油气井套管CO2点状腐蚀剩余强度分析.pdf

3 本文系西南石油大学与中国石化西南分公司合作科研项目 “川西地区须家河组气藏完井技术研究” 的部分内容,同时 得到西南石油大学 “石油工程测井” 四川省重点实验室的资助。 作者简介石晓兵, 1967年 生,副教授,博士;从事石油工程教学与科研工作。地址 610500四川省成都市新都区。电 话02883032734。E2mail shixbyy 油气井套管CO2点状腐蚀剩余强度分析 3 石晓兵1 陈 平1 徐 进2 蒋祖军2 聂荣国1 秦晓庆2 王大勋3 赵大鹏4 1. “油气藏地质及开发工程” 国家重点实验室 西南石油大学 2.中国石化西南石油局 3.重庆科技学院 4.中国石油西南油气田分公司 石晓兵等.油气井套管CO2点状腐蚀剩余强度分析.天然气工业,2006 ,262 95297. 摘 要 在高温高压含CO2油气井中,套管腐蚀是相当严重的,CO2腐蚀以点状坑状腐蚀为主,腐蚀的形状 大多呈球窝形。为此,文章建立CO2点蚀模型,以点蚀后套管的剩余强度为出发点,应用弹塑性有限元方法分析了 点蚀套管的抗挤强度、 抗内压强度、 抗拉强度的变化。同时运用无因次分析和曲线拟合方法,建立了点蚀套管无因 次剩余强度与套管点蚀无因次形状参数之间的关系曲线以及拟合曲线。有限元程序的计算结果与试验结果具有 良好的一致性。结果表明,点蚀套管强度剩余的百分数并不正比于套管剩余壁厚百分数,剩余强度曲线呈降 稳 降三段式变化。由多腐蚀点干扰分析发现,多腐蚀点同时存在时,应力分布及其大小与单腐蚀点情况相差不大。 主题词 钻井 气井 套管腐蚀 剩余强度 有限元方法 一、 物理模型 由实验和现场资料可知,套管点蚀出现的点蚀 坑一般呈球窝形,点蚀套管模型可以用球切取无缺 陷套管得到见图1、2 ,套管各种特性的定义主要 有套管壁厚 t 、 外径 R o、 内径 R i、 腐蚀半径 R w、 腐蚀深度 d ,腐蚀幅度 a。剩余强度指套 管腐蚀后余留的强度,包括抗拉强度 T、 抗挤强度 P o和抗内压强度 P l。无因次剩余强度剩余强 度与无缺陷套管对应强度的比值包括抗拉强度 T D、 抗挤强度 P DO和抗内压强度 P DI。无因次 腐蚀深度腐蚀深度 d与套管壁厚 t的比值 d D。其中腐蚀幅度可由其他参数表示出来,即 a 2R2w- 2 R o- Rw R w-d -d 2 2 R o- Rw d 2 1 图1 模型俯视图 图2 模型侧视图 二、 有限元模型 有限元分析采用的是四面体和六面体等参3 D单 元,在腐蚀点附近采用局部加密方法以提高腐蚀点附近 应力求解的精度,由问题的对称性将腐蚀套管沿轴线剖 分为长度为0.3 m的1/ 2体,如图3。 约束条件上边界 轴向铰支约束,剖分边界法向铰支约束,中面两端边界 切向铰支约束限制套管的刚体位移。本构关系为弹 性理想塑性模式,套管变形为弹性阶段 塑性阶段和塑 性流动阶段。屈服准则采用von Mises屈服准则。单 点腐蚀套管的有限元模型如图3所示。 三、 力学特性分析 1轴向载荷的影响。 轴向拉力载荷作用下套 59 第26卷第2期 天 然 气 工 业 钻 井 工 程 图3 腐蚀套管的有限元模型 管将在腐蚀缺陷处发生应力集中,轴向拉力载荷在 还没有达到抗拉强度时,套管就已经屈服,在应力集 中区域以外,套管的应力变化不大;应力集中的影响 范围不大,只产生局部应力集中,当最大Von Mises 应力超过屈服极限时,在腐蚀区域附近形成小范围 的塑性区,塑性区沿径向分布。 2内压载荷的影响。当套管承受内压时,应力 集中也发生在腐蚀缺陷附近,只是当最大Von Mi2 ses应力超过屈服极限时,在腐蚀区域附近形成的塑 性带沿轴向分布,在径向出现一个低应力区。 3外挤载荷的影响。套管承受外压后的应力 分布与承受内压的应力分布基本相同,塑性区域的 大小也相差不大,但最大Von Mises应力稍微有所 差别,这和无缺陷套管是不同的。说明缺陷的存在 已经改变了套管的力学特性。 4双轴应力的影响。对于内压和轴向拉力载荷 同时存在的情况,在轴向拉力载荷的影响下,最大 Von Mises应力减小,屈服内压增加,说明在轴向拉 力载荷的影响下套管承受内压的能力会有所增强,这 同无缺陷现套管一样。对于外挤压力和轴向拉力载 荷同时存在的情况,可以得出,轴向拉力的影响使得 最大Von Mises应力有所增加,这与均匀套管受拉使 得抗挤强度降低的理论相同。在点状腐蚀状态下,轴 向拉力载荷也使得套管承受外挤的能力下降。 5多点腐蚀干扰分析。从多点干扰模型得出 的应力分布云图中可以看出① 应力集中的区域仍 然是局部的,且各点应力分布与前面单点腐蚀模型 的应力分布基本相同,塑性区域的大小形状也相当 相近。② 最大Von Mises应力有所增加,这种现象 主要发生在中间腐蚀点,高应力区没有重叠现象,低 应力区相互重叠,但影响不大。多点腐蚀在腐蚀点 相隔不是很近时,其相互影响是可以忽略的。就可 以用腐蚀最严重的点来代表多点进行分析,不会引 起很大的误差。套管点状腐蚀缺陷使得套管承载能 力降低,这种降低是非线性的。 四、 剩余强度随点蚀深度变化规律分析 上面对腐蚀套管的力学特性进行了分析,下面 将以套管腐蚀后的剩余强度出发,结合有限元的分 析结果,对腐蚀套管剩余强度进行强度评价,以揭示 套管强度随腐蚀的变化规律。经分析可知,影响套 管强度的主要因素使腐蚀的深度腐蚀幅度影响不 大,腐蚀幅度改变10 ,强度变化在1. 5 左右。 这里从腐蚀深度出发加以研究。点蚀影响下套管的 强度分为实际强度和无因次强度,所用参数为套管 外径177. 8 mm ,壁厚9. 