环境科学、安全科学高含CO2腐蚀环境下深水气井环空带压管控方法

张智; 徐茂洋; 邓皓匀; 侯铎

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2500956

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (8) :3550-3559 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2500956

环境科学、安全科学

环境科学、安全科学高含CO₂腐蚀环境下深水气井环空带压管控方法

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Annular Pressure Control Method for Deep-water Gas Wells under High CO₂ Corrosive Environment

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摘要

深水气藏开发是保障中国能源警戒线和建设能源强国的必要途径之一,但深水高含CO₂气井井下管柱长期在高温高压、强腐蚀环境中服役,容易发生腐蚀失效,导致管柱强度发生衰减,影响环空带压临界值预测精度,增大了环空带压管控难度。为此,通过自研自制的高温高压釜腐蚀实验装置开展深水高含CO₂气井井下管柱腐蚀规律研究,分别考虑均匀腐蚀和点蚀对管柱强度的衰减作用,建立管柱剩余强度计算模型,提出考虑不同腐蚀类型的深水井环空带压临界值计算方法。结果表明:均匀腐蚀作用下环空带压临界值的初始值大,但随年限降低幅度较大,最大极限压力由51.88 MPa降至42.40 MPa;点蚀作用下环空带压临界值的初始值小,随年限降低幅度较小,最大极限压力值由22.30 MPa降至21.55 MPa;考虑均匀腐蚀作用下的环空带压临界值在服役前期主要受技术套管抗内压强度影响,随着腐蚀的进行,在服役后期,主要受油管的抗外挤强度影响;考虑点蚀作用下的环空带压临界值主要在整个服役期间主要受油管的抗外挤强度影响。研究成果可为深水高含CO₂气井环空带压管控提供参考。

Abstract

The development of deep-water gas reservoirs is one of the necessary ways to ensure China’s energy warning line and build an energy powerhouse. However, the downhole pipes of deep-water high CO₂ gas wells have been in service for a long time in high temperature, high pressure, and strong corrosive environments, which are prone to corrosion failure, leading to a decline in pipe strength, affecting the accuracy of predicting the critical value of annular pressure, and increasing the difficulty of controlling annular pressure. To this end, a self-developed high-temperature and high-pressure kettle corrosion experimental device was used to study the corrosion law of downhole pipe columns in deep water high CO₂ gas wells. The attenuation effects of uniform corrosion and pitting corrosion on the strength of the pipe columns were considered, and a residual strength calculation model for the pipe columns was established. A calculation method for the critical value of annular pressure in deep water wells considering different types of corrosion was proposed. The research results indicate that the initial value of the critical value of annular pressure under uniform corrosion is large, but it decreases significantly with age, and the maximum ultimate pressure decreases from 51.88 MPa to 42.40 MPa. The initial value of the critical value of annular pressure under pitting corrosion is small, and the decrease in magnitude with the annual limit is small. The maximum limit pressure value decreases from 22.30 MPa to 21.55 MPa. Considering that the critical value of annular belt pressure under uniform corrosion is mainly affected by the internal pressure strength of the technical casing in the early stage of service, and with the progress of corrosion, it is mainly affected by the extrusion resistance of the tubing in the late stage of service. Considering the critical value of annular belt pressure under pitting corrosion, it is mainly affected by the anti-extrusion strength of the tubing during the whole service period. The research results can provide a reference for the control of annular pressure in deep-water high CO₂ gas wells.

Graphical abstract

关键词

深水井 / 均匀腐蚀 / 点蚀 / 环空带压管控

Key words

deep-water wells / uniform corrosion / pitting / annular pressure control

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张智, 徐茂洋, 邓皓匀, 侯铎. 环境科学、安全科学高含CO₂腐蚀环境下深水气井环空带压管控方法[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(8): 3550-3559 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2500956

ZHANG Zhi, XU Mao-yang, DENG Hao-yun, HOU Duo. Annular Pressure Control Method for Deep-water Gas Wells under High CO₂ Corrosive Environment[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(8): 3550-3559 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2500956

