吳奇兵，何 睿，陳澤光，李文濤

(中海油安全技術服務有限公司 天津 300457)

0 引 言

隨著我國工業(yè)技術發(fā)展，常規(guī)的陸地油氣田已經不能滿足能源需求，勘探開發(fā)也逐漸向海洋、極地等惡劣環(huán)境發(fā)展，技術工藝上的挑戰(zhàn)也隨之而來，由油管腐蝕引起的油管壽命縮短便是其中之一。在生產過程中，油管長期處于高溫、高壓環(huán)境，并與含CO2或H2S等腐蝕性物質的地層流體接觸，大大加快了油管的腐蝕，導致油管頻繁失效，帶來了巨大的經濟損失和安全隱患。因此，分析油管的腐蝕剩余強度對指導現(xiàn)場的安全生產具有十分重要的意義。

國內外專家學者也對油管腐蝕進行了多項研究：張智等[1]建立了CO2吞吐井的油管腐蝕預測模型，分析了生產階段油管腐蝕的規(guī)律，提出了油管腐蝕的主控因素。馬旭等[2]通過掛片實驗對蘇里格地區(qū)的油管腐蝕產物及原因進行了研究，認為氣井積液是油管腐蝕的主要影響因素之一。王娟等[3]對油管下入深度對其腐蝕的影響進行了研究，結果表明添加緩蝕劑后的油管腐蝕量隨下深增加而減小，未添加緩蝕劑的油管，腐蝕隨下深增加而增大。

目前已有的油管腐蝕模型都以H2S、CO2分壓作為主控因素[4-10]，而渤海油田大部分地區(qū)不含H2S，CO2含量較少，因此，模型計算結果與現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)存在很大誤差。為此，筆者在已有的CO2腐蝕預測模型基礎上，考慮溫度、壓力、二氧化碳分壓及含水率等因素耦合對渤海油田油管腐蝕的影響，建立海上油田油管柱的腐蝕模型及剩余強度預測模型，并進行實例計算驗證模型可靠性。

1 油管腐蝕影響因素及預測模型

1.1 油管腐蝕的影響因素

1.1.1含水率對油管腐蝕的影響

當含水率在30%～50%時，采出液主要為油包水型乳狀液，此時油管表面主要與原油接觸，腐蝕受到抑制，腐蝕速率較低。但如果含水率進一步增加，水包油型乳狀液含量上升，油管壁更容易直接與水接觸，甚至會被連續(xù)水膜潤濕，明顯增加CO2的腐蝕速率。但當含水率大于70%時，此時采出液更加接近于完全的水腐蝕環(huán)境，腐蝕過程主要由腐蝕介質轉移速率控制，含水率對油管壁的CO2腐蝕速率存在影響，但不發(fā)揮主要控制作用[11-14]。

1.1.2 溫度的影響

溫度對油管腐蝕的影響是復雜的。一方面，當溫度降低時，氣體在腐蝕介質中的溶解度增大，導致腐蝕速率升高；另一方面，溫度降低又會使離子活動減速，化學和電化學反應速率減慢，從而導致腐蝕速率降低。

1.1.3 壓力的影響

壓力增加會直接影響腐蝕性氣體的溶解量，促使腐蝕作用快速發(fā)生，但腐蝕產物的快速生成，不斷沉積，又會附著在油管表面抑制腐蝕。

1.1.4 礦化度的影響

隨著礦化度的增加，腐蝕介質中所含離子的濃度增加，使得腐蝕介質電導率不斷增加，腐蝕速率加快，但部分成垢離子會與CO2結合沉積并附著在油管壁上阻礙腐蝕的進一步發(fā)生。

1.1.5 氯離子的影響

氯離子對油管腐蝕的影響主要是通過影響腐蝕產物膜的致密性，氯離子濃度增加會使得腐蝕產物形態(tài)疏松，從而加劇腐蝕反應。

1.1.6 流速的影響

流速通過影響腐蝕產物膜影響腐蝕，總體上腐蝕會隨流速增大而加快。當不存在腐蝕產物膜的時候，流速加快會促使基體表面液體介質中各腐蝕物質的循環(huán)擴散，從而加速腐蝕過程。當基本表面附著腐蝕產物膜時，較快的流速或對基體產生較大沖擊的流型會破壞產物膜的完整性，從而造成電化學腐蝕反應的加劇。

1.2 油管腐蝕速率預測模型

二氧化碳腐蝕模型主要是通過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，通過校正因子校正理論公式，得到一個跟現(xiàn)場實際腐蝕環(huán)境下更為貼近的腐蝕速率。具有代表性的有挪威的Norsok M506模型、Shell公式的DWM模型以及Intertech公司的ECE模型，每個模型都有其著重考慮的因素，適合不同的腐蝕環(huán)境。本文考慮了溫度、壓力、生產速率、含水率、油管井斜角等因素，選用碳鋼管柱CO2腐蝕速率的預測模型[15-17]。其表達式為:

