基于腐蚀预测和强度计算的油管服役寿命评估

doi:10.11902/1005.4537.2023.193

基于腐蚀预测和强度计算的油管服役寿命评估

张明¹, 龚宁¹, 张博¹, 霍宏博², 李浩男², 钟显康^,³

1.中海石油(中国)有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室天津 300459

2.西南石油大学石油与天然气工程学院成都 610500

3.西安交通大学化学工程与技术学院西安 710049

Evaluation of Tubing Service Life Based on Corrosion Prediction and Strength Calculation

ZHANG Ming¹, GONG Ning¹, ZHANG Bo¹, HUO Hongbo², LI Haonan², ZHONG Xiankang^,³

1. State Key Laboratory of Efficient Offshore Oil Development, Tianjin Branch of CNOOC, Tianjin 300459, China

2. School of Petroleum Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China

3. School of Chemical Engineering and Technology, Xi'an Jiaotong University, Xi'an 710049, China

通讯作者: 钟显康，E-mail:zhongxk@yeah.net，研究方向为油气田防腐防垢、氢能装备服役安全

收稿日期: 2023-06-12 修回日期: 2023-07-18

Corresponding authors: ZHONG Xiankang, E-mail:zhongxk@yeah.net

Received: 2023-06-12 Revised: 2023-07-18

作者简介 About authors

张明，男，1981年生，高级工程师

摘要

以海上气井为例，首先建立井筒-地层有限元模型，对各级管柱的温度和Mises应力分布进行计算；然后，选用合适的CO₂/H₂S腐蚀预测模型计算油管的腐蚀速率。以油管的安全系数作为评价安全性能的指标，完成了油管服役寿命评估。结果表明：随着管柱由井口向地层的不断延伸，各级井筒的温度和Mises应力逐渐升高。在油管末端，温度和Mises应力均达到最大值，分别为207℃和447 MPa。井口油管的腐蚀速率最高，达到0.21 mm/a。在不采取任何防腐措施的情况下，油管服役至第24年时，井口处的抗拉安全系数低于安全阈值；当添加缓蚀剂且缓蚀效率为90%时，油管可安全服役超过50年。

关键词： 服役寿命 ; 高温高压 ; 有限元分析 ; 腐蚀预测

Abstract

In high-temperature and high-pressured environments containing CO₂ and H₂S, the failure risk of downhole string is extremely high, which seriously threatens the safety of production. Therefore, it is of great significance to evaluate the service life of tubular column. In this paper, taking offshore gas wells as an example, the Mises stress distribution and temperature distribution were obtained through the shaft-formation finite element model. Then, an appropriate CO₂/H₂S corrosion prediction model was used to calculate the corrosion rate of tubing. Finally, taking the safety factor of tubing as the evaluation criteria of safety performance, the evaluation of tubing service life is completed. The results showed that the Mises stress and temperature at all levels of wellbore increased with the increase of the running depth of tubular column. At the end of tubing, the maximum temperature and Mises stress are 207^oC and 447 MPa, respectively. In addition, the corrosion rate of the wellhead tubing is the highest, reaching 0.21 mm/a, according to the operation results of the corrosion model. Based on the above results, the safe service life of the tubing without any anti-corrosion measures is only 24 a. However, when corrosion inhibitors are injected, tubing can be used safely for more than 50 a when the corrosion inhibition efficiency is up to 90%.

