高大義,薛 鎣,蘭 旭,孫吉星,楊 麟

(1. 中海油常州涂料化工研究院有限公司，常州 213016; 2. 中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200030)

高溫高壓超深井油管選材

高大義1,薛 鎣2,蘭 旭1,孫吉星1,楊 麟1

(1. 中海油常州涂料化工研究院有限公司，常州 213016; 2. 中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200030)

東海某油田超深井井下腐蝕環(huán)境惡劣，其溫度、壓力已經超出了中海油現有的選材圖版應用范圍，無法根據選材圖版直接選材。通過室內模擬試驗模擬該油田儲層的腐蝕環(huán)境，研究了L80-13Cr、P110-13Cr鋼在該條件下的耐蝕性。結果表明：L80-13Cr鋼不能滿足使用要求，P110-13Cr鋼能滿足使用要求。

高溫高壓;13Cr油管;腐蝕模擬;壽命評估

東海某油田開發(fā)井儲層的地層壓力為40.82～60.3 MPa，地層溫度為125～156 ℃，按儲層流體中天然氣組分計算得到CO2的分壓為1.1～3.0 MPa，按照Q/HS 14015-2012《海上油氣井油管和套管防腐設計指南》CO2腐蝕條件下油管材質選擇圖版，在該開發(fā)儲層的B2H井工況條件下使用的13Cr油管已經超出了圖版選擇范圍，如圖1所示。因此，需要根據實際工況研究使用13Cr油管管材的可行性。

1 試驗

試驗材料為L80-13Cr和P110-13Cr鋼，其化學成分見表1，將試驗材料加工成尺寸40 mm×13 mm×2 mm的腐蝕試片，各腐蝕試片的幾何尺寸和表面處理狀態(tài)一致，加工精度±0.1 mm。

圖1 油管選材圖版Fig. 1 Material selection chart for tubing

選定B2H井的井口、井中、井底三個位置處(垂直井深分別為20.00，2 101.52，4 162.50 m)的環(huán)境，參照JB/T 7901-1999《金屬材料實驗室均勻腐蝕全浸試驗方法》進行腐蝕模擬試驗，具體參數見表2，每組試驗做三個平行試片。模擬設備為美國CORTEST公司生產的350 ℃、35 MPa動態(tài)高溫高壓釜，腐蝕介質為模擬B2H井水(根據表3所示B2H井水樣分析數據配制)。

表1 試驗鋼化學成分(質量分數)Tab. 1 Chemical composition of test steels (mass) %

表2 模擬試驗參數
Tab. 2 Experimental parameters

序號實驗介質模擬井段深度/m溫度/℃壓力/MPaCO2分壓/MPa流速/(m·s-1)試驗周期/h120.007845.22.42模擬B2H井水2101.5213050.82.7216834162.5015156.43.0

表3 B2H井水樣分析數據Tab. 3 Data of water analysis of well B2H mg/L

試驗結束后將試片取出，放入含緩蝕劑的10%(體積分數)鹽酸清洗液中浸泡5 min，同時用鑷子夾少量脫脂棉清除試片表面的腐蝕產物，再用自來水沖去表面殘酸后，立即將試片浸入氫氧化鈉溶液(60 g/L)中，30 s后再用自來水沖洗，然后放入無水乙醇中浸泡約5 min，清洗脫水兩次，用冷風吹干，置于干燥器中1 h后稱量，精確至0.1 mg。采用掃描電鏡(SEM)觀察試驗鋼的腐蝕形貌。

2 結果與討論

2.1 腐蝕速率

由表4可見，隨著井深的不斷增大，溫度、CO2分壓會逐漸升高，所以兩種試驗鋼的腐蝕速率均逐漸增大。兩種試驗鋼均具有較好的耐蝕性。其中，

表4 兩種試驗鋼的腐蝕速率Tab. 4 Corrosion rate of test steels mm/a

P110-13Cr鋼的腐蝕速率比L80-13Cr鋼的更低，參照美國腐蝕學會NACE RP0775-2005標準[1]，從井口到井底均屬于低度腐蝕,L80-13Cr鋼在井底環(huán)境中的腐蝕屬于中度腐蝕。