(1)

式(1)中，vcorr為腐蝕速率，mm/a;Vr為受活化反應控制的腐蝕速度，mm/a；vm為受物質傳遞控制的腐蝕速度，mm/a。

獨立的動力學模型為(活化控制部分)：

(2)

式(2)中，pHactual為實際測得溶液的pH值；

pHco2為一定CO2分壓下的溶液pH的計算值，無量綱。

pHco2=3.82+0.003 84T-0.5log(10×Pco2)

(3)

式(3)中，T為溫度，K；Pco2為CO2分壓，MPa。

(4)

式(4)中，u為介質流速，m/s；d為管徑，m。

為了使預測結果更接近實際生產，引入原油腐蝕因子，大小介于0～1之間，與腐蝕速率相乘修正腐蝕速率。原油腐蝕因子Foil計算公式為：

(5)

式(5)中，F(xiàn)oil為原油腐蝕因子,無單位；Wbreak為原油最大含水率，%；?為井斜角，(°)：W為含水率，無因次；Uliq為液體流速，m/s。

該模型在基礎模型考慮因素(溫度、CO2分壓、pH、Fe2+濃度、腐蝕產物膜等)的基礎上，更多地考慮了原油的影響(含水率、液體流速、流動傾角等)，井筒中流體相態(tài)的變化對腐蝕程度也有影響。

2 油管腐蝕后剩余強度及服役壽命預測方法

2.1 腐蝕后剩余強度計算方法

由 API TR 5C3進行均勻腐蝕剩余強度計算。

2.1.1 剩余抗拉強度

假設管柱受到的軸向拉力為T0，其軸向應力為σ，則有T0=σS。管柱的腐蝕速率為v，服役時間為t，則有管柱內徑r=ro+vt，此時管柱橫截面積為：

S=π[R2-(r0+vt)2]/4

(6)

式(6)中，v為管柱的腐蝕速率，mm/a；R為管柱的外徑，mm；r0為管柱的原始內徑，mm；t為服役時間，a。

He has seven arms.He has no sense of humor（幽默感）.He only has one dream：to relax（休息）.

軸向拉力T0為：

T0=σS=πσ[R2-(r0+vt)2]/4

(7)

式(7)中，S為管體橫截面的面積，m2；σ為其軸向應力，N/m2。管柱服役條件是軸向應力應小于材料的屈服強度，即：

(8)

式(8)中，σy為管柱屈服強度，MPa；T為軸向力，kN。

管柱的剩余抗拉強度為：

Tc=σyS=πσy[R2-(r0+vt)2]/4

(9)

2.1.2 管柱剩余抗內壓強度

對于壁厚為δ的管柱受到內壓力Pi時，管柱軸向應力為：

(10)

式(10)中，δ為壁厚，單位mm；Pi為內壓力，MPa。

當管柱腐蝕時間t后，其軸向應力：

(11)

當管柱軸向應力σc大于管柱屈服強度σy時，管柱失效，因此可得到管柱抗內壓強度：

(12)

2.1.3 管柱剩余抗擠強度

設管柱受到的外擠力為Pc，則管柱受到的外擠應力為：

(13)

當管柱服役t時間后，其壁厚δ=δ0-vt，當其外擠應力大于或等于材料屈服強度時，得出管柱抗擠強度：

(14)

2.2 剩余服役壽命預測方法

均勻腐蝕剩余壽命預測模型為：

(15)

式(15)中，RL為剩余壽命，a；tam為管體名義壁厚，mm；tmin為保障安全的最小壁厚，mm，V為腐蝕速度，mm/a。

檢測數(shù)據(jù)剩余壽命預測模型為：

t=aebT

(16)

式(16)中，a、b為實驗測試數(shù)據(jù)擬合出的常數(shù)；T為時間，d；e為自然常數(shù)。

3 現(xiàn)場應用

3.1 實例井基本情況

實例井位于渤海中部海域，屬渤中坳陷石臼坨凸起西南段，該井的井身結構如圖1所示。該井于2005年9月投產，投產以來的生產情況如圖2所示。

圖1 實例井井身結構圖

該井的天然氣、原油的成分分析見表1、表2，可知該井產出液中不含H2S，CO2含量較少，且原油密度、粘度較大等特點。

圖2 實例井產量曲線

表1 天然氣成分分析表

表2 原油成分分析表

3.2 腐蝕速度預測結果

由圖2可知該實例井的含水率及產量變化較大，因此將該井按含水率及產量變化劃分為生產初期、生產中期、生產末期三個階段，再分別計算腐蝕量。

生產初期為2005～2006年，含水率較低，產液較為理想。平均產液量40 m3/d，平均產油35 m3左右，平均含水量1.2 m3，含水3%，油壓0.9 MPa，溫度43 ℃，油氣比13，產氣0.045 5萬方。

