二氧化碳驱注采井管柱失效原因分析及防护对策

时维才，姚 峰，金 勇，宋 奇，马建杰，郑 昕，崔永亮

(中国石化股份有限公司江苏油田分公司 江苏 扬州 225009)

0 引 言

由于CO2对原油的溶解降黏、膨胀增能、降低界面张力的作用和改善孔隙渗流能力的特性，已经广泛应用于提高原油采收率。CO2驱油具有适用范围广、提高采收率显著等优点，不仅适用于常规油藏，尤其适用于低渗、特低渗透油藏。而且，CO2驱油的同时实现了自身的封存，减少了这种温室气体向大气的排放，减缓了日益严峻的全球温室效应。因此，CO2驱油作为最有发展前景的提高采收率技术之一，得到快速发展。江苏油田的储量近70%为低渗、特低渗，提高水驱波及体积难度大，水驱采收率低，近几年CO2驱油技术应用规模快速增长。

但是，腐蚀等因素造成的二氧化碳驱注采井管柱失效成为每个油田面临的普遍问题，影响了二氧化碳驱工艺的大规模推广。中原油田、吉林油田、大庆油田、华东油气田、江苏油田等CO2驱项目均出现了不同程度的腐蚀和管柱失效问题。近几年各油田把CO2腐蚀作为主要的影响因素，围绕CO2腐蚀规律及其破坏机理和腐蚀防护措施等开展了大量的研究[1-4]，目前CO2腐蚀与防护在CO2均匀腐蚀机理、耐蚀材料、缓蚀剂以及内涂层技术等方面，均取得了很大的进步，均匀腐蚀问题得到了很大程度缓解。国内一些油田对二氧化碳驱注采井管柱失效的原因也进行了一些分析并采取了一些预防措施[5-6]，但是二氧化碳驱注采井管柱失效问题并没有得到根本解决。CO2驱与封存一体化、CO2的长期封存对井筒安全提出了更高要求，正确分析管柱失效原因并制定井筒长期安全运行对策具有重要意义。

1 江苏油田CO2驱注采井管柱失效特征分析

1.1 江苏油田CO2驱及管柱失效问题概况

江苏油田二氧化碳驱注入井总计29口井，采油井总计57口井，注采井总计86口井，CO2注采井共有5口井发生管柱失效，失效井占比5.8%，其中套管断裂2口(同时发生油管断裂)、套管漏1口，油管断2口，见表1。

表1 管柱失效井统计

1.2 管柱失效特征

1)油井管柱失效的位置处于井筒上半段，基本在距井口500 m范围内(H26-10上部800 m为加厚油管)。

2)油管腐蚀轻微，一般没有明显腐蚀坑，断口较为齐整，表现为脆断，如图1、图2所示。

图1 注入井H26-4失效管柱

图2 采油井H26-10失效管柱

3)管柱失效井套管压力及二氧化碳含量较高，无论是注入井还是采油井，套管压力大部分都在5 MPa以上,见表1所示。二氧化碳在采油井套管气中的摩尔分数超过50%，图3为采油井H26-5管柱失效前套管气二氧化碳摩尔分数变化情况。

图3 H26-5井CO2摩尔分数变化情况

2 CO2驱注采井管柱失效机理分析

2.1 腐蚀评价

腐蚀是管柱失效的重要因素，而温度、压力是影响CO2腐蚀的最敏感因素。腐蚀速率总体随温度、压力的升高而升高，大约在5～10 MPa，60～70 ℃时达到峰值，然后由于钝化膜的形成而有所降低，如图4和图5所示。因此降低腐蚀和管柱失效首先要加强注采井的温度、压力管控。尽管江苏油田CO2驱实施区块含水低，现场管柱没有发生严重的系统性腐蚀，但是均匀腐蚀的发生同样会降低管柱强度。