2.2 點蝕情況

從宏觀形貌來看，P110-13Cr鋼和L80-13Cr鋼均沒有發(fā)現點蝕現象，腐蝕以均勻腐蝕為主,如圖2所示。在工況條件最差的井底腐蝕環(huán)境中，兩種試驗鋼掛片的表面均出現一定的腐蝕痕跡，但沒有出現點蝕坑，如圖3所示。

3 壽命評估

3.1 基礎數據

對于13Cr材質的P110級和L80級試驗管段，API 5CT[2]的附表C.3規(guī)定，其標稱外徑為2-7/8英寸(73.02 mm)時，壁厚均為5.51 mm。

API 5CT的附表C.6規(guī)定，L80-13Cr鋼的屈服強度應在552～655 MPa，抗拉強度大于655 MPa；P110-13Cr鋼的屈服強度應在758～965 MPa，抗拉強度大于862 MPa。

(a) P110-13Cr,井口 (b) P110-13Cr,井中 (c) P110-13Cr,井底

(d) L80-13Cr,井口 (e) L80-13Cr,井中 (f) L80-13Cr,井底圖2 不同井深處兩種試驗鋼的腐蝕形貌Fig. 2 Corrosion appearance of test steels at different well depths

(a) L80-13Cr

(b) P110-13Cr圖3 井底工況條件下兩種試驗鋼的腐蝕形貌Fig. 3 Corrosion morphology of test steels in the working-condition of downhole

3.2 極限缺陷尺寸確定

參考API 5C3-1994《套管、油管、鉆桿和管線管性能的計算和公式公告》，油套管材料在均勻腐蝕情況下的剩余壽命可用式(1)進行計算。

式中：Nf為剩余壽命；t0為原始壁厚(取管道的公稱壁厚)；Rcorr為油套管材料在實際服役環(huán)境中的腐蝕速率(取自實驗室結果)；tmin為油套管在實際工況下能夠允許的最小剩余壁厚。

參考有關油田油管強度設計采用的安全系數(抗內壓屈服強度安全系數1.10，抗外擠屈服強度安全系數1.125，抗拉伸屈服強度安全系數1.6)，對油管進行強度校核。

3.2.1 抗內壓計算

抗內壓按式(2)進行計算。

式中：σy為材料的屈服強度；t為壁厚；D為管道外徑；pb為管道在工作狀態(tài)下承受的內壓(即原始地層壓力，此東海油田的原始地層壓力為60.3 MPa)。

3.2.2 抗外擠計算

對于L80-13Cr油管，抗外擠pc按式(3)進行計算。

對于P110-13Cr油管，抗外擠按式(4)進行計算。

根據井深，環(huán)空保護液密度計算得環(huán)空中充滿環(huán)空保護液時產生的外壓為48.95 MPa。

3.2.3 抗拉伸計算

油管的抗拉強度可以由管材的屈服強度確定，如式(5)所示。

式中：Fy為管體軸向強度，N；Yp為材料的最小屈服強度，MPa；D為油管外徑，mm；d為油管內徑，mm。

管體軸向強度等于下部管道重力和坐封力減去管道所受的浮力。封隔器的坐封力為196 kN，油管的外徑為73.02 mm，壁厚為5.51 mm，線質量為9.67 kg/m，根據以上公式計算P110和L80兩種油管在井口20 m、井中2 101.52 m的最小剩余壁厚。井底油管不承受拉伸載荷，因此不需考慮這個問題。