Keywords： service life ; high temperature and high pressure ; finite element analysis ; corrosion prediction

PDF (2956KB) 元数据多维度评价相关文章导出 EndNote| Ris| Bibtex 收藏本文

本文引用格式

张明, 龚宁, 张博, 霍宏博, 李浩男, 钟显康. 基于腐蚀预测和强度计算的油管服役寿命评估. 中国腐蚀与防护学报[J], 2024, 44(3): 781-788 DOI:10.11902/1005.4537.2023.193

ZHANG Ming, GONG Ning, ZHANG Bo, HUO Hongbo, LI Haonan, ZHONG Xiankang. Evaluation of Tubing Service Life Based on Corrosion Prediction and Strength Calculation. Journal of Chinese Society for Corrosion and Protection[J], 2024, 44(3): 781-788 DOI:10.11902/1005.4537.2023.193

在油气开发过程中，管柱会遭受拉伸、内外压、弯曲等复杂载荷作用，严重时会导致管柱断裂、挤毁等失效问题。此外，在含有CO₂、H₂S等腐蚀性气体以及高温高压等苛刻的服役环境下，管柱腐蚀程度加剧，这对生产安全构成了严重的威胁^[1,2]。据统计，截至2020年，我国油套管柱失效概率大约在10%~20%之间，对于高温高压气井，管柱泄漏的概率甚至超过了40%^[3]。例如塔里木油田在2010~2012年间，仅潜油电泵管柱的失效次数就已达到63次/井。其中，油管腐蚀穿孔、断裂、丝扣冲蚀导致潜油电泵管柱失效占比高达69.2%。频繁的管柱失效问题无疑增加了开发成本^[4]。目前，还没有成熟的技术能够控制高温高压酸性气井、非常规气井等复杂工况油套管柱失效问题^[5]。科学有效地预测高温高压含CO₂/H₂S环境下油管的服役寿命，可以降低管柱失效率，保障油气生产的安全和稳定，在管柱投入使用前对其进行科学的服役寿命预测具有重要意义。

本项工作通过建立有限元模型计算地下管柱的温度场和压力场，同时采用CO₂/H₂S腐蚀模型计算整根油管的腐蚀速率，基于有限元计算结果和腐蚀预测结果，分析油管管柱强度随服役年限的变化，从而完成管柱安全服役寿命的预测。

1 井筒-地层热力耦合有限元模型

通过建立井筒-地层热力耦合有限元模型可以得到各级管柱在不同深度的温度和Mises应力变化情况^{[6, 7]}。通过建立导热微分方程能够揭示连续温度场在空间和时间上的本质^[8]。选取直角坐标系中，在均质、各向同性的导热介质中取一长宽高分别为dx，dy，dz的立方体微元，如图1所示，然后研究该微元体中的能量变化情况。首先假设在其顶点A(x，y，z)处的温度为t，在其对角顶点A'(x + dx，y + dy，z + dz)处的温度为 $(t + \frac{\partial t}{\partial x} d x, t + \frac{\partial t}{\partial y} d y, t + \frac{\partial t}{\partial z} d z)$ 。

图1

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图1 导热微元体示意图

Fig.1 Schematic diagram of thermal conducting cell

(1)根据Fourier定理可知，单位时间内流入微元体和流出微元体的热量分别为^[9,10]：

流入微元体的热量：

\{\begin{matrix} d Q_{x} = - λ \frac{\partial t}{\partial x} d y d z \\ d Q_{y} = - λ \frac{\partial t}{\partial y} d x d z \\ d Q_{z} = - λ \frac{\partial t}{\partial z} d x d y \end{matrix}

(1)

流出微元体的热量：

\{\begin{matrix} \begin{array}{l} d Q_{x + d x} = - λ \frac{\partial (t + \frac{\partial t}{\partial x} d x)}{\partial x} d y d z = \\ - λ \frac{\partial t}{\partial x} d y d z - λ \frac{\partial^{2} t}{\partial x^{2}} d x d y d z \end{array} \\ \begin{array}{l} d {Q_{y}}_{+ d y} = - λ \frac{\partial (t + \frac{\partial t}{\partial y} d y)}{\partial y} d x d z = \\ - λ \frac{\partial t}{\partial y} d x d z - λ \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}} d x d y d z \end{array} \\ \begin{array}{l} d {Q_{z}}_{+ d z} = - λ \frac{\partial (t + \frac{\partial t}{\partial z} d z)}{\partial z} d x d y = \\ - λ \frac{\partial t}{\partial z} d x d y - λ \frac{\partial^{2} t}{\partial z^{2}} d x d y d z \end{array} \end{matrix}