19 mm ,刚级N80 ,强度变化 曲线见图4、5。 图4 点蚀影响下套管的强度变化曲线 图5 点蚀影响下套管无因次强度变化曲线 从图4、5可看出,三条曲线的变化趋势基本一 致。套管腐蚀后的剩余强度随着腐蚀深度的增加呈 下降的趋势。曲线大致可分为三段第一段,强度急 剧下降,腐蚀深度0 ～10 ,剩余强度降到70 左 右,说明点蚀的产生对套管的局部强度影响是很大 的;第二段,强度相对稳定段,腐蚀深度10 ～80 , 剩余强度大致为原始强度的40 ～70 ;第三段,强 度迅速降低为0段,腐蚀深度80 ～100 ,剩余强度 从40 左右降为0。存在一个有趣的现象,在点蚀深 度为套管壁厚的一半时,所有的无因次剩余强度都大 于50 ,只有当点蚀深度达到70 左右时,剩余强度 才降为50 ,而套管壁厚降低一般时,对应强度也应 69 钻 井 工 程 天 然 气 工 业 2006年2月 该变为原强度的50 。说明点蚀套管比均匀腐蚀套 管套管变薄承载能力更强,这主要是由于强度曲线 存在一个相对较长、 值较高的稳定段。 五、 无因次剩余强度随无因次腐蚀 深度曲线拟合 点蚀对套管强度的影响随点蚀深度的增加呈规 律性的变化,为了便于工程应用,利用回归分析方法 对无因次剩余强度曲线进行回归,从而得到无因次 强度与无因次腐蚀深度的关系曲线如下。 无因次抗内压强度回归曲线方程 PDI -5.4588t6D1.5766t5D17.148t4D- 24.129t3D13.538t2D-3.679tD1.0022 R 0.99942 其中R为相关度。 无因次抗挤强度回归曲线方程 PDO28.547t6D-113.89t5D167.1t4D- 116.64t3D40.574t2D-6.6803tD0.9974 R 0.99913 无因次抗拉压强度回归曲线方程 TD35.991t6D-120.75t5D154.01t4D- 96.324t3D31.432t2D-5.3621tD0.9991 R 0.99964 由分析可以看出,用6次多项式来拟合强度曲 线,其相关系数都很高,大于0. 999 ,可用于工程计算 应用。回归曲线可用来校正腐蚀后套管的强度,步 骤如下用最大腐蚀深度除以套管的壁厚,得到无因 次腐蚀深度tD,将tD代入式2、3、4得到无因 此的剩余强度PDI、PDO、TD,再用PDI、PDO、TD分别 乘上套管对应的原始强度,就可以得到对应的套管 剩余强度PI、PO、T。为方便计算,给出无因次腐蚀 深度与无因次强度的关系表。 表1 CO2腐蚀套管无因次腐蚀深度与无因次强度的关系 腐蚀深度 无因次 抗拉强度 无因次 抗挤强度 无因次 抗内压强度 无因次 腐蚀深度 无因次 抗拉强度 无因次 抗挤强度 无因次 抗内压强度 无因次 0. 010. 9485270. 9345390. 966740. 160. 6401540. 5875360. 672473 0. 020. 9036840. 8791170. 9338450. 180. 6306380. 5841650. 65576 0. 030. 8640470. 8304910. 9033770. 20. 6234470. 5839220. 642076 0. 040. 8291250. 7880580. 87520. 30. 5988980. 5932580. 601506 0. 050. 798460. 7512490. 8491860. 40. 5722390. 5806150. 575511 0. 060. 7716270. 7195330. 8252070. 50. 5500970. 5514840. 542166 0. 070. 748230. 6924080. 8031410. 60. 5407480. 5335820. 497869 0. 080. 7279010. 6694090. 7828710. 70. 5258320. 5326740. 444771 0. 090. 7103010. 6500980. 7642810. 80. 4579730. 508950. 375397 0. 10. 6951150. 634070. 7472620. 850. 3867130. 4624540. 325226 0. 120. 6708590. 6103770. 7175170. 90. 2843210. 373960. 254482 0. 140. 6531010. 5956310. 6928330. 950. 1514470. 2276820. 150973 六、 结论及建议 1点蚀套管各点蚀坑间的应力干扰并不明显, 用套管上腐蚀最严重的点蚀坑建立单点腐蚀力学模 型来分析套管的应力分布不会引起很大的误差。 2影响腐蚀后套管强度的主要参数为腐蚀深 度。随着腐蚀深度的增加,套管的剩余强度呈明显 的降低。点蚀引起套管在点蚀区域附近产生明显的 应力集中,大大降低套管的强度,其中套管的抗挤强 度降低最为明显。在CO2腐蚀严重的井,设计时应 考虑套管点蚀的影响,应优化井身结构,使腐蚀环境 中的套管具有较高的安全系数,以保证套管具有一 定的容许腐蚀量,从而保证套管工作的安全。 3建议存在CO2腐蚀严重的井,使用抗CO2 腐蚀的特殊钢种套管。 参 考 文 献 [1]王献 .含铬油套管钢的CO2腐蚀点蚀特征研究[J ].全 面腐蚀控制,2002 ,166 . [2]张坤等.微泡沫钻井液在川渝地区玉皇1井的应用[J ]. 天然气工业,2004 ,2410 . [3]徐英.空气泡沫钻井液在核桃1井的应用[J ].天然气工 业,2004 ,2410 . [4]赵大鹏等.