南海高温高压含CO2气井管柱腐蚀适用性评价

目的明确南海高温高压含CO2气井管柱材料腐蚀适用性,指导现场管柱材料选择。方法采用高温高压釜腐蚀实验仪器对井筒高温高压环境条件下不同材料腐蚀速率进行实验分析,并采用扫描电镜及能谱分析仪对腐蚀实验后试样腐蚀形貌进行分析,评价不同井筒环境下管柱材料腐蚀适用性。结果150℃条件下,材料腐蚀速率随分压的增加而增大,同时随着材料Cr含量的增加,材料腐蚀速率降低,其中P110钢材料腐蚀速率到达0.3511mm/a,属于严重腐蚀;180℃条件下,三种材料试样表面均存在不同程度的局部腐蚀,其中13CrS-110试样表面出现点蚀的程度较其他两种材料更严重,其点蚀坑存在向内发展的趋势。结论南海高温高压含CO2环境下,Cr含量的增加提高了材料抗腐蚀性能,且随着CO2分压的提高,溶液中CO2溶解度不断增大,增加了材料腐蚀。在180℃高温条件下,13CrS-110钢、15Cr-110钢、15Cr-125钢均存在不同程度点蚀,但13CrS-110钢存在开裂风险,在现场应用前应进行开裂风险评估。针对高温高压含CO2气井管柱选材,可根据井筒温度、压力、CO2分压分布情况进行分段设计,在保障井筒完整性的基础上,降低开发成本。     

海上超高温高压钻井井筒温度压力场耦合研究*

为研究海上超高温高压钻井井筒温度压力的变化规律,基于流体力学和传热学理论,考虑超高温高压井筒环境对钻井液密度以及钻井液流变参数的影响,建立海上超高温高压钻井井筒温度压力耦合预测模型,并利用实例井现场随钻数据进行模型验证,分析正常钻进期间井筒温度压力的变化规律。研究结果表明:对井筒温度而言,钻井液流变性变化的影响大于钻井液密度变化的影响,耦合计算温度结果要大于不耦合计算的温度值,且两者之间的温差随井深的增加越来越大;对井筒压力而言,钻井液密度变化对当量循环密度ECD（equivalent criculating density）的影响要大于流变性对ECD的影响,且耦合计算的ECD要小于不耦合计算的ECD值。该耦合模型可以提高井筒温度压力的预测与控制精度,并降低超高温高压地层窄密度窗口中的安全钻进风险,研究结果对超高温高压钻井精准的井筒温度压力预测及控制具有重要意义。