(2)

(2)若物体内热源强度为 $\dot{q}$ ，即单位时间内，单位体积所吸收或放出的热量为 $\dot{q}$ ，则单位时间内微元体产生的热量为：

d \dot{q} = \dot{q} d x d y d z

(3)

(3)在单位时间内所选微元体的内能的变化量为：

d U = c (ρ d x d y d z) \frac{\partial t}{\partial τ}

(4)

根据能量守恒原则，单位时间内流入微元体的热量-单位时间内流出微元体的热量+单位时间内流出微元体的热量 = 单位时间内微元体内能的变化量。

所以将(1)~(4)代入上述表达式，经整理可以得到如下导热微分方程^[11]：

\frac{\partial t}{\partial τ} = \frac{λ}{ρ c} [\frac{\partial^{2} t}{\partial x^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}}] + \frac{\dot{q}}{ρ c}

(5)

若令式中 $\frac{λ}{ρ c} = α$ ，则有：

\frac{\partial t}{\partial τ} = α [\frac{\partial^{2} t}{\partial x^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}}] + \frac{\dot{q}}{ρ c}

(6)

式中， $α$ 称为导温系数或热扩散系数，单位是m²/s。当无内热源时，该方程转化为：

\frac{\partial t}{\partial τ} = α [\frac{\partial^{2} t}{\partial x^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}}]

(7)

如果无内热源且为稳态传热，则：

\frac{\partial^{2} t}{\partial x^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}} + \frac{\partial^{2} t}{\partial y^{2}} = 0

(8)

式中，ρ为导热体的密度，kg/m³；c为导热体的比热容，J/(kg·K)；t为时间，s。

“三轴应力”是指作用在套管上的内压、外挤以及由套管重力或其它因素引起的轴向拉力同时存在的复杂力，如图2所示。同时对径向应力、周向(环向)应力和轴向拉力进行分析显然更符和实际情况。

图2

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图2 内压、外挤以及轴向力同时作用下的“三轴应力”示意图

Fig.2 Schematic diagram of "triaxial stress" under the simultaneous action of internal pressure, external extrusion and axial force

S₁，S₂，S₃分别可通过式至(9)~(11)求出^[12,13]：

S_{1} = 轴向 应力

(9)

S_{2} = p_{i} \frac{a^{2} (b^{2} + r^{2})}{r^{2} (b^{2} - a^{2})} - p_{e} \frac{b^{2} (r^{2} + a^{2})}{r^{2} (b^{2} - r^{2})}

(10)

S_{3} = - p_{i} \frac{a^{2} (b^{2} - r^{2})}{r^{2} (b^{2} - a^{2})} - p_{e} \frac{b^{2} (r^{2} - a^{2})}{r^{2} (b^{2} - r^{2})}

(11)

式中：S₁为轴向应力(要考虑钻井液浮重)，MPa；S₂为周向应力，MPa；S₃为径向应力，MPa；a和b为管的内、外半径，mm；p_i和p_e为管内、外液柱压力，MPa；

根据公式(9)~(11)可以计算出同时作用在管体上的轴应力作用的复合等效应力S_e，即Mises应力，表达式为：

S_{e} = \sqrt[]{\frac{{(S_{1} - S_{2})}^{2} + {(S_{2} - S_{3})}^{2} + {(S_{3} - S_{1})}^{2}}{2}}

(12)

2 CO₂-H₂S腐蚀速率模型

腐蚀预测模型种类繁多，常见的有Norsok模型、Jepson模型、Cassandra模型和DeWaard模型等，其中DeWaard系列腐蚀预测模型在CO₂-H₂S体系下应用较为广泛，本项研究采用DeWaard腐蚀预测模型^{[14, 15]}。