天然气欠平衡钻井技术在浅2井的应用[J ]. 天然气工业,2005 ,252 . 收稿日期 2005209213 编辑 钟水清 79 第26卷第2期 天 然 气 工 业 钻 井 工 程 swelling tests of radial 6. 2 and 16. 5 are conducted respectively for 3 domestically2made APIJ55 casings with114. 3 mm and wall thickness 6. 35 mm under the original state and the heat treating state. The geometrical accuracy , the relative proper2 ties of materials and the real physical property of casings are identified before and after casing swelling. It is found APIJ55 cas2 ings still have good inds of basic perance after the radial swelling of 16. 5 . Also , it is found it is hard for the casings to change their shape due to the material property , and the collapse resistance decreases obviously after casing swelling. SUBJECT HEADINGS well drilling , well cementation , swellable casing , API, material , test Zhang Jianbin, born in 1974 , got a Ph.D degree from Southwest Petroleum Institute in 2003 , and is engaged in research on ma2 terial sciences and petroleum engineering. Add Changqing Petroleum Exploration Bureau , 151 Weiyang Rd. , Xi’an , Shaanxi Province 710021 , P. R. China Tel 8622928659 4626 E2mail zhjb people. www. trqgy. cn/ e/abstracts.asp 14 STUDY ON REASONS OF TUBING CORROSION AND BREAKDOWN AND COUNTERMEASURES FOR GAS RESERVOIR AT SECTION XU 2 IN HEXINGCHANG AREA Zhou Jing , Zhang Shiqiang West Sichuan Oil In Chinese ABSTRACT It is proved by production that the gas reservoir at Section Xu 2 in Hexingchang area is a bottom2water dry gas reservoir with fracture2pore dual medium , low porosity , low permeability , heterogeneity , abnormal high pressure , high irre2 ducible water saturation , and united pressure system. In the process of production , severe corrosion and breakdown of the tub2 ing strings happen for the production wells since omitting the anti2corrosion measures. By investigation and analysis of corro2 sion , it is found that CO2is the main cause leading to the tubing corrosion in the gas reservoir at Section Xu 2. Meanwhile , many factors , such as the medium temperature , the CO2fractional pressure , water medium composition etc. , influence the cor2 rosion. With simulation tests , the countermeasures are proposed suitable for tubing corrosion in the gas reservoir at Section Xu 2. First of all it is to use corrosion2proof alloy in the whole hole or the interval 600～1500 m where corrosion is severe. The