楊建強(qiáng) 張忠鏵 張春霞 郭金寶

(寶山鋼鐵股份有限公司)

近年來(lái)，世界范圍內(nèi)能源供應(yīng)短缺的問題變得日益嚴(yán)峻，能源開采的重點(diǎn)逐漸轉(zhuǎn)向一些高含H2S、CO2等腐蝕性介質(zhì)的油氣田，其中低合金抗硫管、雙相不銹鋼及鎳基合金在內(nèi)的各類油井管得到了廣泛的應(yīng)用，而低合金抗硫油套管則占有很大比重[1]。然而，由于選材不當(dāng)造成的管柱失效時(shí)有發(fā)生，如何對(duì)管材抗硫性能進(jìn)行有效評(píng)價(jià)及針對(duì)不同井下介質(zhì)進(jìn)行合理選材逐漸成為業(yè)內(nèi)關(guān)注的熱點(diǎn)。以下從含硫油氣井低合金油套管主要失效形式、抗硫性能的主要影響因素、抗硫性能評(píng)價(jià)方法等方面對(duì)上述問題進(jìn)行論述。

1 油套管腐蝕失效形式及影響因素

1.1 主要失效形式

含硫油氣井油套管的腐蝕失效主要存在于兩個(gè)作業(yè)流程，即開采作業(yè)和酸化作業(yè)過程。對(duì)于低合金鋼油套管而言，H2S引起的SSC是危害性最強(qiáng)且最為常見的失效形式，多發(fā)生于井口至井筒溫度為60 ℃的油、套管柱。SSC裂紋孕育期較短，其引起失效的過程最短只需幾十個(gè)小時(shí)[1]。其次，完井液和殘酸導(dǎo)致的SCC也應(yīng)引起廣泛注意，這兩類開裂常見于靠近井底的高溫管段。此外，CO2、殘酸、完井液等介質(zhì)引起的局部腐蝕是危害性僅次于上述兩類開裂的失效形式。

1.2 材料抗SSC性能主要影響因素

材料抗SSC性能的影響因素主要包括兩方面，即材料因素和環(huán)境因素。

1.2.1材料因素

對(duì)于低合金鋼，其金相組織、成分偏析、非金屬夾雜物、晶粒度以及碳化物種類和分布狀態(tài)對(duì)抗SSC性能產(chǎn)生顯著影響[2-6]。相關(guān)研究表明，通過淬火+高溫回火所獲得的均勻細(xì)小回火索氏體組織具有最好的抗SSC性能，其次為鐵素體+珠光體組織。此外，淬火過程中由于冷卻緩慢形成的貝氏體組織及回火不充分導(dǎo)致的殘余馬氏體位相回火組織(如圖1(c)所示)將顯著降低材料抗SSC性能；生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的成分偏析(如圖1(a)所示)將導(dǎo)致材料抗SSC性能的急劇下降；鋼中不可避免地夾雜有非金屬，未經(jīng)球化處理的硫化錳夾雜以及氧化鋁、硅酸鹽、氮化鈦等夾雜將對(duì)鋼種抗SSC性能產(chǎn)生嚴(yán)重的負(fù)面影響，降低上述各類夾雜物含量和粒徑，同時(shí)對(duì)硫化錳夾雜進(jìn)行球化處理，可在一定程度上改善鋼種的抗SSC性能。相關(guān)研究表明，在熱處理過程中，晶界產(chǎn)生的粒徑粗大的M23C6不僅會(huì)造成晶界Cr、Mo等合金元素的貧化，同時(shí)易成為微裂紋源萌生位置和裂紋優(yōu)先擴(kuò)展路徑(如圖1(e)所示)，從而對(duì)鋼種抗SSC性能產(chǎn)生顯著影響，而其他金屬碳化物如M3C和MC則影響較小。

1.2.2環(huán)境因素

影響材料抗SSC性能的環(huán)境因素主要包括溫度、H2S分壓、介質(zhì)pH值、介質(zhì)礦化度等，其中溫度的影響最為顯著，pH值和H2S分壓的影響次之。相關(guān)研究[7]表明，低合金鋼在24 ℃左右對(duì)SSC最為敏感，如圖2(a)所示,隨著溫度的升高，低合金鋼對(duì)SSC的敏感性逐漸降低，這主要是由于在24 ℃左右，鋼中可擴(kuò)散的氫含量達(dá)到最大值，隨著溫度的升高，鋼中可擴(kuò)散氫含量逐漸降低；相關(guān)研究還表明，隨著H2S分壓的增大，材料的抗SSC性能逐漸降低，發(fā)生SSC的可能性增大(如圖2(b)所示)；材料的KISSC(亦即材料抗SSC裂紋擴(kuò)展的性能)隨著pH值的降低而降低。

