油气井CO_2分压计算方法探讨.pdf

收稿日期2010 －10 －12; 修回日期2011 －07 －03 作者简介闫伟 1982 － ， 中国石油大学 北京 石油工程学院油气井工程方向在读博士。地址 102249 北京市昌平区中国石油大学 北京 石油工程学院博士 09 级， 电话 15810226252， E － mail yanwei289126. com 钻井工艺 油气井 CO2分压计算方法探讨 闫伟 1， 邓金根1， 董星亮2， 张春阳2 ， 李 杨 1， 李文良1 1 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室北京 2 中海石油有限公司中国 闫伟等 . 油气井 CO2分压计算方法探讨 . 钻采工艺， 2011， 34 5 19 －21 摘要正确计算油气井 CO2分压是进行油套管防腐设计的基础。文章通过理论分析， 得出气井 CO2分压近 似等于体系压力与 CO2体积百分的乘积; 油井的 CO2分压为饱和压力与分离气中 CO2摩尔百分含量的乘积， 与井筒 的流压无关。并通过实验研究说明了油套管钢在 CO2中的腐蚀速率只与 CO2气体的分压有关系， 与体系总压无关。 研究结果为油气井防腐研究及合理选择管柱材质提供了理论依据。 关键词油气井;CO2分压;饱和压力;腐蚀速率;体系压力 中图分类号TE 98文献标识码ADOI 10. 3969/J. ISSN. 1006 －768X. 2011. 05. 06 油气井 CO2腐蚀给油气田生产带来了巨大的经 济损失， 同时也带来了安全隐患［1 ～7 ］， 近些年引起了 各大油气田开发公司的重视。油气井 CO2腐蚀是油 套管在油气井多相流作用下金属腐蚀， 它不仅仅限 于对金属材料和腐蚀机理研究， 而是一个涉及金属 学、 金属腐蚀学、 流体力学、 油层物理学等多个研究 学科的新课题 ［8 ］。CO 2分压是影响 CO2腐蚀的主要 因素。研究油气井 CO2腐蚀、 为油气井选择合理管 材首先要合理计算 CO2分压， 但是， 一些专门的金属 腐蚀研究机构在进行油套管防腐研究时， 一般不考 虑 CO2分压是如何计算的， 以往的公开研究也很少 涉及分压的计算， 目前还没有形成公认的 CO2分压 计算方法。有的研究文献在计算油井 CO2分压时甚 至直接利用井底油压乘以 CO2在伴生气气中的摩尔 含量， 得出的 CO2分压值达到十几个兆帕， 显然与实 际不符合， 其计算结果不能真正反应油气井流体的 实际腐蚀情况， 在此基础上进行相关的 CO2腐蚀研 究是没有意义的。基于上述原因， 展开了对油气井 中 CO2分压计算方法的探讨。 一、 气井的 CO2分压计算 分压的概念 ［9 ］ 假设从混合气体系统中排除第 i 种气体以外的所有其他气体， 而保持系统体积和 温度不变， 此时气体所具有的压力， 称为混合气体中 第 i 种气体的分压， 即在给定温度及体积下， 仅一种 i 气体单独存在而充满容器时的压力。 对于理想气体， 根据道尔顿分压定律 气体混合 物的总压力等于其各组分作用的压力之和， 或各组 分的分压等于其摩尔分数与体系总压力的乘积。因 此， 若把气井中的混合气视为理想气体， 则井口和井 底处的 CO2分压计算的方法如下 井口 pCO2 p井口 molCO2 1 井底 pCO2 p井底 molCO2 2 实际天然气并非理想气体， 需要考虑天然的压 缩因子 Z， 根据真实气体的状态方程可得天然气的 体系压力为 p Z mRT V 3 与理想气体状体方程相比， 增加了压缩因子系 数， 所以实际中气井井口和井底的 CO2分压为 井口 pCO2 Z井口温度p井口 molCO2 4 井底 pCO2 Z井口温度p井底 molCO2 5 压缩因子 Z 是温度和压力的函数［10 ］， 一般通过 测试而得。井口和井底的压缩因子是不同的。当压 缩因子小于 1 时， 按照真实气体状态方程计算的 CO2分压值小于理想状态方程的计算结果， 该条件 下， 若不考虑 Z， 防腐设计结果是保守的、 安全的; 当 压缩因子 Z 值大于 1 时， 就必须按照真实气体状态 方程计算 CO2分压值， 否则， 防腐设计结果是不安 全的。当压缩因子 Z 等于 1 时， 是否考虑 Z 值对计 91 第 34 卷第 5 期 Vol. 34No. 5 钻采工艺 DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY 算结果没有影响。 二、 油井 CO2分压的计算 油气体系中气体向原油中的溶解于分离的理解 是求解油井 CO2分压的基础。油气分离是生产过程 中伴随着流体压力降低而出现原油脱气的现象， 它 可能出现在地层、 井筒或者地面输油管道中。当温 度恒定时， 天然气开始从原油中溢出的条件是体系 压力低于该温度下原油的饱和压力。地层原油的饱 和压力测试过程如图 1 所示。 在地层温度下， 根据 p 和 V 的关系绘制如图 2 所示的曲线， 两条斜线的交点处对应的压力值即为 饱和压力。对图 1 中的实验过程进行逆过程， 即为 天然气向原油中的溶解过程， 当体系压力由 p5开始 逐渐增加至 p3的过程中， 天然气又逐渐溶解到原油 中， 这也就是说当体系压力到达 p3 ≈饱和压力 时， 油气流体的状态几乎等同于地层原油原始状态， 此时的腐蚀气体 CO2在原油中单位体积溶解量也 与原始地层原油一致。如果知道 CO2在天然气的 摩尔百分含量， 便可以计算出此时的 CO2分压 地层 pCO2 p b地层 molCO2 6 式中 p b地层地层温度下原油的饱和压力， MPa。 以上测试过程是在地层温度下进行的， 如果在 井口温度下进行得到的饱和压力为井口温度下的饱 和压力再乘以分离气中 CO2的摩尔百分含量， 即可 得到油井井口的 CO2分压。对于同一油气体系， 温 度越高气体在原油中的溶解量越小， 原油从地层流 到井口的过程中， 温度逐渐降低， 如果在井口温度下 测试其饱和压力， 其值应该小于地层温度下的测试 值， 得到的 CO2分压也小于地层温度条件下 CO2分 压值， 所以， 如果将地层原油的 CO2分压值进行防腐 设计， 得出的结果安全。 油井 CO2分压计算方法， 目前还存在一种争议 算法 pCO2 井底流压 井流物中 CO2mol。同 一油井中， 未脱气之前， 忽略井流物举升过程中的体 积变化， 则单位体积中的 CO2含量是恒定的。按照 该算法， 井筒垂深越大， 流压越大， 计算得出的 CO2 分压就越高， 腐蚀会更严重。该算法认为体系总压 力对腐蚀是有影响的， 所以在做室内模拟实验时， 除 了加计算的 CO2分压外， 常常利用氮气把体系压力 增加到与地层压力一致。为了研究总压对油套管钢 CO2腐蚀的影响， 本文进行了相关的研究试验。 三、 体系总压对 CO2腐蚀的影响 实验材料为油套管钢 N80， 1Cr80 和 3Cr80。