secondary proposal is to use QHS21 or UT215 as corrosion inhibitor. Otherwise the first and the second proposals can be com2 bined to use. SUBJECT HEADINGS Sichuan , west , gas reservoir at Section Xu 2 , natural gas , tubing corrosion , corrosion control Zhou Jing engineer , born in 1976 , graduated from Southwest Petroleum Institute in 1997 , and he is engaged in the develop2 ment of gas fields. Add West Sichuan Oil 2 Sinopec Southwest Petroleum Bureau ; 3 PetroChina Southwest Oil 4 Chongqing University of Science and Technology .N A TUR.GA S IN D.v. 26 , no. 2 , pp. 95297 , 02/ 25/ 2006. ISSN 1000 - 0976 ;In Chinese ABSTRACT The casing corrosion is quite severe in CO2oil/ gas wells with high temperature and pressure. CO2corrosion main2 ly is tubercular corrosion. The corrosion shape mostly appears spherical. According to the residual strength of casings after tu2 N A TURAL GA S IN DUS TR Y, vol. 26 , no. 2 February 25 , 2006 bercular corrosion , with elastic2plastic finite element , the changes of collapse resistance , burst strength , and tensile re2 sistance of casings are analyzed. With dimensionless analysis and curve fit , the relation curves and the fit curves be2 tween the dimensionless residual strength of casings after tubercular corrosion and the dimensionless shape parameters of casing tubercular corrosion are set up. The calculating results from the finite element program are matching with the test results very well. The results show the percentage of casing residual strength after tubercular corrosion is not proportional with the percent2 age of casing residual thickness after tubercular corrosion. The residual strength curves appear in the 3 sections of down2stable2 down. By the interference analysis of multiple corrosion points , it is found the stress distribution and amount when many corro2 sion points exist is almost the same with that when a single corrosion point exists. SUBJECT HEADINGS well drilling , gas well , casing corrosion , residual strength , finite element Shi Xiaobin associate professor , born in 1967 , holds a Ph. D degree and he is engaged in teaching and researching work of pe2 troleum engineering. Add State Key Laboratory of Reservoir Geology and Development Engineering , Southwest Petroleum Institute , Xindu Dis2 trict , Chengdu , Sichuan Province 610500 , P. R. China Tel 8622828303 2734 E2mail shixbyy 