黃雪松 盧貴武 張慶生 王樹濤 關(guān)建慶 惠小敏 陳 永

（1．中國石油大學(xué)（北京）

2．中原油田采油工程技術(shù)研究院）

普光氣田p （H2S）為6．92～9．90 MPa，p（CO2）為4．36～5．10 MPa，為高壓高含 H2S／CO2的惡劣腐蝕環(huán)境。天然氣含有的H2S、CO2、凝析水及Cl－等會(huì)導(dǎo)致金屬設(shè)備性能下降而失效；開發(fā)含硫天然氣，必須針對(duì)腐蝕介質(zhì)環(huán)境、材質(zhì)作腐蝕分析評(píng)價(jià)并采取相應(yīng)的防腐措施。普光氣田的井筒結(jié)構(gòu)：油管為G3鎳基合金，封隔器為718鎳基合金，產(chǎn)層套管為825鎳基合金，封隔器以上產(chǎn)層套管為P110SS鋼，采用封隔器封閉油套環(huán)空并加注有密度調(diào)節(jié)、除氧、除硫、殺菌和緩蝕效果的環(huán)空保護(hù)液。針對(duì)P110級(jí)別的套管鋼在H2S環(huán)境中的腐蝕行為和規(guī)律，張星等［1］利用恒載荷拉伸方法研究了P110鋼在 H2S環(huán)境中（p （H2S）0．00～0．32 MPa）的SSC規(guī)律，即使在SSC不敏感的溫度、酸堿度條件下，仍然會(huì)發(fā)生SSC現(xiàn)象。張清等［2－3］研究了溫度和壓力對(duì)P110鋼在 H2S環(huán)境中（ρ（H2S）1．379～124．1 k Pa）腐蝕速率的影響，隨著溫度升高腐蝕速率均先降后升；隨CO2分壓升高腐蝕速率均單邊增加，隨H2S分壓升高腐蝕速率先升后降。田青超等［4］研究了B110 TS抗擠抗硫套管在飽和H2S鹽溶液中的抗SSC性能，腐蝕產(chǎn)物引起電化學(xué)行為的變化，有效地提高了抗擠抗硫套管的抗硫性能。姜放等［5］研究了井下高溫高壓CO2、H2S共存時(shí)NT80SS油管腐蝕膜的特征及其對(duì)電化學(xué)腐蝕的影響。鄧洪達(dá)等［6］研究了高含 H2S環(huán)境中CO2對(duì)P110套管鋼氫脆腐蝕行為的影響。但目前針對(duì)P110SS套管在普光氣田環(huán)空保護(hù)液中腐蝕研究依然欠缺。本實(shí)驗(yàn)采用高溫高壓反應(yīng)釜模擬普光氣田的環(huán)空保護(hù)液工況環(huán)境，通過設(shè)定套管在服役時(shí)為均勻減薄，套管管材力學(xué)性能不變，套管管體強(qiáng)度變化只與管壁減薄有關(guān)，按照公式計(jì)算P110SS套管抗擠強(qiáng)度、管體屈服強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度，分析研究腐蝕后P110SS套管的整體性能變化。

1 實(shí)驗(yàn)條件及方法

1．1 實(shí)驗(yàn)材質(zhì)

P110SS抗硫套管的基本性能見表1。

1．2 實(shí)驗(yàn)步驟

分兩組實(shí)驗(yàn)。取普光氣田現(xiàn)場環(huán)空保護(hù)液，高壓釜內(nèi)用N2除氧，N2增壓至40 MPa，無 H2S和CO2；p（H2S）5．0 MPa，p（CO2）3．0 MPa，N2增壓至40 MPa。試驗(yàn)時(shí)間7天，溫度90℃。

表1 P110SS套管基本性能參數(shù)Table 1 Basic perfor mance parameters of P110SS casing

考慮到P110SS抗硫套管與825鎳基合金套管和718封隔器存在連接，做了825＋P110SS和718＋P110SS電偶腐蝕實(shí)驗(yàn)，陰陽面積比1∶1。

1．3 套管強(qiáng)度計(jì)算方法

依API TR 5C3－2008《套管、管道和用作套管或管道的線管的等式和計(jì)算技術(shù)報(bào)告》和SY／T 5322－2000《套管柱強(qiáng)度設(shè)計(jì)方法》公式計(jì)算。

設(shè)套管在服役時(shí)為內(nèi)壁均勻減薄，套管管材力學(xué)性能不變，套管管體強(qiáng)度變化只與管壁減薄有關(guān)。

2 結(jié)果與討論

2．1 在環(huán)空保護(hù)液中的電化學(xué)腐蝕和電偶腐蝕

P110SS和718、825試樣的腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。從表2可知，在無H2S和CO2時(shí)，環(huán)空保護(hù)液保護(hù)效果非常好，對(duì)普光氣田所用P110SS和825＋P110SS、718＋P110SS電偶腐蝕的腐蝕速度遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于中石化行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)推薦值0．076 mm／a。但在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，P110SS腐蝕嚴(yán)重，腐蝕速率呈百倍增長。電偶腐蝕的存在加速了P110SS的腐蝕。

圖1為環(huán)空保護(hù)液中P110SS、718和825 3種材料在含H2S條件下腐蝕后宏觀照片。從圖1可知，3種材料都發(fā)生了一定程度的腐蝕，P110SS腐蝕最嚴(yán)重。

表2 材質(zhì)在環(huán)空保護(hù)液中的腐蝕情況Table 2 Corrosion behavior of material in annulus protection fluid

