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    P110SS抗硫套管在高含硫氣井環(huán)空保護液中的整體性能研究*

    2013-10-16 03:04:40黃雪松盧貴武張慶生王樹濤關建慶惠小敏
    石油與天然氣化工 2013年1期
    關鍵詞:普光管體環(huán)空

    黃雪松 盧貴武 張慶生 王樹濤 關建慶 惠小敏 陳 永

    (1.中國石油大學(北京)

    2.中原油田采油工程技術研究院)

    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-等會導致金屬設備性能下降而失效;開發(fā)含硫天然氣,必須針對腐蝕介質環(huán)境、材質作腐蝕分析評價并采取相應的防腐措施。普光氣田的井筒結構:油管為G3鎳基合金,封隔器為718鎳基合金,產層套管為825鎳基合金,封隔器以上產層套管為P110SS鋼,采用封隔器封閉油套環(huán)空并加注有密度調節(jié)、除氧、除硫、殺菌和緩蝕效果的環(huán)空保護液。針對P110級別的套管鋼在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,仍然會發(fā)生SSC現(xiàn)象。張清等[2-3]研究了溫度和壓力對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,腐蝕產物引起電化學行為的變化,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NT80SS油管腐蝕膜的特征及其對電化學腐蝕的影響。鄧洪達等[6]研究了高含 H2S環(huán)境中CO2對P110套管鋼氫脆腐蝕行為的影響。但目前針對P110SS套管在普光氣田環(huán)空保護液中腐蝕研究依然欠缺。本實驗采用高溫高壓反應釜模擬普光氣田的環(huán)空保護液工況環(huán)境,通過設定套管在服役時為均勻減薄,套管管材力學性能不變,套管管體強度變化只與管壁減薄有關,按照公式計算P110SS套管抗擠強度、管體屈服強度和抗內壓強度,分析研究腐蝕后P110SS套管的整體性能變化。

    1 實驗條件及方法

    1.1 實驗材質

    P110SS抗硫套管的基本性能見表1。

    1.2 實驗步驟

    分兩組實驗。取普光氣田現(xiàn)場環(huán)空保護液,高壓釜內用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。試驗時間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電偶腐蝕實驗,陰陽面積比1∶1。

    1.3 套管強度計算方法

    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算技術報告》和SY/T 5322-2000《套管柱強度設計方法》公式計算。

    設套管在服役時為內壁均勻減薄,套管管材力學性能不變,套管管體強度變化只與管壁減薄有關。

    2 結果與討論

    2.1 在環(huán)空保護液中的電化學腐蝕和電偶腐蝕

    P110SS和718、825試樣的腐蝕實驗結果見表2。從表2可知,在無H2S和CO2時,環(huán)空保護液保護效果非常好,對普光氣田所用P110SS和825+P110SS、718+P110SS電偶腐蝕的腐蝕速度遠遠低于中石化行業(yè)標準推薦值0.076 mm/a。但在p(H2S)5.0 MPa、p(CO2)3.0 MPa時,P110SS腐蝕嚴重,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腐蝕最嚴重。

    表2 材質在環(huán)空保護液中的腐蝕情況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組電偶對中,鎳基合金基本上沒有發(fā)生腐蝕,而P110SS鋼腐蝕嚴重,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重。

    2.2 在環(huán)空保護液中的性能分析

    2.2.1 抗擠強度

    (1)無H2S和CO2條件下的P110SS套管的抗擠強度隨服役時間的變化見表3。30年后,P110SS抗擠毀強度仍能達到原始值的96.30%,說明環(huán)空保護液的保護性能較好。

    表3 P110SS套管抗擠強度隨服役時間的變化規(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,P110SS的抗擠強度隨服役時間的變化見表4。

    5年后,P110SS抗擠毀強度為原始值的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,環(huán)空保護液的保護性能不好,并隨時間的延長抗擠強度分級也有所變化。

    表4 P110SS套管抗擠強度隨服役時間的變化規(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 管體屈服強度

    (1)無H2S和CO2條件下的P110SS的管體屈服強度隨服役時間的變化見表5。30年后P110SS管體屈服強度仍能達到原始值的98.25%,說明環(huán)空保護液的保護性能較好。

    (2)在p(H2S)5.0 MPa、p(CO2)3.0 MPa時,P110SS的管體屈服強度隨服役時間的變化見表6。

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

    表6 P110SS套管管體屈服強度隨服役時間的變化規(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,環(huán)空保護液的保護性能不好。

    2.2.3 抗內壓強度

    (1)無H2S和CO2條件下的P110SS的抗內壓強度隨服役時間的變化見表7。30年后,P110SS抗內壓強度仍能達到原始值的98.11%,說明環(huán)空保護液的保護性能較好。

    表7 P110SS套管管體抗內壓強度隨服役時間的變化規(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,P110SS的抗內壓強度隨服役時間的變化見表8。5年后,P110SS抗內壓強度為原始值的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,環(huán)空保護液的保護性能不好。

    表8 P110SS套管管體抗內壓強度隨服役時間的變化規(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 結論與建議

    (1)在無H2S和CO2條件下,環(huán)空保護液對P110SS保護效果非常好,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度、管體屈服強度和抗內壓強度仍能達到原始值的90.0%以上。

    (2)在p(H2S)5.0 MPa、p(CO2)3.0 MPa的條件下,環(huán)空保護液保護效果不好,P110SS腐蝕嚴重,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度、管體屈服強度和抗內壓強度下降嚴重。

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

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

    [2] 張清,李全安,文九巴,等.溫度對油管鋼CO2/H2S腐蝕速率的影響[J].材料保護,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鋼在硫化氫介質中的電化學行為[J].寶鋼技術,2008,(5):49-54.

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

    [6] 鄧洪達,李春福,曹獻龍.高含H2S環(huán)境中CO2對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.

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