渤海油田腐蝕磨損套管剩余強度計算

李文濤

（中海油安全技術服務有限公司，天津 300457）

0 引言

目前渤海油田在役井井數多,部分井服役時間長，且隨著服役時間逐年增加，套管腐蝕越來越嚴重，環空帶壓問題越來越突出。在生產過程中，套管長期處于高溫、高壓環境，并與含CO2或H2S等腐蝕性物質的地層流體接觸，大大加快了套管的腐蝕，導致套管頻繁失效，帶來了巨大的經濟損失和安全隱患[1]。另外在鉆井和修井作業期間，鉆柱無論是在井中鉆進還是起下鉆，都將無法避免與套管內壁接觸產生摩擦而引起磨損，鉆柱屈曲嚴重時不僅是鉆柱接頭，就連鉆桿本體也會因與內壁接觸產生摩擦磨損。在套管磨損和套管腐蝕的雙重作用下，加快了套管壁厚減薄的速度。目前國內外學者對油套管剩余強度相關研究已相對成熟，但主要研究只是針對腐蝕或磨損單一方面對套管強度的影響，目前已有的油管腐蝕模型都以H2S、CO2分壓作為主控因素[2-8]，而渤海油田大部分地區不含H2S，CO2含量較少，另外其腐蝕計算方法不能有效反應渤海油田油氣井強度實際情況。因此，本文以渤海油田環空異常帶壓自噴井為例，通過對該井套管剩余強度的核算，建立起渤海油田油氣井套管剩余強度的計算方法，有效指導海上油田安全生產。

1 套管腐蝕分析

目前渤海油田油套管設計使用的半經驗腐蝕預測模型，如下所示。為中海油企業標準中的“De.Warrd模型的腐蝕速率預測模型”和“長期腐蝕速率預測模型”。

1.1 基于De.Warrd模型的腐蝕速率預測模型

該模型基于De.Warrd模型，其中一定CO2分壓下純水溶液的pH值可按式（1）計算：

式（1）中，pHCO2表示某CO2分壓下溶解于純水的pH值；T表示溫度，℃；PCO2表示CO2分壓，MPa。

不同材質在不同溫度和CO2分壓條件下的短期腐蝕速率計算見式（2）～式（6）：

（1）碳鋼腐蝕速率預測模型：

（2）1Cr腐蝕速率預測模型：

（3）3Cr腐蝕速率預測模型：

（4）9Cr腐蝕速率預測模型：

（5）13Cr腐蝕速率預測模型：

上述式中，R表示腐蝕速率，mm/a；T表示溫度，℃；PCO2表示CO2分壓，MPa；pHCO2表示某CO2分壓下溶解于純水的pH值。

1.2 長期腐蝕速率預測模型

根據1.1預測模型計算得出短期平均腐蝕速率后，需轉換成長期平均腐蝕速率。不同溫度和不同CO2分壓條件下的長期平均腐蝕速率計算模型不同，式（7）～式（9）分別給出碳鋼、1Cr和3Cr材質在90℃、CO2分壓為0.6MPa條件下的長期腐蝕速率計算模型：

（1）碳鋼長期腐蝕速率計算模型：

（2）1Cr長期腐蝕速率計算模型：

（3）3Cr長期腐蝕速率計算模型：

式中：Ryear表示腐蝕速率，mm/a；T表示溫度，℃；PCO2表示CO2分壓，MPa；pHCO2表示某CO2分壓下溶解于純水的pH值。其他條件下的長期腐蝕速率計算模型采用“短期腐蝕速率比”作為修正系數。

上述不適用于9Cr和13Cr材質的長期腐蝕速率的計算，主要原因是不銹鋼的耐蝕性主要由通過其表面的鈍化膜阻礙腐蝕過程的進行，后期的失重量幾乎不會增長，與低鉻鋼的表面的鉻富集腐蝕產物膜耐蝕機理不同，失重量函數的表達形式也不同。鈍化膜的形成速度快，短期測試的腐蝕速率非常低，通常短期測試的腐蝕速率為10-2mm級。對于這類不銹鋼的選材依據，主要是測試其是否發生點蝕，若不發生點蝕，厚度損失不會引起油管和套管的強度失效。

2 套管磨損分析

2.1 套管磨損特點

套管磨損常發生在技術套管，通過室內磨損實驗和現場實踐經驗，套管磨損具有以下特點：

（1）套管磨損不是因鉆桿往復起下鉆引起的，往復磨損比因旋轉鉆桿引起的磨損小得多；

（2）磨損量與鉆桿接頭給套管壁的側向力和滑動距離的乘積成正比，與材料的硬度成反比；

（3）在相似條件下，P110套管比N80易磨損，而N80比K55易磨損。也就是說高強度套管較易磨損，而高強度套管往往設計的壁厚較薄，因此需要特別關注；

（4）套管磨損大小與鉆井液中含砂量關系不大；

（5）在油基鉆井液中的磨損比水基鉆井液中磨損得更快。

2.2 套管磨損預測模型

套管磨損量計算模型按下式計算：

式中：V表示金屬磨損量，m3；E表示磨損效率，無量綱，m3；H表示布氏硬度，Pa；K表示滑動摩擦系數，無量綱；F表示側向力，N；L表示滑動距離，m；

3 管柱強度計算模型

3.1 抗擠強度計算模型

抗擠強度主要是材料屈服強度和管材的徑厚比D/δ的函數，API5C3標準的抗擠壓準則由4個擠毀區域組成，各區域以屈服強度和徑厚比為加以區分，如圖1所示。

圖1 抗擠強度隨D/δ的變化關系

（1）屈服擠毀強度值

當(Dc/δ)≤(Dc/δ)yp時：

式中：(Dc/δ)yp表示屈服擠毀與塑性擠毀交點的徑厚比；Pco抗擠強度，MPa；Yp表示管材屈服強度，MPa；Dc表示油套管外徑，mm；δ表示油套管壁厚，mm；