DeWaard模型基于CO₂腐蚀机理，将基本腐蚀速率归因于两类过程，一是电荷转移部分及电化学反应控制部分，另外一部分为传质控制部分，可表示为：

V_{c o r r} = \frac{1}{\frac{1}{V_{r}} + \frac{1}{V_{m}}}

(13)

式中，V_corr为CO₂的腐蚀速率，mm/a；V_r为电化学反应速率，mm/a；V_m为传质速率mm/a。

对于反应控制部分的腐蚀速率方程可以表示为：

l g (V_{r}) = 4.93 - \frac{1119}{t + 273} + 0.58 l o g (f_{C O_{2}}) -

0.34 (p H_{a c t u a l} - p H_{C O_{2}})

(14)

对于传质控制部分的腐蚀速率方程可以表示为：

V_{m} = 2.8 \frac{U^{0.8}}{d^{0.2}} f_{C O_{2}}

(15)

式中，t为温度，℃；f $_{C O_{2}}$ 为CO₂的逸度，bar；pH $_{C O_{2}}$ 为主要温度和压力下被CO₂饱和的纯水的pH值；pH_actual为由于存在溶解盐而产生的pH；U为介质流速，m/s；d为管径，m。

3 腐蚀后安全系数计算

3.1 抗拉安全系数

假设管柱受到的轴向拉力为T，其轴向应力为σ，则有T = σS。管柱的腐蚀速率为v，服役时间为t，则有管柱内径r = r₀ + vt，管柱的抗拉强度为：

T_{o} = σ_{y} S = π σ_{y} [D^{2} - (d_{0} {+ 2 v t)}^{2}] / 4

(16)

管柱抗拉安全系数为：

S_{t} = \frac{T_{o}}{T_{e}}

(17)

式中，t为管柱服役时间，a；v为管柱腐蚀速率，mm/a；σ为管柱服役时间t后轴向应力，MPa；σ_y为管柱屈服强度，MPa；δ为管柱名义壁厚，mm；D为原始管柱外径，mm；d₀为原始管柱内径，mm；S_t为抗拉安全系数；T_o为抗拉应力，kN；T_e为有效拉力，kN。

3.2 抗内压安全系数

当受到内压力为P_i时，管柱周向应力 $σ_{c} = P_{i} D / (2 δ)$ 。经过时间t后，其周向应力：

σ_{c} = \frac{P_{i} D}{2 (δ - v t)}

(18)

当管柱周向应力 $σ_{c}$ 大于管柱屈服强度σ_y时，管柱失效，因此可得到管柱抗内压强度：

P_{b} = \frac{2 σ_{y} (δ - v t)}{D}

(19)

抗内压安全系数为：

S_{i} = \frac{P_{b}}{P_{b e}}

(20)

式中，σ_c为周向应力，MPa；S_i为抗内压安全系数；P_b为抗内压强度，MPa；P_be为有效内压力，MPa。

3.3 抗挤安全系数

设管柱受到的外挤力为P_c，则管柱受到的外挤应力为：

σ_{c c} = \frac{P_{c}}{2} [\frac{{(D / δ)}^{2}}{(D / δ) - 1}]

(21)

当管柱服役t时间后，其壁厚δ = δ₀- vt，当其外挤应力大于或等于材料屈服强度时，得出管柱抗挤强度：

P_{c} = 2 σ_{y} \{\frac{[D / (δ - v t)] - 1}{[D / {(δ - v t)]}^{2}}\}

(22)

抗内压安全系数为：

S_{c} = \frac{P_{c}}{P_{c e}}

(23)

式中，σ_cc为外挤应力，MPa；P_c和管柱的抗内压强度，MPa；S_c为抗挤安全系数；P_c为抗挤强度，MPa；P_ce为有效外挤压力，MPa。

4 油管服役寿命

4.1 基本情况

4.1.1 井身结构

气藏地层压力为46 MPa，生产井地底处于200℃左右，地层水总矿化度8447 mg/L，气藏埋深3870~5470 m。油管长度为5276 m，材质为13CrS。井身结构如图3所示。