其 具体组分见表 1。试验选用的腐蚀介质为模拟油田 采出水溶液， pH 值为 6. 8， 其具体离子组成见表 2。 实验条件为 CO2分压为 0. 4 MPa， 流速为 1. 5m/s， 实验中三釜同时进行， 釜中的 N2充填压力分别为 0MPa， 4 MPa， 8 MPa。实验设备 CWYF －1 型高温高 压动态腐蚀仪。 实验前， 将尺寸为 50mm 10mm 3mm 挂片分 别用 320 号、 600 号砂纸进行逐级打磨， 用清水冲洗 以及丙酮除油， 干燥后测量试样的尺寸并称重。后 将挂片安装在聚四氟乙烯环上并且放入装有腐蚀介 质的高温高压釜中。待釜盖密封后， 先升高温度至 45℃， 便于氧气溢出， 后通入高纯氮 2 h 以除氧， 再 通入 CO2以除氮， 升温至预定温度 90℃。关闭出气 阀， 加 CO2分压至 0. 4 MPa， 饱和 1 h， 然后再通入设 计的 N2的压力至设计值， 待气体饱和， 压力稳定后， 开动转子， 开始即时。测试时间为 72 h。 表 1 N80、 1Cr80 和 3Cr80 油套管钢的化学成分 质量分数， wt 项目CSiMnPSCrMoNi N800. 240. 221. 190. 0130. 0040. 036 0. 0210. 028 1Cr800. 200. 270. 42 0. 0089 0. 000821. 030. 240. 10 3Cr800. 190. 320. 47 0. 0089 0. 000822. 930. 390. 17 实验结束后， 清水冲洗掉表面的附着物后， 再用 清洗液清洗 清洗液体积比 水/浓盐酸 10/1， 同 02 钻采工艺 DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY 2011 年 9 月 Sep． 2011 时加少量缓蚀剂， 以保护基底 ， 清除干净表面腐蚀 产物后， 将样品用清水冲洗干净， 然后用丙酮除油后 干燥。拍摄微距照片， 记录表面的腐蚀情况， 最后用 电子天平 精度为 0. 1 mg称重并按照 NACE RP0775 －2005 中规定的标准计算平均腐蚀速率。 表 2油田模拟水离子浓度 mg/l K Na Ca2 Mg2 Cl － SO2 － 4 HCO － 3 CO2 － 3 8350388557189758503370 由表 3 可以看出， 在三种压力组合条件下， 同一 材料的腐蚀状况一致， N80 在三种条件下都发生了 严重的点蚀， 1Cr80 和 3Cr80 在三种压力组合条件 下都表现为均匀腐蚀， N80， 1Cr80 和 3Cr80 在不同 条件下的腐蚀速率基本保持一致， 没有表现出因体 系压力增加而腐蚀速率增加的现象。由此可以判 断， 当 CO2分压保持恒定 即溶液中的 CO2 含量一 致 时， 体系压力对腐蚀速率和腐蚀形貌几乎没有 影响。这就说明了利用井底流压计算油井 CO2分 压的方法是不合理的。因此， 认为油井 CO2分压值 的计算应该用饱和压力和分离气体中 CO2mol 来 计算。脱气之前， 忽略压缩因子的影响， 近似认为单 位体积井流物中的 CO2含量是恒定的。实际油气 生产过程中， 出现的泡点压力对应深度以下沿管柱 会出现不同程度腐蚀的现象， 主要由 CO2腐蚀的温 度特性造成。 四、 结论 1 对于气井， 用井口或者井底压力直接乘以 气体中的 CO2摩尔百分含量是 CO2分压的近似值， 同时需要考虑压缩系数对 CO2分压的影响。 2 对于油井， 饱和压力和 CO2摩尔百分含量 的乘积是地层温度下的 CO2分压， 利用地层温度下 的饱和压力计算出的 CO2分压大于在井口条件下的 计算值， 利用该值进行油套管防腐设计较安全。 3 实验验证了油套管 CO2腐蚀只和 CO2分压 即 CO2在溶液中的含量 有关系， 与体系总压无 关， 进而说明了在油井中不能利用井筒流压来计算 CO2分压。 参考文献 ［ 1］ Kermani M B，Morshed A. 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yang2，LI Yang1and LI Wenliang1 1． College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum Beijing ; 2． China National Offshore Oil Company ，DPT 34 5 ， 2011 19 －21 AbstractThe accurate calculation of CO2partial pressure is the ba- sis for casing and tubing corrosion protection design． Based on theoretical analysis，the conclusion is that CO2partial pressure in gas well approxi- mately equals to the product of system pressure and volume percentage of CO2;CO2partial pressure in oil well is the product of saturation pressure and the percentile molar volume of CO2and has no relationship with the wellbore pressure． Experimental study proved that the tubing＇s corrosion rate only depended on CO2partial pressure and had no relationship with the total system pressure． The research results provided theoretical basis for tubing corrosion prevention study and reasonable selection of tubing materials． Key words oil and gas well，CO2partial pressure，saturation pres- sure，tubing and casing corrosion YAN Wei，born in 1982，is studying for his Ph． D degree in Petro- leum Engineering College，China University of Petroleum