基于AHP的井下管柱腐蚀风险评估方法研究

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　　摘      要：采用层次分析法（AHP）研究了含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量等因素对井下油套管腐蚀破坏的影响权重，并以此为基础形成了一套生产井腐蚀可能性的快速排序法。通过计算得到含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量对井下管柱腐蚀影响的权重为0.28、0.18、0.45、0.09。利用腐蚀可能性的快速排序法，评估了3个腐蚀环境的腐蚀风险大小，与室内实验结果一致。研究结果可用于腐蚀环境的快速评价，为有效预防井下管柱发生腐蚀破坏有一定指导意义。
　　关  键  词：井下管柱;腐蚀风险;权重;层次分析法;排序
　　中图分类号：TE985       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）11-2515-04
　　Study on Risk Assessment Method of
　　Downhole String Corrosion Based on AHP
　　ZHANG Qi-long1，2， ZHANG Xiao-cheng1，2， HAN Yao-tu1，2， LI Jin1，2， CHEN Bin1，2
　　（1. CNOOC Tianjin Branch， Tianjin 300459， China;
　　2. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation， Tianjin 300459，China）
　　Abstract： The influence weight of water content， partial pressure of CO2， temperature and Cr content in metal on the corrosion damage of downhole string was studied by using analytic hierarchy process （AHP）. Based on this， a quick ranking method for corrosion possibility of production wells was formed. Through calculation， the weight of water content， CO2 partial pressure， temperature and metal Cr content on downhole string corrosion was as follows： 0.28， 0.18， 0.45， 0.09. The corrosion risk of three corrosive environments was evaluated by the quick ranking method of corrosion possibility， which was consistent with the results of laboratory experiments. The research results can be used for rapid evaluation of corrosion environment， and has certain guiding significance for effectively preventing corrosion damage of downhole string.
　　Key words：  Downhole string; Corrosion risk; Influence weight; Analytic hierarchy process（AHP）; Ranking method