图3

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图3 井身结构示意图

Fig.3 Wellbore configuration

4.1.2 天然气性质

在4400 m深井段取得两支天然气样品，对天然气性质进行分析，其结果如表1所示。该天然气具有中~高含CO₂、低含H₂S的特点。

表1 深井管内天然气密度及其成分

Table 1 Relative densities and components of two natural gas samples

Natural gas relative density

Natural gas component / %

H₂S

mg·m^-3

CH₄

C₂H₆

C₃H₈

C₄H₁₀

C₅H₁₂

C₆H₁₄

N₂

CO₂

0.783

72.41

11.91

4.06

1.86

0.80

0.56

1.33

7.07

46.31

0.763

75.41

8.83

3.01

1.35

0.54

0.17

0.19

10.49

36.6

新窗口打开| 下载CSV

4.2 井筒-地层热力耦合有限元模型计算

4.2.1 边界条件和初始条件

已知地面温度为25℃，井底处油管柱内流体的温度、油管柱壁的温度和环空流体的温度相等。油管内流体的出口温度通过地面设备测得，综合上述可知边界和初始条件主要有：

(1)边界条件：①入口边界： $T_{l i} |z = 0, t = t = T_{i n}$ ；②井底处温度相等： $T_{l i} |z = H, t = t = T_{d} |z = H, t = t = T_{l a} |z = H, t = t$ ；③环空保护液与套管接触面上的耦合边界： ${α_{b} (T_{r} - T_{l a})|}_{r = r_{b}} = {- λ_{r} (\frac{\partial T_{r}}{\partial r})|}_{r = r_{b}}$ ④地层远边界处： $T_{r} = T_{s u r f} + G_{T} \cdot H$ ( $r \to \infty$ )

(2) 初始条件：①地层中各单元温度与未扰动时相同： $T_{r} = T_{s u r f} + G_{T} \cdot H$ ，②油管内流体温度： $T_{l i} = T_{i n} + G_{f} \cdot H$ ，③油套环空内流体温度： $T_{l a} = T_{o u t} + G_{f} \cdot H$

对于厚壁筒来讲，最大的Von Mises应力发生在厚壁筒的内径，而内壁的边界条件为：r = a，根据公式(9)~(11)得：

S_{2} = p_{i} \frac{(b^{2} + a^{2})}{(b^{2} - a^{2})} - p_{e} \frac{2 b^{2}}{(b^{2} - a^{2})}

(24)

S_{3} = - p_{i}

(25)

4.2.2 温度分布

对探井实测地层温度数据进行线性拟合，结果如图4所示，温度梯度为3.5℃/100 m。

图4

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图4 地层温度与深度关系图

Fig.4 Formation temperature vs. well depth curve

图5为生产过程中各级管柱的温度分布云图。在生产作业过程中，随着储层流体沿油管从井底上升至井口，在多级传热作用下，井筒各级管柱及附近地层温度明显升高，其中在径向上由井筒向远端地层逐渐降低，最终呈现地温分布。轴向上自井底至井口逐渐降低。此时井口油管温度约为40℃，井底温度为207℃。

图5

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图5 生产过程温度分布云图

Fig.5 Distribution cloud map of temperature in production process

4.2.3 Mises应力分布

对探井实测地层压力数据进行线性拟合，结果如图6所示，压力系数大约为1.15。

图6

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图6 地层压力与深度关系图

Fig.6 Relationship of formation pressure and depth

图7为生产过程中各级管柱的Mises应力分布云图。随着井筒各级管柱温度的变化，井筒油套管在温差作用下会发生热膨胀现象并产生一定热应力。管柱的热应力与管柱原有的拉伸状态相互作用，产生一定程度上的应力消除，最终在管柱上形成应力中性点。油管最大Mises应力位于末端，为447 MPa。