由圖2和圖3可知，在含H2S條件下，2組電偶對(duì)中，鎳基合金基本上沒有發(fā)生腐蝕，而P110SS鋼腐蝕嚴(yán)重，局部出現(xiàn)腐蝕坑及脫落現(xiàn)象，越接近兩種材料接觸處腐蝕越嚴(yán)重。

2．2 在環(huán)空保護(hù)液中的性能分析

2．2．1 抗擠強(qiáng)度

（1）無H2S和CO2條件下的P110SS套管的抗擠強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化見表3。30年后，P110SS抗擠毀強(qiáng)度仍能達(dá)到原始值的96．30%，說明環(huán)空保護(hù)液的保護(hù)性能較好。

表3 P110SS套管抗擠強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化規(guī)律Table 3 Collapse strength variation of P110SS casing with service time（without H2 S and CO2）

（2）在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，P110SS的抗擠強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化見表4。

5年后，P110SS抗擠毀強(qiáng)度為原始值的77．12%，10年后為原始值的54．25%，20年后為原始值的20．14%，30年后為原始值的3．37%，說明在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，環(huán)空保護(hù)液的保護(hù)性能不好，并隨時(shí)間的延長抗擠強(qiáng)度分級(jí)也有所變化。

表4 P110SS套管抗擠強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化規(guī)律Table 4 Collapse strength variation of P110SS casing with service time（at H2 S 5．0 MPa and CO2 3．0 MPa）

2．2．2 管體屈服強(qiáng)度

（1）無H2S和CO2條件下的P110SS的管體屈服強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化見表5。30年后P110SS管體屈服強(qiáng)度仍能達(dá)到原始值的98．25%，說明環(huán)空保護(hù)液的保護(hù)性能較好。

（2）在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，P110SS的管體屈服強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化見表6。

表5 P110SS套管管體屈服強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化規(guī)律Table 5 Pipe body yield strength variation of P110SS casing with service time（without H2 S and CO2）

表6 P110SS套管管體屈服強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化規(guī)律Table 6 Pipe body yield strength variation of P110SS casing with service time（at H2 S 5．0 MPa and CO2 3．0 MPa）

5年后，P110SS管體屈服強(qiáng)度為原始值的89．05%，10年后為原始值的77．89%，20年后為原始值的54．95%，30年后為原始值的31．16%，說明在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，環(huán)空保護(hù)液的保護(hù)性能不好。

2．2．3 抗內(nèi)壓強(qiáng)度

（1）無H2S和CO2條件下的P110SS的抗內(nèi)壓強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化見表7。30年后，P110SS抗內(nèi)壓強(qiáng)度仍能達(dá)到原始值的98．11%，說明環(huán)空保護(hù)液的保護(hù)性能較好。

表7 P110SS套管管體抗內(nèi)壓強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化規(guī)律Table 7 Internal pressure strength variation of P110SS casing with service time（without H2 S and CO2）

（2）在p（H2S ）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，P110SS的抗內(nèi)壓強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化見表8。5年后，P110SS抗內(nèi)壓強(qiáng)度為原始值的88．27%，10年后為原始值的76．53%，20年后為原始值的53．05%，30年后為原始值的29．56%，說明p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa時(shí)，環(huán)空保護(hù)液的保護(hù)性能不好。

表8 P110SS套管管體抗內(nèi)壓強(qiáng)度隨服役時(shí)間的變化規(guī)律Table 8 Internal pressure strength variation of P110SS casing with service time（at H2 S 5．0 MPa and CO2 3．0 MPa）

3 結(jié)論與建議

（1）在無H2S和CO2條件下，環(huán)空保護(hù)液對(duì)P110SS保護(hù)效果非常好，電偶腐蝕加速P110SS腐蝕的效果不顯著；服役30年后，P110SS抗硫套管的抗擠毀強(qiáng)度、管體屈服強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度仍能達(dá)到原始值的90．0%以上。

（2）在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa的條件下，環(huán)空保護(hù)液保護(hù)效果不好，P110SS腐蝕嚴(yán)重，腐蝕速率呈百倍增長，電偶腐蝕加速P110SS腐蝕的效果顯著；P110SS抗硫套管的抗擠毀強(qiáng)度、管體屈服強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度下降嚴(yán)重。

（3）若出現(xiàn)油套環(huán)空含H2S的異常情況（套壓升高或環(huán)空保護(hù)液取樣分析p H值下降），必須馬上采取應(yīng)對(duì)解決措施。

［1］ 張星，李兆敏，馬新忠，等．深井油管H2S應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)研究［J］．石油勘探與開發(fā)，2004，31（6）：95－97．

［2］ 張清，李全安，文九巴，等．溫度對(duì)油管鋼CO2／H2S腐蝕速率的影響［J］．材料保護(hù)，2004，37（4）：38－39．

［3］ 張清，李全安，文九巴，等．壓力與油管鋼CO2／H2S腐蝕速率的關(guān)系［J］．焊管，2005，28（5）：24－27．

［4］ 田青超，董曉明，郭金寶．抗擠抗硫套管用Cr Mo鋼在硫化氫介質(zhì)中的電化學(xué)行為［J］．寶鋼技術(shù)，2008，（5）：49－54．

［5］ 姜放，戴海黔，曹小燕，等．油套管在CO2和H2S共存時(shí)的腐蝕機(jī)理研究［J］．石油與天然氣化工，2005，34（3）：213－215．

［6］ 鄧洪達(dá)，李春福，曹獻(xiàn)龍．高含H2S環(huán)境中CO2對(duì)P110套管鋼氫脆腐蝕行為的影響［J］．石油與天然氣化工，2011，40（3）：275－2 9 7．