　　油套管的腐蚀问题是渤海油田生产井在投产后期面临的重要生产难题，常见的腐蚀类型有油套管接箍腐蚀、本体腐蚀和内扣腐蚀等，套管腐蚀易造成套管穿孔、层间互窜、井下完整性破坏等，而油管腐蚀易造成油管穿孔、密封失效，严重时甚至导致井下管柱的断裂脱落等井下事故，造成重大经济损失并威胁井口安全[1-5]。渤海油田的大多数的管柱腐蚀类型为酸性腐蚀，这是因为井下富含CO2等酸性气体，CO2溶于地下水中形成H+和HCO3-等酸性离子，从而促使管柱发生电化学腐蚀[6-9]。为了抑制腐蚀，常在管柱材质中加入铬元素（Cr），大量实验证明Cr元素是最有效的抑制酸性物质的元素，这是因为Cr元素在金属表面形成一层致密的氧化膜，隔绝管柱和流体，从而起到抑制腐蚀的作用[10-11]。但部分井虽然下入了含Cr金属管柱，但在投产后期，受到含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量等因素的综合影响[9]，管柱仍然发生了腐蚀破坏。因此有必要探究各个因素对腐蚀速度的影响程度，综合评估各井发生腐蚀破坏的可能性排序，提前对发生腐蚀概率大的井进行预防措施，防止其发生管柱的腐蚀破坏。
　　本文采用层次分析法（AHP）研究了含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量等因素对井下油套管腐蚀破坏的影响权重，并以此为基础形成了一套生产井腐蚀可能性的快速排序法，研究结果为有效预防井下管柱发生腐蚀破壞有一定指导意义。
　　1  基于AHP的腐蚀因素权重计算
　　在进行生产井腐蚀可能性排序时，首先要评估各个因素的影响权重，常见的权重确定方法有灰色关联法、正交试验法、AHP法等，其中AHP法无须实验结果，将复杂的多因素共同决策问题按照层次结构进行分解，以相对重要性比较为方法将复杂的权重计算简单化，实现决策的定性和定量化，已经在经济、能源、文化等多个领域取得成功应用经验。通过建立多层次结构分析模型，计算不同影响因素对同一结果的影响权重，其基本步骤分为建立层次结构、构建比较矩阵、计算权重矩阵和一致性检测等，具体步骤如下[12-17]。 　　1.1  建立层次结构模型
　　首先选出对结果有影响的因素作为节点，根据因素和结果之间的层次关系，建立AHP模型的层次关系结构，低层为影响结果的因素层，高层为被因素共同决定的结果层，因素层可以由多层次结构组成，每一层次为不同因素的聚集组合，上层与下层的关系为包含关系。
　　根据层次结构的定义，建立了管柱腐蚀层次结构模型，如图1。该模型由两层构成，目标层为管柱的腐蚀情况，因素层包括含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量4个因素。
　　1.2  构建比较矩阵
　　层次分析法采用两两比较的方法对指标进行赋值，常采用1～9对重要程度的相对关系赋值，不同值代表不同的含义[18]，如表1。根据建立的层次结构模型，含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量等4个因素分别设置为r1-r4，根据以往作业经验，采用专家打分法对各因素之间的重要关系进行赋值，构建了比较矩阵R，如式（1），其中rij表示ri相对于rj的重要性。
　　。          （1）
　　1.3  计算权重矩阵和一致性检验
　　由于比较矩阵为正定互反矩阵，因此其必定存在最大特征根λmax，且该值唯一，而其对应的向量即为特征向量W [19-21]。利用式（2）和（3）对其进行求解，其中n为因素的个数;再对特征向量W归一化处理后就得到了各个因素的权重向量w。利用以上步骤，对式（1）进行求解，得到了权重向量w为（0.28、0.18、0.45、0.09）T，最大特征根λmax为4.04。
　　;（2）
　　。     （3）
　　由于比较矩阵赋值时有人为主观性的影响，因此为了消除其误差，计算完成后需对结果进行一致性检验，以证明结果的合理性[22-25]。一致性检验公式如式（4），其中，CR为一致性比率（当CR<0.1时，证明赋值结果较为合理，否则重新赋值）;n为因素的个数;RI为一次性指标（其取值与因素个数n直接相关，当n=4时，RI的值为0.9）。
　　因此将本模型中的取值（λmax=4.04，n=4，RI=0.9）带入式（2），求得一致性比率CR=0.015<0.1，因此证明赋值较为合理，因此含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量4个因素对管柱腐蚀影响的权重为0.28、0.18、0.45、0.09。
　　。            （4）
　　2  腐蚀可能性的快速排序法
　　得到各因素的影响权重后，通过建立综合评价模型即可得到生产井管柱腐蚀可能性快速排序法，以评估各井腐蚀现象发生的可能性大小，从而对重点井进行提前预防。
