馮　博，唐永槐，燕迎飛，姚　軍

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安　710075)

由于CO2或H2S 等苛刻環(huán)境的普遍存在，油氣田裝備用油套管鋼遇到了嚴(yán)重的腐蝕問(wèn)題[1]。國(guó)內(nèi)外雖然已經(jīng)開展了一些在H2S/CO2共存條件下的腐蝕研究，但大部分研究思路是將低含量的H2S作為CO2腐蝕的一種影響因素[2]。大量的試驗(yàn)和實(shí)踐表明，CO2和H2S共存時(shí)的腐蝕行為遠(yuǎn)比它們單獨(dú)作用時(shí)復(fù)雜[3-5]。

延安氣田屬低含H2S、中—低含CO2氣藏[6]，井下管柱腐蝕成為氣田安全生產(chǎn)的主要威脅，需要就此問(wèn)題展開針對(duì)性研究。

1　問(wèn)題的提出

井下管柱材質(zhì)的選擇一般根據(jù)H2S和CO2的分壓進(jìn)行(圖1)，根據(jù)這種方法，延安氣田下古生界氣藏氣井大部分應(yīng)該選用鎳基合金材質(zhì)的管材，但這種管材價(jià)格昂貴，制約了其在延安氣田下古生界氣藏的大規(guī)模使用。

在目前的生產(chǎn)實(shí)踐中，存在的問(wèn)題主要是管柱斷裂(圖2)和井下管柱大面積腐蝕(圖3)。通過(guò)技術(shù)手段分析，斷裂是由硫化物應(yīng)力開裂導(dǎo)致的，而腐蝕產(chǎn)物主要為FeCO3和Fe3C，判定其腐蝕機(jī)理為二氧化碳腐蝕。

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)情況觀察，斷裂一般發(fā)生在管柱上部，腐蝕出現(xiàn)在管柱中下部，這些現(xiàn)象說(shuō)明，管柱上部主要受拉應(yīng)力作用下的硫化物應(yīng)力開裂影響，管柱中下部主要發(fā)生電化學(xué)腐蝕，并受復(fù)雜環(huán)境影響。

圖1　金屬管材選材規(guī)范Fig.1　Materials choosing specifications of metal pipes

圖2　現(xiàn)場(chǎng)管柱斷裂情況Fig.2　Fracture of pipe string

圖3　現(xiàn)場(chǎng)管柱腐蝕情況Fig.3　Corrosion of pipe string

目前，已有大量學(xué)者對(duì)我國(guó)各地油氣田不同狀況的油氣腐蝕做過(guò)調(diào)查性研究[7]，其中提到的緩蝕劑、管道內(nèi)涂層[8]、電化學(xué)防腐等技術(shù)從各個(gè)角度闡述了防腐的原理和措施。這些方法仍是基于在單一材質(zhì)管柱的基礎(chǔ)上采取不同技術(shù)手段延緩腐蝕速率，并非是從井下管柱的具體腐蝕原因著手進(jìn)行針對(duì)性的防腐；由于井下腐蝕情況比較復(fù)雜，這些方法可能存在安全隱患，管柱選材不足的問(wèn)題凸顯。

2　組合材質(zhì)管柱

2.1　可行性分析

2.1.1管柱材料的抗腐蝕性

對(duì)比鎳基合金材質(zhì)管柱，使用普通抗硫管能夠顯著降低費(fèi)用，并且符合現(xiàn)場(chǎng)使用習(xí)慣。考慮到這一點(diǎn)，針對(duì)下古生界天然氣井的流體特征，利用本區(qū)下古生界儲(chǔ)層產(chǎn)出地層水，進(jìn)行了金屬在硫化氫環(huán)境中抗特殊形式環(huán)境開裂實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)推薦方法中的A法試驗(yàn)[9](圖4)和腐蝕環(huán)境模擬試驗(yàn)[10](圖5)來(lái)評(píng)估在現(xiàn)場(chǎng)條件下管柱的腐蝕情況。為了確保試驗(yàn)結(jié)果的普遍性，對(duì)目前現(xiàn)場(chǎng)常用的不同廠家生產(chǎn)的N80、80S、80S-3Cr、L80-13Cr管材進(jìn)行篩選。

試驗(yàn)后試件樣貌表面有銹蝕(圖4)，外形無(wú)明顯變化，無(wú)開裂。

圖4　標(biāo)準(zhǔn)拉伸試樣試驗(yàn)結(jié)果Fig.4　Tensile testing of standardized sample

圖5　試驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Fig.5　Comparison of experimental results