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随着全球油气需求量不断增大以及油气勘探开发技术不断提高,海洋油气勘探开发实现了从浅水区(水深<300 m)向次深水区(水深300~500 m)、深水区(水深500~1 500 m)、超深水区(水深>1 500 m)的突破^[1],但也对技术提出了更高的要求。深水高含CO₂气井在高温高压、强腐蚀复杂环境中长期服役^[2],其井筒完整性面临着巨大挑战,环空带压问题就是其中之一^[3-4]。深水高含CO₂气井环空带压主要原因可分为密闭环空内流体热膨胀引起的环空压力和气窜导致的持续环空压力^[5-6]。一旦环空带压管控不当,将会引起井口抬升、井下管柱破裂等问题,严重威胁油气井的安全生产。深水高含CO₂气井井下管柱服役过程中会受到均匀腐蚀和点蚀的影响:在均匀腐蚀作用下,管柱壁厚逐渐减薄;而在点蚀作用下,管柱会出现点蚀坑,甚至发生腐蚀穿孔,二者共同作用下会导致管柱强度降低,严重威胁井筒完整性,阻碍深水气藏的安全开发。

中外学者对环空带压管控开展了大量研究。丁亮亮等^[7]最先提出降低井筒温度和提高漏点压力可以降低气泡运移速度,从而降低环空压力恢复速率。Panjwani等^[8]首次将影响固井质量的多种因素结合建立模型,提出可以通过优化固井设计缓解环空带压问题。Rocha-Valadez等^[9]建立了环空带压分析模型,根据分析模型的预测结果,可以明显降低环空带压风险。Dong等^[10]提出解决环空带压的有效途径是在井筒设计和套管起下钻前进行结构优化设计。Wu等^[11]提出使用绝热管道或向环空注入绝热流体能够有效控制环空压力。Zhang等^[12]提出采用自修复水泥可以降低水泥的渗透率,提高固井质量,防止环空压力过快地上升。Wang等^[13]介绍了满足深水井环空带压管理要求的破裂盘泄压装置,通过该装置可以实现瞬时泄压,降低环空压力升高带来的风险。

准确计算环空带压临界值是环空带压管控的关键,中外目前针对环空带压临界值制定了较多标准,如美国石油学会制定的Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells(API RP 90-1)^[14]、国际标准组织制定的Well Integrity-Part 2: Well Integrity for the Operational Phase(ISO/TS 16530-2)^[15]和中国海洋石油集团有限公司制定的《海上油气井完整性要求》(Q/HS 14031)^[16]。在现有标准下,中外学者对环空带压临界值进行了修正。张智等^[17]将出砂冲蚀和CO₂、O₂腐蚀的协同作用联系起来,在已有标准基础上建立环空带压临界值计算模型。张阳杰等^[18]提出自回归差分移动平均-长短期记忆模型,该模型针对数据集训练预测实例井的环空带压值,可为提高环空带压值的预测精度。张智等^[19]考虑CO₂腐蚀对储气库井管柱的影响,建立管柱均匀腐蚀预测模型和剩余强度计算模型,在此基础上建立A环空带压临界控制图版。张智等^[20]结合管柱弹性力学、流体体积变化特点、气体状态方程等,建立了储气库井环空压力预测方法。周琛洋^[21]考虑钻杆对套管的磨损以及CO₂对管柱的腐蚀,建立了深水井合理环空带压范围计算模型。马英文等^[22]考虑均匀腐蚀和高温引起的管柱强度衰减,建立了适用于渤海凝析气田的环空带压临界值计算。刘书杰等^[23]根据深水井特殊情况,综合考虑高温、腐蚀、产量以及地层压力衰减,建立深水气井环空带压临界值计算方法。王汉等^[24]在已有标准基础上计算各环空最大允许带压值,从而得到高温高压气井的临界产量。何汉平^[25]通过考虑油套管自身强度、腐蚀等多种因素,建立油气井环空允许带压范围计算模型,包括最大和最小环空带压临界值。然而,前人对环空带压临界值的研究大多聚集于均匀腐蚀,忽略了点蚀对环空带压的影响,致使环空带压临界值计算不准确。因此需在现阶段研究的基础上,考虑点蚀对管柱强度的影响,形成较为全面的深水高含CO₂气井环空带压临界值计算方法。