2 低合金抗硫管選材所依據(jù)的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)

ISO 15156、NACE TM 0175、EFC-16等標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)pH值及H2S分壓的大小將含硫介質(zhì)依其苛刻程度劃分為4個(gè)區(qū)，即如圖3所示的非酸性區(qū)、輕微酸性區(qū)、過渡區(qū)及酸性區(qū)。規(guī)定H2S分壓大于0.34 kPa(即超過非酸性區(qū)時(shí))時(shí)必須使用具備抗硫性能的材料，同時(shí)規(guī)定了在各區(qū)間不同溫度條件下可直接安全使用的鋼級(jí)范圍(表1)。除表1中所示鋼級(jí)外，其他鋼級(jí)油套管材料應(yīng)在證明其抗硫性能合格后方可使用。值得注意的是，圖3中H2S分壓上限為1 MPa，圖4所示為C110在不同H2S分壓下的D法檢驗(yàn)結(jié)果?？梢姰?dāng)H2S分壓達(dá)到2 MPa時(shí)，C110已無(wú)法達(dá)到ISO 11960標(biāo)準(zhǔn)所規(guī)定的合格線26.3 MPa·m1/2。因此，針對(duì)H2S分壓大于1 MPa的介質(zhì)，應(yīng)在進(jìn)行針對(duì)性抗SSC及SCC評(píng)價(jià)后確定選材。

表1 ISO 15156-2 標(biāo)準(zhǔn)中常規(guī)鋼種可安全使用的溫度范圍

3 低合金鋼抗硫性能評(píng)價(jià)方法

3.1 標(biāo)準(zhǔn)推薦主要評(píng)價(jià)方法

ISO 15156、NACE MR0175、NACE TM0177、EFC-16等標(biāo)準(zhǔn)[8-12]主要推薦了4種用于低合金鋼抗SSC性能評(píng)價(jià)方法，即A法(Uni-Axial Tensile test,亦即恒載荷法)、B法(Three/Four Point Bend-Beam Test，亦即三點(diǎn)/四點(diǎn)彎曲試驗(yàn))、C法(C-Ring Test，亦即C形環(huán)試驗(yàn))和D法(Double Cantilever Beam Test，亦即雙懸臂梁試驗(yàn))。

3.2 評(píng)價(jià)方法分析

A法(即恒載荷法)模擬了材料受到軸向拉伸應(yīng)力作用下的抗SSC性能，常用于模擬油管實(shí)際服役過程中的抗硫性能，是目前國(guó)內(nèi)外油管抗硫性能評(píng)價(jià)最為常用的方法。圖5(a)所示為常見的用于A法加載的應(yīng)力環(huán)，但國(guó)內(nèi)外研究機(jī)構(gòu)在長(zhǎng)期使用的過程中逐漸發(fā)現(xiàn)該方法存在如下問題：①變形量-拉力曲線需要定期校準(zhǔn)，如圖6所示，寶鋼在長(zhǎng)期使用過程中發(fā)現(xiàn)，該曲線隨著使用年限的增長(zhǎng)會(huì)呈現(xiàn)偏移。同時(shí)，不同校準(zhǔn)機(jī)構(gòu)的校準(zhǔn)結(jié)果也存在顯著差異；②受試樣加工水平及連接構(gòu)件的影響，試樣實(shí)際受力方向與試樣軸向存在的不同心度會(huì)對(duì)試樣產(chǎn)生附加彎矩。根據(jù)文獻(xiàn)[5]及寶鋼的研究發(fā)現(xiàn)，附加彎矩導(dǎo)致的試樣兩側(cè)拉應(yīng)力誤差最大可能超過目標(biāo)應(yīng)力的10%；③如圖5(b)所示，試樣表面10 μm深的加工缺陷將對(duì)試樣應(yīng)力分布產(chǎn)生嚴(yán)重影響，從而造成無(wú)效斷裂，且鋼級(jí)越高，加工缺陷的影響越顯著。