3.2.4 最小剩余壁厚

油管同時要具備抗內壓、抗外擠、抗拉伸三種臨界狀態(tài)的能力，根據這三個參數計算最小剩余壁厚,選擇其中最大的一個為均勻腐蝕情況下的最小剩余壁厚。由表5可見，對于P110-13Cr鋼，選擇最小剩余壁厚為4.615 mm，對應抗外擠毀；對于L80-13Cr鋼，選擇最小剩余壁厚為5.434 mm，對應抗拉伸。在腐蝕介質的作用下，變徑處的沖蝕最為嚴重，可能導致腐蝕穿孔，建議在生產管柱內徑發(fā)生變徑的地方增加厚壁管。

表5 根據不同參數計算得到的最小剩余壁厚Tab. 5 Minimum allowable remainder wall thickness calculated according to different parameters MPa

3.3 剩余腐蝕壽命

管道內一旦產生腐蝕缺陷，其在深度方向的發(fā)展便成為管道內腐蝕的主要部分，向管道軸向方向的發(fā)展速率和環(huán)向方向的發(fā)展速率將趨于減緩。由于目前處于設計階段，所以對于管道內部腐蝕剩余壽命評估是基于實驗數據的評估，假設13Cr材質不會形成鈍化膜，按照短期腐蝕速率評估兩種油管材料的均勻腐蝕剩余壽命，結果見表6。

表6 油管材料的均勻腐蝕剩余壽命
Tab. 6 Remaining life of pipeline materials

油管材料初始壁厚/mm最小剩余壁厚/mm腐蝕速率/(mm·a-1)均勻腐蝕剩余壽命/a備注P110-13Cr5.514.6150.01947.1 (初始壁厚-最小剩余壁厚)/腐蝕速率L80-13Cr5.515.4340.00612.7

由表6可見，P110-13Cr鋼在B2H井中的均勻腐蝕剩余壽命為47.1 a，L80-13Cr鋼在B2H井中的均勻腐蝕剩余壽命為12.7 a，油井設計壽命為30 a，L80-13Cr鋼不能滿足使用要求。建議本項目油管材料使用P110-13Cr鋼。

4 結論

(1) 油管材質腐蝕速率隨井深的增加而增大；

(2) 室內腐蝕模擬試驗中(7 d)，13Cr材料的掛片均勻腐蝕，沒有發(fā)生點蝕；

(3) 在腐蝕介質的作用下，變徑處的沖蝕最為嚴重，可能導致腐蝕穿孔。

(4) P110-13Cr鋼在B2H井中的均勻腐蝕剩余壽命為47.1 a，L80-13Cr鋼在B2H井中的均勻腐蝕剩余壽命為12.7 a，油井設計壽命為30 a，L80-13Cr鋼不能滿足使用要求。

[1] NACE RP0775-2005 Preparation, Installation, analysis, and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations[S].

[2] API-5CT-2011 Specification for casing and tubing[S].

Tubing Material Selection of High Temperature and High Pressure Ultradeep Well

GAO Da-yi1, XUE Ying2, LAN Xu1, SUN Ji-xing1, YANG Lin1

(1. CNOOC Changzhou Paint & Coating Industry Research Institute Co., Ltd., Changzhou 213016, China;2. CNOOC Donghai Petroleum Bureau CNOOC China Limited-Shanghai, Shanghai 200030, China)

In the harsh environment of ultradeep wells of some oilfield in East China Sea, the temperature and pressure exceed the range of existing material selection chart of CNOOC, so the tubing material cannot be selected according to material selection chart. The corrosion resistance of L80-13Cr steel and P110-13Cr steel in corrosion environment of reservoirs simulated by laboratory test was studied. Results show that L80-13Cr cannot meet the requirement of this environment, while P110-13Cr is acceptable.

high temperature and high pressure (HTHP); 13Cr tubing; corrosion simulation; remaining life assessment

2015-06-26

高大義(1982-)，工程師，學士，從事油田腐蝕研究工作,18622993738,gaody@cnooc.com.cn

10.11973/fsyfh-201612011

TG174

A

1005-748X(2016)12-0999-03