为此,针对现有环空带压临界值影响因素考虑不足,设计腐蚀挂片实验,根据实验得到的腐蚀速率计算管柱的剩余强度,从而得到考虑均匀腐蚀和点蚀后的A环空带压临界值,并绘制了对应的环空带压控制图版,通过对比两种腐蚀条件下A环空带压临界值随腐蚀年限的变化规律,提出考虑均匀腐蚀和点蚀的环空带压管控方法。研究成果可为深水井环空带压管控提供参考。

1 环空带压临界值计算模型

环空带压临界值由组成环空的井筒屏障单元承压能力决定,但现阶段国际和国内行业标准在计算该承压能力时通常忽略了腐蚀对承压能力的影响。一旦油套管柱发生腐蚀,强度将随服役时间增长而降低,但由于均匀腐蚀和点蚀情况下强度衰减速率不同,在研究环空带压临界值时有必要考虑不同腐蚀类型下强度随服役时间变化的情况。根据Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells(API RP 90-1)^[14]计算井筒A环空带压临界值,考虑多种因素随服役时间变化情况,如式(1)~式(10)所示^[26-27]。

(1)P(t)=min[P_j,P_s(t),P_c(t),P_y(t),P_g(t),P_s]

式(1)中:P(t)为环空带压临界值,MPa;t为时间,a;P_j为考虑井口装置承压能力的环空带压控制值,MPa;P_s(t)为考虑生产套管抗内压能力的环空带压控制值,MPa;P_c(t)为考虑生产套管抗外挤能力的环空带压控制值,MPa;P_y(t)为考虑油管抗外挤能力的环空带压控制值,MPa;P_g(t)为考虑封隔器承压能力的环空带压控制值,MPa;P_s为考虑技术套管抗内压能力的环空带压控制值,MPa。

(1)井口装置承压能力。

(2)P(t)=

$\frac{4}{5}$

P_x

式(2)中:P_x为极限承压能力,MPa。

(2)生产套管承压能力。均匀腐蚀和点蚀都会造成生产套管抗内压强度和抗外挤强度降低,考虑腐蚀后生产套管抗内压能力和抗外挤能力如式(3)、式(4)所示。

(3)P_s(t)=$\frac{4}{5}$[P_sy(t)-ΔP₁]

(4)P_c(t)=P_tj(t)+ΔP₁

(5)ΔP₁=P_ti-P_to

式中:P_sy(t)为套管受到腐蚀后的剩余抗内压强度,MPa;P_tj(t)为套管受到腐蚀后的剩余抗外挤强度,MPa;ΔP₁为套管内外流体差,MPa;P_ti和P_to分别为套管内液柱压力和套管外流体压力,MPa。

(3)油管承压能力。油管在受到腐蚀后的抗外挤能力如式(6)所示。

(6)P_y(t)=$\frac{4}{5}$[P_oj(t)-ΔP₂(t)]

式(6)中:P_oj(t)为油管的剩余抗外挤强度,MPa;ΔP₂(t)为油管内外流体差。

(7)ΔP₂(t)=P_oi-P_oo(t)

式(7)中:P_oi为油管内压力,MPa;P_oo(t)为环空保护液液柱压力,MPa。

(4)封隔器承压能力。

(8)P_g(t)=$\frac{4}{5}$[P_ce+P_x(t)-P_s]