（2）塑性擠毀強度值

式中：(Dc/δ)pt表示塑性擠毀與過渡擠毀交點的徑厚比；A、B、C表示過程參數；

（3）過渡擠毀強度值

式中：(Dc/δ)te表示過渡擠毀與彈性擠毀交點的徑厚比；F、G表示過程參數；

（4）彈性擠毀強度值

當(Dc/δ)≥(Dc/δ)te時：

3.2 抗內壓強度計算模型

抗內壓強度計算公式如下：

式中：Pbo表示抗內壓強度，MPa。

4 現場應用

4.1 實例井基本情況

2D井采用244.48mm×N80鋼級技術套管和177.80mmN80鋼級生產尾管，生產套管/尾管柱原始最小抗內壓強度分別為47.3MPa和56.2MPa，原始最小抗外擠強度分別為32.7MPa和48.4MPa。2D井鉆井液體系及鉆具組合如表1和表2所示。

表1 鉆井液體系

表2 2D井鉆具組合表

其中，2D井二氧化碳分壓如圖2所示。

圖2 2D井二氧化碳歷年分壓

4.2 實例井套管腐蝕速率

根據二氧化碳分壓劃分兩個階段，第一階段：投產初前期中低二氧化碳分壓階段，該階段為1992年-2006年，平均二氧化碳分壓0.06MPa，套管腐蝕速率如圖3所示。

圖3 2D井技術套管/生產尾管第一階段腐蝕速率

第二階段：投產中后期低二氧化碳分壓階段，該階段為2006～2019年，平均二氧化碳分壓0.01MPa，套管腐蝕速率如圖4所示。

圖4 2D井技術套管/生產尾管第二階段腐蝕速率

綜合以上技術套管/生產尾管的兩個階段的腐蝕情況，得到該井技術套管/生產尾管剩余壁厚與井深的關系曲線如圖5所示。

圖5 2D井技術套管/生產尾管剩余壁厚與井深關系曲線

4.3 腐蝕影響下套管/生產尾管剩余強度

由第3部分管柱強度計算模型，得到套管柱抗內壓強度隨井深增加逐漸降低，技術套管柱最小抗內壓強度減小到41.99MPa，降低了11.23%，生產尾管柱最小抗內壓強度減小到48.18MPa，降低了14.27%；技術套管柱最小抗外擠強度減小到24.00MPa，降低了26.61%，生產尾管柱最小抗內壓強度減小到34.29MPa，降低了29.15%。

4.4 實例井套管磨損剩余壁厚

根據鉆井液類型及鉆進參數，得到該井生產套管/尾管剩余壁厚隨井深變化的曲線如圖6和所示，2D井在999米左右磨損最嚴重的，壁厚磨損量在0.13mm左右，剩余壁厚11.86mm。

圖6 生產套管/尾管磨損剩余壁厚隨井深變化曲線

由第3部分管柱強度計算模型，2D井生產套管/尾管僅考慮磨損后在999米左右剩余抗內壓強度達到最小為46.83MPa，剩余抗外擠強度達到最小32.64MPa。

4.5 實例井套管腐蝕和磨損疊加后剩余強度

結合3.2計算所得生產套管/尾管腐蝕速率和3.3計算所得套管磨損后剩余壁厚，根據式（12）、式（13）和式（14）計算得到在當前服役年限29年及目前生產工況下，生產套管/尾管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗內壓強度如圖7所示，生產套管/尾管在244.48mm N-80生產套管底部剩余抗內壓強度達到最小，為41.92MPa；剩余抗外擠強度如圖8，生產套管/尾管在244.48mm N-80生產套管底部剩余抗外擠強度達到最小，為23.92MPa。

圖7 2D井生產套管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗內壓強度

圖8 2D井生產套管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗外擠強度

4.6 剩余抗內壓安全系數

取抗內壓安全值為1.25，由圖9可知，考慮腐蝕和磨損后生產套管/尾管抗內壓安全系數大于安全值，滿足抗內壓要求。

圖9 2D井生產套管/尾管腐蝕和磨損疊加后剩余抗內壓安全系數

5 結語

套管以腐蝕為主要因素，磨損發生在套管下深中部的情況下，磨損對套管中部剩余強度有影響，磨損和腐蝕因素疊加后對套管整體最小剩余強度幾乎無影響。如果磨損發生在套管底部的情況下，磨損和腐蝕因素疊加后對套管整體最小剩余強度影響較大。