图4 二氧化碳分压对腐蚀速率的影响

图5 温度对腐蚀速率的影响

2.2 失效井管柱理化性能分析

对注入井H26-4失效管柱进行了理化性能测试分析。

2.2.1 断口特征分析

利用MX-5超声波测厚仪及游标卡尺在距离断口5、20和35 cm处的0°、90°、180°、270°位置各测量1次壁厚，如图6和图7所示。在5、15、25和33 cm处的0°～180°、90°～270°、135°～315°、45°～225°方向各测1次外径值。失效样与未失效样的壁厚均在5.14～5.86 mm之间，外径均在73.50～73.56 mm之间，符合API 5CT—2018《套管和油管规范》要求。管柱有轻微腐蚀，但没有发生严重的系统性腐蚀。

图6 管段壁厚测量位置示意图

图7 管段截面壁厚测量位置示意图

宏观断口整体呈平直状，并可见明显的裂纹源及瞬断区，如图8所示。由裂纹扩展走向可知，裂纹起源于管体外表面，沿壁厚方向由外至内扩展直至失效，断口整体呈脆性断口特征。裂纹源区域均由若干个小的裂纹源汇聚而成，呈现多源、阶梯状、交替分布特征。

图8 宏观断口分析结果

依据标准NB/T 47013.5—2015《承压设备无损检测第4部分:磁粉检测》对失效管段与未失效管段进行无损检测。在距断口6～10 cm区域、160°方向存在螺旋状裂纹；在距断口12～21 cm区域、270°方向存在网状裂纹，如图9所示。失效管段除主断口外，外壁存在非均匀分布、局部细密的二次裂纹。

图9 失效管段磁粉探伤结果

2.2.2 力学特征分析

依据 ISO 6892-1∶2016《金属材料室温拉伸试验方法》对未失效管段进行拉伸性能测试，N80-1未失效管体屈服强度、抗拉强度及断后伸长率波动较大，且均不符合API 5CT—2018《套管和油管规范》要求，见表2。此外，试样2及试样3屈服强度及抗拉强度远低于出厂数据，推测为服役过程中萌生微裂纹导致其力学性能降低。

表2 N80-1未失效管体拉伸性能

依据 ISO 148《钢 夏比冲击试验(V 型缺口)》标准对失效管段与未失效管段进行冲击性能测试，测试温度为0 ℃。N80-1失效管非探伤裂纹处管体的冲击吸收能量为14～15 J，明显低于N80-1正常管体的冲击吸收能量为24～25 J，见表3。推测主要由微裂纹的萌生引起材料力学性能的退化导致。

表3 N80-1失效管段与未失效管体冲击性能

2.2.3 断口腐蚀产物分析

断口腐蚀产物分析如图10所示。主断口靠近管段外壁区域存在大量二次裂纹，二次裂纹附近腐蚀产物具有硫(S)元素。表明除CO2腐蚀外，还存在H2S应力腐蚀开裂。通过对现场套管气和产出液检测，部分采油井确实发现了硫酸盐还原菌(SRB)和H2S的存在。

图10 断口腐蚀产物分析

2.3 温度压力引起的管柱伸缩问题研究

在CO2气体突破后采油井套管压力明显上升，部分采油井套管压力上升到5～10 MPa，为降低高压带来的腐蚀问题及高压本身的破坏性，需要释放套管气降低套管压力，而在放气过程中由于CO2节流带来剧烈的温度下降，从而引起管柱收缩，增大了管柱拉伸应力，增加了管柱断脱风险，如图11所示。

图11 H26-10井生产曲线(修改)

利用张大同等以PR 方程、MBWR 方程、LKP方程为基础拟合的不同相态 CO2的焦-汤系数经验计算公式[7]，通过积分估算了压力变化对应的温度变化。H26-4注气压力变化曲线如图12所示。

图12 H26-4注气压力变化曲线

焦-汤系数的定义式为：

(1)

式中：Di为焦-汤系数，℃/MPa；T为温度，℃；p为压力，MPa；H为焓，J/kg。

利用PR方程回归的气态CO2焦-汤系数经验公式：

Di=14.52-0.097 42T-0.124p

(2)

利用PR方程回归的液态CO2焦-汤系数经验公式：

Di=0.130 4+0.177T-0.168 5p-0.020 2Tp

+0.022 63p2+0.000 651 9Tp2-0.000 805 9p3

(3)

利用 LKP方程回归的超临界态CO2焦-汤系数经验公式：

Di=75.7-0.539 1T-16.26p+0.027 49T2

-0.049 38Tp+1.313p2-0.000 351 6T3

+0.001 404T2p-0.003 938Tp2-0.028 15p3

(4)