式(8)中:P_ce为封隔器承压,MPa。

(5)技术套管承压能力。技术套管内外均存在流体,内外流体会对其抗内压能力造成影响,如式(9)所示。

(9)P_s=P_jn-ΔP₃

(10)ΔP₃=P_ji-P_jo

式中:P_jn为技术套管的剩余抗内压强度,MPa;ΔP₃为技术套管内外流体压差,MPa;P_ji和P_jo分别为技术套管内外流体压力,MPa。

2 油套管剩余强度计算模型

由于深水井筒中存在CO₂等酸性气体,溶于水后会引起管柱腐蚀,造成管柱强度降低。不同腐蚀类型引起的剩余强度衰减程度不同,需要对其分别进行研究。

2.1 均匀腐蚀剩余强度计算模型

根据API TR5C3进行均匀腐蚀剩余强度计算^[28]。

(1)剩余抗挤强度如式(11)所示。

(11)P_d=2Y_p

$\left[\frac{(D/{\delta }_{c})-1}{(D/{\delta }_{c}{)}^{2}}\right]$

式(11)中:Y_p为最小屈服强度,MPa;D为管柱名义外径,mm;δ_c为腐蚀后管柱壁厚,mm;P_d为剩余抗挤强度,MPa。

(2)剩余抗内压强度如式(12)所示。

(12)P_b=

$\frac{7{Y}_{p}{\delta }_{c}}{4D}$

式(12)中:P_b为抗内压强度,MPa。

2.2 点蚀剩余强度计算模型

点蚀后会产生点蚀坑,引入应力集中系数λ计算发生点蚀后油套管材料的剩余强度。点蚀坑示意图如图1所示。

根据厚壁筒理论和弹性理论得到考虑点蚀的油套管剩余强度,如式(13)、式(14)所示^[29]。

(13)P_ds=

$\frac{{P}_{d}}{\lambda }$

$\frac{2{Y}_{p}(D/{\delta }_{c}-1)}{\lambda (D/{\delta }_{c}{)}^{2}}$

(14)P_bs=

$\frac{{P}_{b}}{\lambda }$

$\frac{2{Y}_{p}{\delta }_{c}}{\lambda D}$

式中:P_ds为点蚀作用下管柱剩余抗外挤强度,MPa;P_bs为点蚀作用下管柱剩余抗内压强度,MPa;λ为应力集中系数,无量纲。

3 腐蚀实验

环空带压临界值计算主要由管柱承压能力决定,管柱承压能力是剩余强度与安全系数的乘积,而管柱剩余强度受腐蚀影响较大,由于现有腐蚀预测模型大多为经验模型,对具体区块腐蚀预测结果精度较低,需要开展室内实验,得到研究区块的精确腐蚀速率。

深水气藏由于产出气体中含有酸性气体(如CO₂),长期服役过程中会引起井下管柱腐蚀,导致管柱强度减小,甚至腐蚀穿孔,不足以保障深水气藏的安全开发^[30]。管柱腐蚀主要包括均匀腐蚀和局部腐蚀,其中点蚀是一种破坏性极大的局部腐蚀形式,如墨西哥湾深水区井下管柱与外部钻井液接触引起的点蚀导致该区块部分深水井油管柱服役寿命仅为3年^[31]。因此,有必要开展室内实验了解目标区块的管柱腐蚀机理并得到腐蚀速率,为后文研究提供基础数据。

3.1 实验装置及实验方案设计

为了模拟深水高含CO₂气井井下服役环境,设计如图2所示的高温高压釜进行腐蚀挂片实验。该装置最高压力为70 MPa,最高温度为200 ℃,容积为5 L,左侧为气体加压系统,气体对釜内进行加压,同时加热层对釜体内的挂片进行加热,开启搅拌叶桨模拟流体流动状态,通过温度、压力控制系统实时模拟井下的温度、压力环境,数据记录系统可以实时监测釜内情况。

模拟的实验温度为50、100、150 ℃,压力设定为33 MPa,搅拌叶桨为200 r/min。根据现场提供的油、气、水检测报告,配制对应的腐蚀介质溶液。采用碳钢试样(长×宽×高=30 mm×15 mm×3 mm)进行实验,分别对温度为50、100、150 ℃进行腐蚀实验,实验时间为7 d,通过测量实验前后挂片的质量以及点蚀坑深度,分别得到均匀腐蚀速率和点蚀速率。