　　2.1  综合评价模型
　　正进行综合评价时第一步首先对各因素进行归一化处理，消除单位的影响，构建因素矩阵Bm×n。由于各因素对结果的影响方向可能不同，根据其对结果的影响情况可以分為正相关因素和负相关因素。因素值越大，越对结果起促进作用的因素，称为正相关因素，此时其归一化公式如式（5）;因素值越大，越对结果起抑制作用的因素，称为负相关因素，此时其归一化公式如式（6）。其中，bij为第i口井的第j个因素值; 和 分别为所有井中第j个因素的最大值和最小值。根据其定义，腐蚀因素中的含水率、CO2分压、温度属于正相关因素，采用式（5）计算，金属含Cr量属于负相关因素，采用式（6）计算。
　　 ;         （5）
　　）。        （6）
　　构建完因素矩阵，将其与权重向量相乘，如式（7），就得到各个方案的综合指标向量Qm，根据值的大小就可以进行各个方案的排序。本例中，将构建的腐蚀因素矩阵Bm×4与权重向量w相乘，得到各井或各腐蚀环境的腐蚀综合指标向量Qm，其中m为待评价井数，综合指标较大的井对应的腐蚀风险也较高。
　　。（7）
　　2.2  应用实例
　　建立完综合评价模型后，利用该模型对渤海油田A1、A2和A3三个腐蚀环境的腐蚀风险进行评估，并利用室内实验对计算结果进行验证，A1、A2和A3的腐蚀环境具体参数如表2所示。
　　首先利用式（5）和（6）对参数进行归一化处理，结果如表3，然后再利用式（7）求解各腐蚀环境的腐蚀综合指标，最终计算的综合指标向量Qm为（0.72，0.38，0.01）T，因此腐蚀的风险由大到小排序为A1、A2、A3。
　　2.3  腐蚀实验验证
　　为了验证模型计算结果的准确性，采用室内腐蚀实验对A1、A2和A3三个环境的腐蚀速率进行模拟，实验装置如图2所示。通过更改高压釜体内的水油比、调节注入CO2压力、调节水浴加热温度，以调节腐蚀环境内的含水率、CO2分压、温度，通过更换N80、1Cr和3Cr钢材试片以模拟不同金属含Cr量，按照表2的A1、A2和A3的腐蚀环境参数对实验参数进行设置。
　　具体实验步骤如下：
　　1）根据渤海A油田的水质成分分析报告，按照其成分进行水质配比，模拟实际井下水的成分;
　　2）取渤海A油田的地下原油试样，和地层水进行混合配比，按照不同比例配置不同含水率的腐蚀溶液，装入腐蚀装置内;
　　3）取待测材质的金属试片，如图3，将其在乙醇浸泡一定时间后，擦拭并烘干后，放入称重器测试其腐蚀前的质量;
　　4）将金属试片放入高压釜后，利用循环水进行水浴加热到预设温度;
　　5）通入预设压力的CO2气体，模拟实际井下的CO2气体腐蚀环境，高压釜体的总压力通过通入N2进行调节; 　　6）通过调节旋转电机转速，模拟井下的流动状态，在预设腐蚀环境下动态腐蚀金属试片24 h;
　　7）取出腐蚀后的金属，表面处理并烘干后，放入称重器进行称重，计算腐蚀质量，利用式（8）计算不同腐蚀环境下的金属腐蚀速率;
　　8）根据不同环境的腐蚀速率结果，进行腐蚀风险排序，与模型计算得到的排序结果进行对比，评估模型计算的准确性。
　　。     （8）
　　式中：vcor — 金属的腐蚀速率，mm·a-1;
　　 m1 — 金属试片腐蚀前的重量，g;
　　m2 — 金属试片腐蚀后的重量，g;
　　 A—挂片的面积，mm2;
　　 T— 室内腐蚀实验时间，mm2;
　　D— 测试金属试片的密度，g·cm-3。
　　根据实验的测试结果，利用式（8）计算得到了A1、A2、A3的腐蚀速率，结果分别为0.027、0.020、0.005 mm·a-1。腐蝕风险排序与求得的综合指标向量排序一致，证明了模型计算结果的准确性，结果表明A1腐蚀环境的腐蚀风险最高，应该提前采取相应的防腐措施。
　　3  结 论
　　1）建立了腐蚀情况的层次结构模型，利用AHP法计算得到了井下管柱腐蚀因素的影响权重，含水率、CO2分压、温度、金属含Cr量对井下管柱腐蚀影响的权重为0.28、0.18、0.45、0.09。
　　2）基于计算得到的腐蚀因素影响权重，建立了井下管柱腐蚀综合评价模型，利用其可以快速预测不同井或者不同腐蚀环境的腐蚀风险排序，指导现场的防腐作业。
　　3）利用井下管柱腐蚀综合评价模型，评估了3个腐蚀环境的腐蚀风险大小，腐蚀风险由大到小排序为A1、A2、A3，与室内实验结果一致，鉴于A1的腐蚀风险最高，应该提前采取相应措施。
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