Beijing ． Mobile86 －15810226252 E － mail yanwei289126． com STUDY AND APPLICATION OF PREVENTING LOST CIR- CULATION TECHNOLOGY BASED ON AERATING DRILLING IN CHUANDONG AREA DENG Hu，LI Gongyu，XIAO Zhou，YU Rui，LIAO Bin，LUO Zheng，WANG Lin and DAI Yilong CCDC Drilling ＆ Production Tech- nology Research Institute，DPT 34 5 ， 2011 22 －24 AbstractThe existent problems in aerating drilling early test were summarized in East Sichuan region． Based on the characteristics of aera- ting drilling，the preventing lost circulation technology was divided into two status， that is the ation water pressure coefficient is less than leak layer water pressure coefficient，and ation water pressure coefficient is greater than the leakage pressure coefficient． According to every case， the programs of preventing lost circulation suited for East Sichuan area were proposed，and the aerating drilling technology was improved． The field tests results showed that the preventing lost circulation technology had solved the lost circulation case in East Sichuan area，reduced the time of processing complex caused by loss circulation，and improved ROP，shorted the drilling cycle and saved the drilling cost． The preven- ting loss circulation technology based on the aerating drilling was worth popularizing and applying． Key words East Sichuan， aerating drilling， preventing lost circula- tion，improving ROP DENG Hu senior engineer ，born in 1974，obtained PH． D de- gree in Oil － gas Well Engineering from Southwest Petroleum University， is engaged in the research on underbalanced drilling and gas drilling． AddCCDC Drilling ＆ Production Technology Research Institute， Guanghan City 618300，Sichuan Province，P． R． China Tel86 －838 －5152508 E － mail tiger9697 163． com ANALYSIS OF CUTTING BED CONTROL TECHNIQUES IN HORIZONTAL WELL DANG Kejun1，WANG Zengnian2，JIAN Zhangchen1and YANG Yingfeng1 1． CCDC Changqing Drilling Company;2． CNPC Engineer- ing Technology Co． ，DPT 34 5 ， 2011 25 －27 AbstractIn the process of drilling horizontal well，the cuttings in high angle interval and horizontal section will settle down at the bottom of well bore annular and a cutting bed． Cutting bed would cause lots of problemsweight on bit could not fully transfer to the bit while drilling， gall on mud motor，decrease of ROP，make a trip would cause serious pipe sticking and even worse situation． Through analyzing the influential factors of cutting bed ing，the corresponding preventive measures were put forward，that is adopting high flow rate and optimizing drilling fluid system． The application of the techniques has obvious results for en- suring safety drilling in high angle interval and horizontal section of the horizontal well． Key wordshorizontal well，cutting bed，control DANG Kejun engineer ，born in 1963， graduated from Changqing Petroleum Technical School in 1984，and Xi＇an Petroleum University in 2000，is engaged in the management