3.2 腐蚀实验结果

均匀腐蚀速率的计算公式为

(15)v_c=

$\frac{4.22\Delta N}{S\rho {t}_{j}}$

式(15)中:v_c为均匀腐蚀速率,mm/年;S为试样面积;ρ为碳钢密度,g/cm³;t_j为腐蚀时间,s;ΔN为挂片质量变化,g。

点蚀速率的计算公式为

(16)v_j=

$\frac{8.76\times {10}^{3}\delta }{{t}_{d}}$

式(16)中:v_j为点蚀速率,mm/年;t_d为时间,h;δ为试样表面最深点蚀坑深度,mm。

根据实验装置和实验环境进行腐蚀试验,对碳钢的腐蚀速率进行测量,得到其均匀腐蚀速率和点蚀速率,如图3所示。

由图3可知,在实验温度为50 ℃和100 ℃时,碳钢均匀腐蚀速率均小于点蚀速率;实验温度为150 ℃时,均匀腐蚀速率大于点蚀速率。在温度小于等于100 ℃时,腐蚀作用后金属表面生成的FeCO₃膜分布不均匀,主要发生局部腐蚀;温度大于100 ℃时,随着温度升高,FeCO₃由疏松到致密,腐蚀速率会出现一个最大值后,便逐渐降低。在均匀腐蚀作用下,管柱强度会降低;在点蚀作用下,管柱可能会出现点蚀坑,甚至发生腐蚀穿孔^[32],导致管柱失效。

3.3 腐蚀微观形貌分析

对试样(长×宽×高=30 mm×15 mm×3 mm)表面进行清洗处理后,挂片发生腐蚀前后的对比图如图4、图5所示。选取腐蚀最严重区域使用三维光学显微镜进行扫描,通过观察和测量试样局部点蚀坑尺寸3D显微形貌,腐蚀坑三维形貌如图6所示,点蚀坑深度曲线如图7所示。可知,腐蚀后挂片表面出现大量点蚀坑,说明在该工况下试样发生了较为严重的点蚀。温度为50、100、150 ℃时,三种温度下试样表面最大的腐蚀坑深度分别为0.002 83、0.004 78、0.004 00 mm,最大点蚀坑的开口宽度分别为0.047 63、0.13、0.089 76 mm。

4 实例计算

由于实验结果有三种温度下的腐蚀速率,但由于温度为100 ℃时,均匀腐蚀速率和点蚀速率均为最大值,同时100 ℃条件下对应的腐蚀坑深度和开口度均为最大,而应力集中系数随点蚀坑深度和点蚀坑开口直径的增大而增大。当应力集中系数增大,剩余抗内压和剩余抗外挤强度减小,管柱更容易发生失效。因此以最恶劣工况(100 ℃)下的腐蚀速率为例,分析不同腐蚀类型下的管柱剩余强度衰减规律。根据实验结果可得,点蚀坑深度为0.004 78 mm。以中国南海某深水井X为例,实例井井身结构如图8所示。该井油层套管选用N80,壁厚为12.65 mm,外径为177.8 mm,油管选用L80,壁厚为9.525 mm,外径为88.9 mm,泊松比为0.3,管柱的屈服强度为551 MPa。

4.1 套管柱腐蚀衰减规律

根据式(11)~式(14),计算得到X井套管在均匀腐蚀作用下和点蚀作用下管柱强度随腐蚀时间的衰减曲线如图9、图10所示。

由图9可知,套管剩余强度随腐蚀年限增加而降低,由于腐蚀实验结果中的点蚀速率小于0.5 mm/年,可以保证至少10年的正常生产。当腐蚀年限为10年时,套管剩余抗内压和剩余抗外挤强度分别为56.33、48.56 MPa,衰减速率百分比分别为17.98%和30.84%。

由图10可知,套管剩余强度衰减速率随点蚀年限增加而加快。当腐蚀年限为10年时,套管剩余抗内压和剩余抗外挤强度分别为32.99、33.74 MPa,衰减速率百分比为51.96%。

采用工程模拟的有限元软件ABAQUS建立点蚀和均匀腐蚀作用下的套管模型,计算得到点蚀和均匀腐蚀作用下套管达到屈服条件下的抗内压强度和抗外挤强度,计算结果如图11所示。将有限元计算结果与理论公式计算结果对比,计算结果误差在5%以内,但理论公式计算更为简便,因此后续油管强度计算采用理论公式计算。