图7

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图7 生产过程Mises应力分布云图

Fig.7 Distribution cloud map of Mises stress in production process

4.3 腐蚀速率计算

基于有限元模型得出的温度场数据，通过DeWaard模型对油管进行腐蚀速率预测。计算条件参数：油管长度5276 m，生产过程中井口温度60℃，地层压力46 MPa，产出气中CO₂含量为16%，H₂S含量为0.007%；产气量为6 × 10⁴ m³/d。

图8为油管腐蚀速率随井深变化曲线图，结果表明，油管的腐蚀速率在井口位置最高，达到0.21 mm/a。随着井深的增加，油管的腐蚀速率逐渐减小，在大约3053 m的位置，腐蚀速率降至最小值0.02 mm/a，为整个油管腐蚀速率的最低点。然而，从该位置开始，油管的腐蚀速率开始逐渐增加，直到油管末端的腐蚀速率达到0.04 mm/a。

图8

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图8 油管腐蚀速率随井深变化曲线图

Fig.8 Variation of corrosion rate of pipeline with well depth

为确保油管腐蚀速率模拟结果的准确性，通过实验室模拟工况实验对其进行验证。高温高压釜为主要实验装置，为西南石油大学自行研发，主要材质为C276合金，最大工作压力可达到70 MPa，最高工作温度可达到220℃。将实验样片通过聚四氟乙烯胶带固定在支架上，将支架放在釜底确保腐蚀介质可完全浸没样片。将反应釜密封好后，通入氮气进行除氧，6 h后，通入CO₂和H₂S，同时调节釜体压力，最后升温至实验温度。实验进行5天后，取出釜体中的样片，在超声波清洗机中反复用去膜液(六次甲基四胺10 g，盐酸100 mL，加去离子水至1 L)清洗表面腐蚀产物，直至表面腐蚀产物清洗干净。烘干后用精细电子天平对样片进行称重，并通过下式计算腐蚀速率：

v = 87600 \frac{Δ m}{ρ A Δ t}

(26)

式中： $v$ 为实际腐蚀速率，mm/a； $Δ m$ 为金属失重，g； $ρ$ 为金属密度，g/cm³；A为试样表面积，cm²； $Δ t$ 为腐蚀时间，h。

实验结果如表2所示，腐蚀速率模型计算结果稍大于模拟实验结果，整体误差小于10%。

表2 模型计算结果与实验结果对照表

Table 2 Comparisons of model calculationdata and experimental data

Group

Temperature

^oC

Pressure

MPa

CO₂

H₂S

Simulated corrosion rate mm·a^-1

Actual corrosion rate

mm·a^-1

Error

130

16%

0.007%

0.0349

0.0323

8.0%

180

16%

0.007%

0.0226

0.0222

1.8%

新窗口打开| 下载CSV

4.4 腐蚀缺陷油管安全服役寿命评估

在众多的管柱失效案例中，腐蚀穿孔泄漏及管柱断裂是主要的失效形式。由此可见，当管柱的力学性能无法满足生产要求时，会直接导致管柱失效的发生。本项工作/通过判断油管经过腐蚀后其力学性能是否满足安全生产要求来确定其服役年限。具体地，通过计算油管的抗拉安全系数、抗压安全系数和抗挤安全系数，对其安全服役年限进行讨论，以判断油管是否满足安全生产要求。

根据AQ2012-2007《石油天然气安全规程》规定，抗挤安全系数取值应为1.0~1.125，抗内压安全系数取值应为1.05~1.25，抗拉安全系数取值应为1.8以上。在本项研究中，由于腐蚀介质中含有大量的CO₂和少量H₂S，服役环境较为严苛。因此，出于谨慎考虑下，抗挤、抗压和抗拉系数的安全阈值分别为1.125、1.25、1.8^[16,17]。