of drilling technology and well con- trol． AddRoom 2105，Changqing Building， 151 Weiyang Road，Xi＇an City 710018，Shanxi Province，P． R． China Tel86 －29 －86598401 E － mail dkjdkj218 sohu． com． RESEARCH AND APPLICATION OF BIT TYPE SELEC- TION S IN DEEP COMPLEX ATION OF LUN- GU BLOCK PENG Gang，YANG Shijun and XIAN Qi Southwest Petroleum Bureau Chongqing Drilling Co． ，DPT 34 5 ， 2011 28 －30， 40 AbstractThe bit type selection s in use were summarized and uated． According to the bit type selection problems in LG block， using cutting energy measured the rock drillabillity of the upper ation to provide basis for the bit type selection，using in situ logging data calculated the rock mechanics parameters of the lower ation and pointed out that the PDC bit is not suited for the ordovician ation;a- dopting the main composition analyzed the large － scale bit ap- plied data， using the depth in borehole， drilling pressure， rotation speed， specific energy，displacement，drilling footage and average penetration rate etc． comprehensive index of bit uated the application effect of the bit and the bit type suited for LG area was optimized，the ROP was in- creased． Key wordsbit type selection，rock mechanics，drillabillity，cut- tings，specific energy PENG Gang， born in 1970，engineer，is engaged in the manage- ment of drilling technology in Sinopec Chongqing Drilling Co． AddSouthwest Oil/gas Field Co．Chongqing Drilling Co． ， Chongqing City 400042，P． R． China Mobile86 －18995859540 E － mail boocor gmail． com STUDY AND APPLICATION OF CEMENTING TECHNOLO- GY FOR LONG SEALING SECTION AND WIDE RANGE TEM- PERATURE IN FERGANA BASIN LI Shanyun1，XIE Zhongyi1，XIE Yi2，XU Wen3，YANG Xi- aofeng3and ZHOU Haiqiu4 1． China National Oil ＆ Gas Exploration and Development Corporation;2． CCDC Drilling ＆ Production Technology Research Institute;3． CCDC Technological Ination Department;4． CNPC Drilling Research Institute ，DPT 34 5 ， 2011 31 －33 AbstractJida 3 well and Jida 4 well are the two exploratory wells that were drilled by CNPC Overseas Project Department in Fergana Basin in Uzbekistan，there were some cementing problems existent in the two wells，such as long sealing section and wide range temperature for 244. 5mm intermediate casing． According to these problems，laboratory study and field experiment were done to solve the problems of high opera- tion risk and cementing quality，and the cementing technology suited for long sealing section and wide range temperature in Fergana Basin was ed through the two wells experiences． Key wordsFergana basin，cementing，long sealing section，wide range temperature，intermediate casing，cement slurry，displacing effi- ciency LI Shanyun， born in 1973， engineer，graduated from Jianghan Pe- troleum Institute in 1997， is engaged in the drilling operation and manage- ment． Add Beidajie 6 － 1， Fuchengmen， Xi Cheng District 100034， Bei- jing， P． R． China Tel 86 －10 －58551515