麻 濤，楊曉鵬，馮存棟，陸 昊，朱雅婷，李曉云

中國石油管道局工程有限公司國際事業(yè)部，河北 廊坊

1.引言

CO2注入井底可以降低原油黏度及油水界面張力、提高地層滲透率、改善油水流度比，從而提高原油采收率[1][2]，尤其對稠油油藏、低滲油藏、高含水油藏以及深層油藏具有良好的應用效果[3][4][5]。由于注入CO2中含有少量水分，試驗過程中發(fā)現(xiàn)注CO2井筒的腐蝕現(xiàn)象嚴重，不同井深的腐蝕狀況也有所不同。因此，研究沿井筒的CO2腐蝕規(guī)律，采取相應防腐措施，對延長設備壽命、降低生產(chǎn)成本、提高油田開發(fā)經(jīng)濟性具有重要意義。

2.井筒流動傳熱模型

2.1.井筒物理模型

注CO2井筒由油管、套管和水泥環(huán)依次嵌套構成，建立井筒中溫度場、壓力場計算模型?？紤]井筒中流動傳熱的復雜性，做如下假設：① CO2的注入速率、壓力保持不變；② CO2在井筒內(nèi)流動為一維流動，同一截面溫度、壓力相同；③ 從油管到水泥環(huán)外緣間的熱量傳遞為穩(wěn)態(tài)傳熱，水泥環(huán)外緣到地層

間為不穩(wěn)定傳熱且不考慮沿井深方向的傳熱；④ 忽略地層導熱系數(shù)以及地層溫度梯度沿井深方向的變化；⑤ 忽略CO2相態(tài)變化，恒為氣態(tài)。

2.2.井筒傳熱模型

井筒傳熱過程分為內(nèi)管中心距水泥環(huán)外緣的穩(wěn)態(tài)傳熱和水泥環(huán)外緣至地層的非穩(wěn)態(tài)導熱。

1)油管中心距水泥環(huán)外緣的穩(wěn)態(tài)傳熱

穩(wěn)定傳熱關系式如下：

式中：Ts為CO2流體溫度，K；Th為水泥環(huán)外緣溫度，K；R為總傳熱熱阻，m·K/W；dz為單位井筒長度，m；dQ為單位長度dz上的熱損失，W。

若以內(nèi)管外半徑r為基準，熱阻R關系式如下：

式中：h1為流體與內(nèi)管的對流換熱系數(shù)，W/(m2·K)；r1為油管內(nèi)半徑，m；λtub為油管導熱系數(shù)，W/(m·K)；r2為油管外半徑，m；hc為環(huán)空內(nèi)自然對流換熱系數(shù)，W/(m2·K)；hr為環(huán)空內(nèi)輻射換熱系數(shù)，W/(m2·K)；λcas為套管的導熱系數(shù)，W/(m·K)；rco為套管外徑，m；rci為套管內(nèi)徑，m；λcem為水泥環(huán)導熱系數(shù)，W/(m·K)；rh為水泥環(huán)外緣半徑，m。

2)水泥環(huán)外緣至地層的非穩(wěn)態(tài)導熱

屬于不穩(wěn)定傳熱，故熱損失隨著時間變化而變化。

式中：Te為初始地層溫度，K；Ts為地表溫度，K；λe為地層導熱系數(shù)，W/(m·K)；f(t)為無量綱地層導熱時間函數(shù)；t為注多元熱流體時間，h。

2.3.壓力場、溫度場模型

1)壓力場模型

根據(jù)質(zhì)量守恒與動量守恒方程，注CO2過程壓力分布關系式如下：

式中：p為注CO2過程中的壓力，MPa；d為注氣管道內(nèi)徑，m；v為管內(nèi)流速；m/s；f為摩擦阻力因數(shù)，1；ρm為混合煙氣的密度，kg/m3；Re為雷諾數(shù)，1；g為重力加速度，9.8 m/s2。

2)溫度場模型

單位長度上垂直井筒內(nèi)的能量守恒方程關系式為：

式中：q為單位場地井筒徑向熱流密度，J/s；h為單位質(zhì)量流體的熱焓，J/s。

由式(3)算得

聯(lián)合式(5)、式(6)得：

式中：Cp為定壓熱容，J/K；μj為焦耳-湯姆森系數(shù)，K/MPa。

根據(jù)式(7)和井口初始參數(shù)，利用4階Runge-Kutta公式求解不同井深CO2的溫度、壓力。

2.4.計算實例

Table 1.The wellbore parameters表1.井筒參數(shù)