生產中期為2008～2018年，含水率較初期變高，平均產液量30 m3/d，平均產油9.56 m3左右，平均產水20.68 m3，含水68%，油壓1 MPa，溫度40 ℃，油氣比6，產氣0.005 4萬方。

生產末期以2019年為基準，預測2019年后，含水率高，平均產液量29 m3/d，平均產油3.9 m3，平均產水25.7 m3，含水86.8%，油壓0.7 MPa，溫度56 ℃，油氣比29，產氣0.011 5萬方。

3.2.1 井筒溫度場、壓力場

根據(jù)不同時期的基本數(shù)據(jù)，計算該井三個時期的井筒溫度與井深關系圖，如圖3所示。在接近地表處，井筒溫度隨著深度的增加而減小，隨后持續(xù)增加，但最大值仍低于50 ℃。

圖3 油管溫度分布

圖4所示為該井三個不同時期內井筒壓力隨井深變化的關系圖。三個不同時期的井筒壓力大小及變化趨勢基本一致，均隨井深增大而增大。

圖4 油管壓力分布

3.2.2 油管腐蝕速率計算

典型井油管腐蝕速率隨井深的變化如圖5所示。從圖中可以看出，油管腐蝕速率隨著井深增加是不斷增大的，生產初期和生產中期含水率較低，腐蝕速率也較低，但生產末期含水率的迅速上升，導致生產末期腐蝕速率迅速增大。

圖5 油管腐蝕速率

以生產中期階段為例研究不同含水率對油管腐蝕速率的影響如圖6所示?？梢钥闯鲈谄渌麠l件一定時，隨著含水率的增大腐蝕速率逐漸增大，含水率對腐蝕速率影響較大。

圖6 油管腐蝕速率隨含水率變化曲線

3.3 油管剩余強度計算結果

由式(12)可以計算出油管的剩余抗拉強度，其沿井深的分布如圖7所示。由式(15)可以計算油管的剩余抗內壓強度，其沿井深的分布如圖8所示。由式(17)可以計算油管的剩余抗外擠強度，其隨井深的分布如圖9所示。

圖7 油管剩余抗拉強度

圖9 油管剩余抗外擠強度

3.4 油管剩余服役壽命計算結果

選用均勻腐蝕模型計算油管的剩余服役壽命，與根據(jù)API Spec 5CT計算的結果進行對比。均勻腐蝕模型參數(shù)見表4。

表4 均勻腐蝕模型參數(shù)表

根據(jù)表4中的數(shù)據(jù)，結合均勻腐蝕模型，可以計算出生產末期條件，油管的服役壽命為14 a。

由API Spec 5CT計算可以計算出油管不同條件下的剩余安全系數(shù)，當剩余安全系數(shù)小于極限安全系數(shù)時，油管發(fā)生失效，圖10為油管剩余三軸系數(shù)圖，圖11為油管剩余抗內壓系數(shù)圖，圖12為油管剩余抗外擠系數(shù)圖，從圖中可以看出，隨著服役時間的增長，1 200 m處的油管剩余三軸系數(shù)在第16 a時小于安全線，表明出現(xiàn)了風險；剩余抗拉系數(shù)隨著時間增長也出現(xiàn)了降低的趨勢，約在第16 a，油管低端部分剩余抗內壓系數(shù)小于安全線，表明油管有壓斷的可能；剩余抗外擠系數(shù)隨著服役時間增加而減小，且在16 a時，1 200 m處的剩余抗外擠系數(shù)小于安全值，表明油管此時可能已經被擠扁，出現(xiàn)了風險。因此，生產末期條件下油管的剩余壽命應為16 a，與均勻腐蝕模型計算的結果相近，表明該模型較為可靠。

圖10 油管剩余三軸系數(shù)

圖11 油管剩余抗內壓系數(shù)

圖12 油管剩余抗外擠安全系數(shù)

4 結 論

1)在腐蝕性氣體含量較低的情況下，油管的腐蝕速率主要受到含水率的影響。含水率越大，油管腐蝕速率越大。在末期含水86.8%時，油管腐蝕速率最高達0.348 mm/a。

2)根據(jù)剩余強度計算結果，該井若保持目前的生產條件不變，油管最多只能服役16 a。應盡早采取措施，降低產出流體中水的含量，從而減輕腐蝕，增長井的壽命。

3)該模型計算油管服役壽命16 a，均勻腐蝕模型計算結果14 a，兩模型結果較為符合，結果可靠。