4.2 油管柱腐蚀衰减规律

同套管柱强度计算类似,分别计算得到X井油管柱在均匀腐蚀作用下和点蚀作用下管柱强度随腐蚀时间的衰减曲线如图12、图13所示。

由图12可知,油管剩余抗内压和剩余抗外挤强度随腐蚀年限增加而减小,是因为均匀腐蚀导致油管壁厚减薄,强度降低。当腐蚀年限为10年时,油管剩余抗内压和剩余抗外挤强度分别为78.73、82.64 MPa,衰减速率百分比分别为23.87%和21.69%。

由图13可知,随着腐蚀年限增大,油管剩余抗内压强度和剩余抗外挤强度衰减速率加快。由于点蚀作用下管柱剩余强度主要跟应力集中系数相关,因此抗内压和抗外挤强度衰减百分比相同。当腐蚀年限为10年时,油管剩余抗内压和剩余抗外挤强度分别为50.04、51.06 MPa,衰减速率百分比为51.62%。由于油套管柱受到腐蚀后会引起强度降低,因此为避免环空带压临界值衰减速率过快,可以优选抗腐蚀管柱或选用初始强度大的管柱。

5 环空带压临界值图版

在考虑两种类型腐蚀对管柱强度的影响后,计算得到了均匀腐蚀和点蚀作用下的A环空带压控制图版,如图14和图15所示。

由图14和图15可知,不论是均匀腐蚀还是点蚀,最大极限压力都随着时间增加而减小。由图14可知,在均匀腐蚀作用下,最大极限压力在前8年内变化不大,但从第9年开始,最大极限压力由51.82 MPa降低至42.40 MPa,呈线性下降的趋势。这是因为前8年环空带压临界值主要受技术套管抗内压强度影响,随着腐蚀的进行,第9年开始环空带压临界值主要受油管抗外挤强度影响。由图15可知,考虑点蚀作用的最大极限压力值在1年后为22.30 MPa,与均匀腐蚀1年后的最大极限压力相比更小,环空带压临界值主要受油管抗外挤强度影响。随着时间的增加,最大极限压力减小,但由于点蚀作用下油套管整体强度变化不大,因此最大极限压力由22.30 MPa降低至21.55 MPa。

由此可知,均匀腐蚀和点蚀对环空带压控制值影响区别较大。点蚀会在服役初期就迅速降低管柱强度,从而导致环空带压控制值在服役初期就大幅降低。而均匀腐蚀在服役初期对环空带压控制值影响较小,服役较长时间后才会使得环空带压临界值明显降低。

分别考虑均匀腐蚀与点蚀计算得到环空带压控制图版。当服役时间不同时,腐蚀与点蚀对环空带压临界值的影响存在差异。为保障深水高含CO₂气井的正常生产,避免引起环空带压问题,在实际生产时,应根据现场对井服役时间的要求,合理提高管材抗腐蚀及强度等级,满足服役期间的安全生产。

6 结论

针对南海某深水井X高温高压高含CO₂的特点,开展高温高压腐蚀实验,并分别考虑均匀腐蚀和点蚀对环空临界控制值的影响,建立环空带压临界值计算模型,并形成环空带压管控图版,并得到以下结论。

(1)均匀腐蚀作用下,前期最大极限压力值大,但随着腐蚀的进行,在后期最大极限压力值较小,最大极限压力由51.88 MPa降至42.40 MPa。点蚀作用下,前期最大极限压力值比均匀腐蚀小,最大极限压力由22.30 MPa降至21.55 MPa,整体变化幅度较小。

(2)考虑均匀腐蚀作用下的环空带压临界值在前期主要受技术套管抗内压强度影响,随着腐蚀的进行,在服役后期,主要受油管的抗外挤强度影响。而考虑点蚀作用下的环空带压临界值主要在整个服役期间主要受油管的抗外挤强度影响。建议合理优选抗腐蚀管材或制定防腐方案,确保深水井在服役期间的安全性。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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