據(jù)此可以判定，在氣藏工況條件下，80S、L80-13Cr較其余兩種鋼N80、80S-3Cr的耐CO2腐蝕能力強(qiáng)(表1)。

表1　鋼材在80 ℃條件下的腐蝕試驗(yàn)Table 1　Steel corrosion experiment under the condition of 80 ℃

由試驗(yàn)結(jié)果可以看到，不同的材料在延安氣田下古生界氣藏的抗腐蝕能力有較大的區(qū)別。在選材時(shí)，需要綜合考慮H2S含量、CO2分壓、溫度、pH值、Cl-濃度、流速等因素綜合選用合適的材質(zhì)。

溫度是影響 CO2/H2S 共存環(huán)境中腐蝕的重要因素，溫度從40 ℃升高至100 ℃，腐蝕速率持續(xù)增加，鋼表面生成保護(hù)性差的FeS[11]；但溫度較高時(shí)，當(dāng)碳鋼表面生成致密的腐蝕產(chǎn)物膜(FeCO3)后，碳鋼的溶解速度隨著溫度升高而降低[12]，如圖6所示。

圖6　溫度與腐蝕速率的關(guān)系Fig.6　The relationship between temperature and corrosion rate

Ikeda系統(tǒng)地研究了低Cr鋼的腐蝕情況[13]，給出了不同含Cr量的碳鋼在不同溫度下的腐蝕速率。隨著含Cr量的提高，最高腐蝕速率出現(xiàn)的溫度也逐步升高。考慮到延安氣田下古生界儲(chǔ)層埋深一般在3500～4400 m，地層溫度為110～120 ℃，該結(jié)論能夠給出在井底溫度范圍所能使用的管柱材質(zhì)范圍(圖7)。

同樣地，H2S介質(zhì)溫度不僅對(duì)反應(yīng)速度有影響，而且對(duì)腐蝕產(chǎn)物膜的保護(hù)性有很大的影響。當(dāng)溫度在110～200 ℃時(shí)，腐蝕速率較小，隨后隨溫度升高，腐蝕速率增大[14]。

在H2S為低含量(70 mg/m3)和高含量(6000 mg/m3)時(shí)，N80鋼與抗硫鋼80S的平均腐蝕速率和腐蝕形態(tài)相近，因此該工況條件下N80和80S鋼的選用取決于經(jīng)濟(jì)因素和力學(xué)性能等；在中等H2S含量時(shí)，N80鋼的平均腐蝕速率明顯高于80S鋼，呈現(xiàn)較為嚴(yán)重的局部腐蝕特征(圖8)。

圖7　不同含Cr量的碳鋼在不同溫度下的腐蝕速率Fig.7　Corrosion rates of carbon steel with Cr quantity at different temperatures

圖8　H2S濃度與腐蝕速率的關(guān)系Fig.8　The relationship between H2S concentration and corrosion rate

考慮到延安氣田下古生界儲(chǔ)層腐蝕環(huán)境的特征，井下管柱總體處于腐蝕速率比較低的區(qū)域；但隨著深度增加，溫度逐步升高，CO2分壓增大，管柱下部受到的腐蝕影響因素越加復(fù)雜。

綜合分析普通碳鋼和含Cr抗硫管材受各種影響因素的腐蝕情況，可以發(fā)現(xiàn)，普通碳鋼最高腐蝕速率出現(xiàn)的溫度低于抗硫材質(zhì)管，而含Cr抗硫管材的抗腐蝕性能在不同溫度區(qū)間能夠得到充分發(fā)揮?？紤]到延安氣田下古生界儲(chǔ)層埋深一般在3500～4400 m，地層溫度為110～135 ℃，有必要按照管材性能進(jìn)行精確定點(diǎn)選材，以發(fā)揮管柱的最優(yōu)性能。

2.1.2電偶腐蝕影響分析

如果選用組合材質(zhì)作為井下管柱材質(zhì)的選擇，不同的材質(zhì)相互接觸，不可避免會(huì)出現(xiàn)電偶腐蝕。電偶腐蝕影響程度的大小，決定了這種方法的安全程度，因此有必要對(duì)這種腐蝕情況進(jìn)行研究。

