況下，對管材進(jìn)行強(qiáng)度校核，以油管噴空工況(A環(huán)空壓力為0 MPa)為條件來校核套管的抗外擠，以B環(huán)空為凈液柱為條件來校核套管的抗內(nèi)壓。圖7所示為生產(chǎn)套管抗壓安全系數(shù)。圖8所示為生產(chǎn)套管抗外擠安全系數(shù)。

圖5 生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓剩余強(qiáng)度

圖6 生產(chǎn)套管抗外擠剩余強(qiáng)度

圖7 生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)

通過計(jì)算套管在鉆井階段磨損和生產(chǎn)階段酸性氣體腐蝕后的剩余壁厚，開展套管強(qiáng)度校核，得到最小抗外擠安全系數(shù)為1.01，最小抗內(nèi)壓安全系數(shù)為2.79。根據(jù)套管強(qiáng)度校核要求，認(rèn)為目前套管能夠通過強(qiáng)度校核。

圖8 生產(chǎn)套管抗外擠安全系數(shù)

5 結(jié) 語

在本次研究中，分析了在役井酸性氣體泄漏套管可靠性影響因素，主要包括鉆完井階段鉆具對套管的磨損和生產(chǎn)階段酸性氣體對套管的腐蝕。觀察生產(chǎn)階段酸性氣體對套管的腐蝕速率，根據(jù)服役年限，計(jì)算套管壁厚減薄情況。在役井生產(chǎn)套管的可靠性評估中，計(jì)算套管剩余強(qiáng)度是關(guān)鍵。根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，剩余抗外擠安全系數(shù)和抗內(nèi)壓安全系數(shù)均應(yīng)大于1，才能保證生產(chǎn)階段套管的可靠性。