表4为求得不同初始温度下套压从5 MPa下降到2 MPa、1 MPa和0.1 MPa引起的温降。比如某CO2气窜采油井油套环空CO2压力达到5 MPa，初始温度是50 ℃，通过节流放压，在不考虑导热的情况下，油套环空的温度下降幅度则达到32.07 ℃。实际工况条件由于地层传热、套管气组分变化等因素温降会有所不同。

表4 压力下降引起的温度变化(初始压力5 MPa) ℃

采油井套管间歇放气、注气井间歇注气均会造成温度压力变化，引起的管柱伸缩，造成管柱应力疲劳。图13和图14分别为管柱长度和拉伸应力随温度变化的曲线，数据表明管柱拉应力变化与温度变化成正比，当温度下降至30 ℃时，3 000 m的管柱收缩量即达到1.08 m，拉伸应力达63.9 MPa。

图13 管柱伸长量与温度变化关联曲线

图14 拉伸应力与温度变化关联曲线

2.4 CO2驱注采井管柱失效机理

根据以上研究分析和现场实践总结了CO2驱注采井管柱失效机理：

1)管柱渗漏造成油套环空压力升高引起的应力损害和CO2腐蚀加剧、SRB滋生产生H2S引起的应力腐蚀开裂、不稳定注气引起的应力疲劳、低温环境造成的钢材韧性下降等多因素叠加作用导致了二氧化碳驱注入井管柱失效。

2)油套环空压力过高是油井管柱失效的主要因素。套压集中释放导致温度急剧降低而引起管柱拉伸应力急剧上升、钢材韧性下降，同时油井中的高CO2及H2S分压造成的应力腐蚀风险也会增加。

3 CO2驱注采井管柱失效预防对策及效果

根据上文分析的管柱失效原因，从管材优选、管柱优化、运行管理等多方面制定钻完井、注入、采出全流程的防护对策。

1)新井完井工艺设计

采用标准套管头完井；防气窜水泥浆返到井口；注入井表层套管下深大于600 m；采用气密封加厚套管；采油井表层套管下深大于300 m。

2)注入管柱设计

注入井上部1 000 m3管柱采用Cr气密封油管，下部采用N80气密封油管，采用双向锚定封隔器保护套管；油套环空充满油基保护液或复配杀菌剂的缓蚀剂水溶液；井下工具钢体采用13Cr材质，密封件采用氢化丁腈橡胶。

3)采油管柱设计

对高含水井采用内涂油管，低含水井采用普通N80油管；对井深大于2 500 m的油井上部1 000 m采用加厚油管；高含水井选用防腐蚀抽油泵；采油井油套环空添加缓蚀剂。

4)作业环节

注采井作业环节要充分考虑二氧化碳温度变化对管柱伸缩的影响。注入井管柱入井后，根据计算的管柱收缩量上提管柱1～2 m，然后坐封封隔器。

5)注采工艺参数设计

注入温度维持5 ℃以上；生产井维持套压3 MPa以下；套管放压速度小于1.0 Nm3/min；连续平稳注气。

通过全过程防护，特别是加强压力、温度管控，管柱失效问题得到有效缓解，一年来没有新的套损发生。

4 结 论

1)管柱渗漏造成油套环空压力升高引起的应力损害和腐蚀加剧、硫酸盐还原菌滋生产生硫化氢引起的腐蚀及应力腐蚀开裂、不稳定注气引起的应力疲劳、低温环境造成的钢材韧性下降等多因素叠加作用导致了二氧化碳驱注入井管柱失效。

2)油套环空压力过高是油井管柱失效的主要因素。套压集中释放导致温度急剧降低而引起管柱拉应力急剧上升、钢材韧性下降，同时油井高CO2及H2S分压造成的应力腐蚀风险也会增加。

3)压力、温度管控对管柱失效问题的预防至关重要。同时，管柱失效预防需要对钻完井、注入、采出全过程开展管材优选、管柱结构优化、运行参数管理、注入环空保护液、添加缓蚀阻垢剂等多方面制定对策。