嚴(yán)密林、李鶴林[15]等研究了G3油管鋼在井下與普通抗硫套管如SM80SS接觸構(gòu)成電偶腐蝕電池時(shí)面積效應(yīng)、環(huán)境溫度對(duì)電偶腐蝕電池的影響規(guī)律，測(cè)試結(jié)果表明，在模擬油氣田水介質(zhì)腐蝕環(huán)境中，G3油管和SM80SS套管鋼構(gòu)成的電偶對(duì)中，G3鋼為電偶腐蝕電池的陰極，而SM80SS鋼為電偶腐蝕電池的陽(yáng)極。溫度的升高會(huì)加速電偶腐蝕程度。隨著陰陽(yáng)極面積比的增大，電偶腐蝕速率呈不斷增大的趨勢(shì)。

殷名學(xué)、曹曉燕等[16]以羅家11H井完井油管管串結(jié)構(gòu)為例，進(jìn)行了抗硫油管與鎳鉻合金鋼材料的電偶腐蝕評(píng)價(jià)試驗(yàn)研究，結(jié)果表明，在該井的腐蝕環(huán)境下，718鎳鉻合金材料幾乎不發(fā)生腐蝕。VM80SS油管材料雖然遭受電偶腐蝕，但腐蝕的程度并不十分嚴(yán)重。陽(yáng)極(VM80SS)面積越小，其腐蝕率越大。當(dāng)VM80SS/718面積比遠(yuǎn)大于1 ( 1∶0.15)時(shí)，其腐蝕率與同等條件下VM80SS的腐蝕率相當(dāng)。

考慮到延安氣田下古生界氣藏H2S、CO2分壓、井底溫度都普遍低于羅家11H井，比較之下，延安氣田下古生界氣井腐蝕環(huán)境有利于井下管柱抗腐蝕能力的發(fā)揮。在井口到溫度為40 ℃的井段和40 ℃到井底的井段長(zhǎng)度基本相當(dāng)，不存在陽(yáng)極面積小的情況，處于抗電偶腐蝕的有利條件之下，故可以判定，分段選材精確定點(diǎn)保護(hù)的思路能夠應(yīng)用于延安氣田下古生界氣藏，電偶腐蝕不構(gòu)成主要威脅?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)狀況的跟蹤也證明了這一點(diǎn)。

2.2　分段選材研究

根據(jù)以上分析，按照正常的溫梯度計(jì)算，溫度逐步升高到40 ℃，腐蝕速率逐步提高，但在40 ℃以下，是各種鋼材的腐蝕速率總體處于比較低的溫度區(qū)間，在此溫度區(qū)間內(nèi)，主要考慮管材的力學(xué)性能兼顧抗硫性能進(jìn)行選材。隨著井深的加深，40 ℃以上井段直到井底，由于溫度升高，從腐蝕速率曲線來(lái)看，腐蝕速率逐步增高，不同含Cr鋼材的最高腐蝕速率出現(xiàn)了顯著變化；總體看來(lái)，隨著含Cr量的提高，最高腐蝕速率出現(xiàn)的溫度不斷增高，隨著溫度升高，H2S腐蝕敏感性降低[17]，此時(shí)，選材時(shí)需著重考慮電化學(xué)腐蝕影響。

綜上所述，考慮到延安氣田下古生界氣藏的井深，在井口到溫度為40 ℃的井段，80S-3Cr能夠很好地滿足管柱的防腐性能要求；在40 ℃到井底的井段，溫度不斷升高，L80-13Cr材質(zhì)管柱的腐蝕速率明顯低于其他幾種材質(zhì)，而且在井底處于H2S影響不明顯的溫度區(qū)間，能夠確保安全生產(chǎn)。

鑒于此，在正常生產(chǎn)過(guò)程中，管柱上部應(yīng)選擇抗硫管材，如80S-3Cr，下部可選用L80-13Cr材質(zhì)的管道。

3　結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)通過(guò)試驗(yàn)研究判定在氣藏工況條件下，80S、L80-13Cr較其余兩種鋼N80、80S-3Cr的耐CO2腐蝕能力強(qiáng)，井口到溫度為40 ℃的井段，80S-3Cr能夠滿足管柱的防腐性能要求；在40 ℃到井底的井段，L80-13Cr材質(zhì)管柱的腐蝕速率明顯低于其他幾種材質(zhì)。

(2)在延安氣田下古生界氣藏氣井應(yīng)用分段選材時(shí)，電偶腐蝕不構(gòu)成嚴(yán)重威脅。

(3)在管柱上部選用80S-3Cr，下部選用L80-13Cr材質(zhì)管柱能夠大幅度降低成本，具備比較突出的經(jīng)濟(jì)性。