對(duì)于B法，NACE TM0177推薦了三點(diǎn)彎曲，而ISO 15156和EFC-16推薦四點(diǎn)彎曲，如圖5(d)和圖5(f)所示，三點(diǎn)彎曲試驗(yàn)?zāi)繕?biāo)加載應(yīng)力為758 MPa時(shí)，試樣中心小孔處等效應(yīng)力達(dá)到1 083 MPa，可見產(chǎn)生了顯著應(yīng)力集中。而四點(diǎn)彎曲在內(nèi)測(cè)支點(diǎn)之間的應(yīng)力分布較為均勻，未發(fā)現(xiàn)應(yīng)力集中現(xiàn)象。C法用于模擬管體受到內(nèi)壓或外壓所產(chǎn)生的環(huán)向應(yīng)力導(dǎo)致的SSC，但由于套管尺寸較大，較難用于實(shí)驗(yàn)室檢驗(yàn)，因而主要用于油管抗SSC性能評(píng)價(jià)。

D法用于測(cè)定材料的抗SSC臨界應(yīng)力強(qiáng)度因子KISSC，能夠模擬管體在受到內(nèi)壓條件下材料本身抗裂紋擴(kuò)展的性能，同時(shí)充分考慮到了管體內(nèi)壁可能存在縱向缺陷的情況。由于高壓含硫氣井生產(chǎn)套管在固井后所受軸向拉應(yīng)力較小、主要面臨在開采初期因油管螺紋泄漏或后期因封隔器失效進(jìn)入油套環(huán)空的高壓含硫氣體產(chǎn)生的內(nèi)壓。因此，加拿大IRP標(biāo)準(zhǔn)認(rèn)為，C法和D法更接近于套管受力狀態(tài)，推薦使用D法進(jìn)行套管抗SSC性能評(píng)價(jià)，并規(guī)定當(dāng)套管在服役過程中所受軸向拉應(yīng)力大于最小名義屈服強(qiáng)度的50%時(shí)，附加A法檢驗(yàn)。同時(shí)，國(guó)外大型石油公司如Shell、ExxonMobil等一般使用D法進(jìn)行套管抗SSC性能評(píng)價(jià)。ExxonMobil在套管管柱設(shè)計(jì)過程中，會(huì)參考ISO 10400標(biāo)準(zhǔn)[13]中D1及D2公式進(jìn)行套管管柱校核：①對(duì)于已知KISSC的套管計(jì)算其適用的內(nèi)壓piF(如井底壓力)；②對(duì)于已知內(nèi)壓(如井底壓力)的含H2S介質(zhì)條件計(jì)算其所需KISSC的套管。

其中：Lr為加載系數(shù)，

式中，PiF為內(nèi)壓；D為套管外徑；t為套管壁厚；a為缺陷深度或管體允許最大缺陷深度；fy為管體名義屈服強(qiáng)度；G0、G1、G2、G3、G4為常數(shù)。

由于套管受力狀態(tài)及所面臨腐蝕介質(zhì)苛刻程度與油管存在顯著差異，若使用A法進(jìn)行套管抗SSC性能檢驗(yàn),不僅無(wú)法反映套管在真實(shí)服役過程中的抗SSC性能，同時(shí)還可能產(chǎn)生性能過剩，建議油田用戶能夠逐漸采用D法進(jìn)行套管抗SSC性能檢驗(yàn)。

4 結(jié) 論

(1) 對(duì)于低合金鋼油套管而言，H2S引起的SSC是危害性最強(qiáng)且最為常見的失效形式。此外,完井液和殘酸導(dǎo)致的SCC應(yīng)引起廣泛注意。

(2) 對(duì)于低合金鋼，其金相組織、成分偏析、非金屬夾雜物、晶粒度以及碳化物種類和分布狀態(tài)對(duì)抗SSC性能產(chǎn)生顯著影響。

(3) 在相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)推薦的油套管抗SSC性能檢驗(yàn)方法中，A法較為接近油管實(shí)際受力狀態(tài)，而D法較為接近含硫氣井生產(chǎn)套管實(shí)際受力狀態(tài)，建議國(guó)內(nèi)油田用戶參考國(guó)外石油公司做法，逐漸采用D法進(jìn)行套管抗SSC性能評(píng)價(jià)。

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