當CO2注入流量為40 t/d，注入溫度為20℃，壓力為8 MPa時，沿井筒深度的溫度場、壓力場分布如圖1、圖2所示。可以看出，由于重力壓降大于摩阻壓降，隨著井筒深度的增加，CO2壓力呈增大趨勢，同時地層溫度大于流體溫度，從地層向流體進行熱傳導，CO2溫度也隨井深的增大而增大。

Figure 1.The distribution of wellbore pressure圖1.井筒壓力分布

Figure 2.The distribution of wellbore temperature圖2.井筒溫度分布

3.CO2井筒腐蝕的試驗研究

3.1.試驗材料

選用油管常用材料N80鋼作為試驗材料；試驗腐蝕介質(zhì)采用油田注入的CO2(含水量小于8%)；試驗裝置采用自制的高溫高壓反應裝置；試驗處理試劑石油醚、乙醇、檸檬酸銨等采用分析純標準試劑。

3.2.試驗方法

將試驗鋼材加工成50 mm×10 mm×3 mm板狀試樣，用絲綢、棉花等去除表面油跡，再用沸程60~90℃的石油醚清洗去油污后放入乙醇中進行脫水處理，干燥至恒重稱重備用。將處理好的掛片放入反應容器后，選取不同井深處參數(shù)(溫度、壓力)，注入CO2進行腐蝕試驗，時間為120 h。試驗結(jié)束后，將試樣置于80℃的檸檬酸銨溶液中恒溫20 min去除表面腐蝕產(chǎn)物，用蒸餾水沖洗試樣，再用無水乙醇脫水烘干后即可進行測試分析。

3.3.試驗結(jié)果及討論

3.3.1.沿井筒腐蝕速率分析

從N80鋼材在不同井筒深度下腐蝕的速率分布圖(見圖3)可以看出，沿井筒深度方向腐蝕速率整體呈逐漸減小趨勢。井口到500 m井深段，腐蝕速率變化不大，500 m后腐蝕速率急劇減小。結(jié)合井筒溫壓分布認為：0~500 m井深段流體溫度較低、壓力較小，試樣鋼材表面形成的腐蝕產(chǎn)物膜不能提供有效的保護作用；超過500 m時流體溫度逐漸升高，壓力較大，腐蝕產(chǎn)物膜致密，可以有效阻隔腐蝕介質(zhì)與鋼材表面的接觸，腐蝕速率下降。

Figure 3.The distribution of N80 steel corrosion rate along the wellbore圖3.N80鋼沿井筒深度的腐蝕速率分布

3.3.2.腐蝕產(chǎn)物分析

1)形貌分析。圖4為N80鋼材在井筒700 m井深處的SEM電鏡掃描照片?？梢钥闯觯囼灪笤嚇颖砻娓街罅扛g產(chǎn)物，產(chǎn)物膜生成不均勻，易沿基體加工表面的磨痕棱處生長(見圖4(b))，經(jīng)酸化去除腐蝕產(chǎn)物后基體表面凹凸不平，并出現(xiàn)大量裂紋，表面出現(xiàn)均勻孔隙(見圖4(c))。由此可見，CO2腐蝕降低了N80鋼材強度，易產(chǎn)生穿孔等現(xiàn)象，降低管道使用壽命。

2)物相分析。圖5為N80鋼材在700 m井深處樣品表面的X射線衍射能譜圖(XRD)。分析表明，N80鋼材在注CO2井700 m井深處產(chǎn)生的CO2腐蝕產(chǎn)物膜由FeCO3等復鹽構成。

Figure 4.The SEM photos of corrosive samples圖4.腐蝕樣品表面SEM照片

Figure 5.The XRD analysis of corrosive product圖5.腐蝕產(chǎn)物XRD分析

4.結(jié)論

1)CO2對N80鋼的腐蝕速率沿井筒深度方向呈逐漸減小趨勢，低溫低壓段腐蝕產(chǎn)物膜疏松，不能起到有效的隔離保護作用，腐蝕速率較快；高溫高壓段腐蝕產(chǎn)物膜致密，腐蝕速率較慢。

2)CO2腐蝕易發(fā)生在基體表面不平整處，清除產(chǎn)物后基體出現(xiàn)裂紋及細小坑點，腐蝕產(chǎn)物成分主要為FeCO3等復鹽。