图9为在无任何防腐措施情况下油管的安全系数随井深变化图。随着服役时间的延长，管柱腐蚀程度加重，管壁逐渐减薄，管柱力学性能发生变化，最终导致管柱的抗拉安全系数、抗压安全系数和抗挤安全系数呈现出逐年降低的趋势。当服役至第24 a时，管柱井口处的抗拉安全系数低于安全阈值。由于井口位置所受轴向拉力较大，承载了整个管柱自重，且井口附近的腐蚀速率较高。因此，随着服役时间的延长，井口处的抗拉安全系数率先低于安全阈值^[17]。

图9

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图9 无任何防腐措施情况下油管的安全系数随井深变化图

Fig.9 Variations of the safety factors of the oil tube with well depth under the condition of no any corrosion protection: (a) tensile safety factor, (b) extrusion safety factor, (c) compression safety factor

由图9可知，油管的抗压安全系数和抗挤安全系数在服役的24 a内均高于安全阈值，但在井口处的抗拉安全系数在服役的第24 a时开始低于安全阈值，存在安全隐患。综上所述，在高温高压含CO₂、H₂S的井下环境中，在不采取任何防腐措施的情况下该油管的服役寿命为23 a，如果继续使用则有可能发生管柱失效事故，对安全生产将构成威胁。

4.5 添加缓蚀剂后油管服役寿命研究

在高温高压含CO₂、H₂S的井下环境中，当不采取任何防腐措施的情况下，本文所采用的13CrS油管的安全服役年限为23 a。为了维持生产并减少更换油管而增加的成本和影响，必须采用适当的防腐措施。目前，最常用也是最有效的方法是加注缓蚀剂。油气田现场所用缓蚀剂的缓蚀效率一般为80%~95%^[18,19]。由于本项研究所涉及到的服役工况较为复杂，考虑到其缓释效率可能会在一定程度上降低，因此，假设加注缓蚀剂后的缓释效率为90%，在此情况下，评估油管的安全服役寿命。

图10显示了当缓蚀效率为90%时，油管的抗拉、抗压、抗挤安全系数随井深变化情况。由于油管的腐蚀速率大幅降低，管壁减薄明显减缓，抗拉安全系数、抗压安全系数、抗挤安全系数均得到了显著提高，即使是在服役50 a后，油管的拉安全系数、抗压安全系数、抗挤安全系数均远高于安全阈值。结果表明，加注缓蚀剂可以有效延长油管的服役年限。

图10

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图10 当缓蚀效率为90%的情况下油管的安全系数随井深变化图

Fig.10 Variations of the safety factors of the oil tube with well depth under the condition of 90% corrosion inhibition efficiency: (a) tensile safety factor, (b) extrusion safety factor, (c) compression safety factor

5 结论

(1) 根据井筒-底层热力耦合有限元模型计算结果可知，在生产过程中，油管末端温度和Mises应力均为最高，分别为207℃和447 MPa。腐蚀模型计算结果表明，油管在井口处的腐蚀最为严重，可达到0.21 mm/a。对油管各项安全系数进行分析后发现，在不采取任何防腐措施的情况下，油管的安全服役年限仅为23 a。然而，添加缓蚀剂可以显著延长油管的安全服役年限，当缓释效率达到90%时，油管的安全服役年限可超过至50 a。

(2) 在高温高压含CO₂/H₂S的条件下，管柱服役工况非常复杂，管柱失效事故频繁发生。因此，对于井下油管服役寿命预测是必要的。通过本项研究可以发现，在进行管柱设计时，需要同时考虑管柱的力学性能和防腐性能，以此可以在最大程度上保障安全生产。

参考文献

原文顺序

文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

Xing

X S

, Fan

B T

, Zhu

X Y

, et al.

Corrosion characteristics of P110SS casing steel for ultra-deep well in artificial formation water with low H₂S and high CO₂ content

[J]. J. Chin. Soc. Corros. Prot., 2023, 43: 611