163. com 15 www. trqgy. cn/ e/abstracts.asp DELIVERABILITY PREDICTION OF HORIZONTAL GAS WELL Chen Zhihai1 ,2, Ma Xinfang1, Lang Zhaoxin11China University of Petroleum , Beijing ; 2 Petroleum Ex2 ploration and Production Research Institute , Sinopec .N A TUR. GA S IN D.v. 26 , no. 2 , pp. 98299 , 2/ 25/ 2006. ISSN 1000 - 0976 ; In Chinese ABSTRACT Along with the West2East Pipeline being brought into operation , more and more horizontal wells are deployed in the development of the gas reservoirs in recent years. However , studies of deliverability prediction s of horizontal wells are not common. As the gas flow equations of gas reservoirs are quite different with the liquid flow equations of oil reservoirs , the ula for calculating the deliverability of horizontal oil wells cannot be directly used for horizontal gas wells. If pseudo2 pressure is used in the gas flow equation , while pressure is used in liquid flow equation , the s of the two flow equations are similar , i. e. both of them are linear equations. In order to meet the requirements of deliverability calculation , ula for cal2 culating deliverability of horizontal gas wells are established through improving the analytical ula for calculating deliver2 ability of horizontal oil wells. The improved deliverability ula is used to calculate the deliverability of a real horizontal gas well in Tarim basin , Xinjiang. The calculation results show that the new ula is feasible. SUBJECT HEADINGS gas reservoir , horizontal well , mathematical model , deliverability forecast , Tarim basin Chen Zhihai senior engineer , born in 1980 , is studying for a Ph. D degree , with research focusing on development of oil and gas fields. Add Petroleum Exploration and Production Research Institute , Sinopec , No. 31 , Xueyuan Road , Haidian District , Beijing 100083 , P. R. China Cell phone 13681062836 E2mail chen4502 pepris. com DELIVERABILITY ANALYTICAL APPROACHOF GAS WELL Liao Daiyong1 ,2, Bian Fangxia3 ,4, Lin Ping31China University of Geosciences , Beijing ; 2 Downhole Oper2 ation Company of Liaohe Petroleum Exploration Bureau ; 3 Drilling and Recovery Technology Research In2 stitute , PetroChina Liaohe Oilfield Company ; 4 Nanjing University .N A TUR. GA S IN D.v. 26 , no. 2 , pp. 1002101 , 2/ 25/ 2006. ISSN 1000 - 0976 ; In Chinese N A TURAL GA S IN DUS TR Y, vol. 26 , no. 2 February 25 , 2006