水力壓裂對(duì)油管頭四通沖蝕磨損分析

錢偉強(qiáng)，任小玲

(1.中石化石油工程機(jī)械有限公司 研究院，武漢 430223；2.中石化石油機(jī)械裝備重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，武漢 430223)①

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水力壓裂對(duì)油管頭四通沖蝕磨損分析

錢偉強(qiáng)1，2，任小玲1，2

(1.中石化石油工程機(jī)械有限公司 研究院，武漢 430223；2.中石化石油機(jī)械裝備重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，武漢 430223)①

頁(yè)巖氣水力壓裂對(duì)井口裝置的沖蝕破壞性較大，且油管頭四通為永久性連接裝置，一旦破壞將帶來(lái)較大風(fēng)險(xiǎn)。基于噴射型沖蝕磨損機(jī)理及計(jì)算流體力學(xué)，結(jié)合沖蝕磨損試驗(yàn)及模擬計(jì)算，研究水力壓裂下油管頭四通材料的沖蝕磨損特性以及分析計(jì)算固-液兩相流沖蝕下油管頭四通沖蝕磨損程度。結(jié)果表明，沖蝕角度對(duì)油管頭磨損影響較大；沖蝕介質(zhì)的形狀及表面因素決定油管頭材料沖蝕磨損量；陶粒較石英砂沖蝕磨損率大；粒度對(duì)基材的沖蝕磨損滿足“尺寸效應(yīng)”?；贑FD預(yù)測(cè)水力壓裂下油管頭的減薄率，滿足作業(yè)安全要求。

油管頭四通；水力壓裂；沖蝕磨損；計(jì)算流體力學(xué)

我國(guó)涪陵焦石壩地區(qū)頁(yè)巖儲(chǔ)層壓裂以“復(fù)雜縫網(wǎng)+支撐主縫”為改造核心，壓裂施工采用高排量、高液量、高砂量、低黏度、低砂比工藝[1-2]。其工況對(duì)采氣井口裝置的沖蝕磨損更為突出，井口裝置是承受井口高壓壓裂的關(guān)鍵裝置，一旦失效，會(huì)導(dǎo)致施工暫停，甚至終止。

近20 a來(lái)，沖蝕磨損理論發(fā)展較快，其中包括延性材料的微切屑磨損理論、變形磨損理論及低周疲勞理論等[3]；但以液固兩相為介質(zhì)的沖蝕磨損尚未建立起完善的理論。國(guó)內(nèi)外學(xué)者基于不同方法對(duì)液固兩相沖蝕磨損進(jìn)行了大量研究，其中計(jì)算流體力學(xué)應(yīng)用較多，一些學(xué)者對(duì)較低濃度液固沖蝕采用離散顆粒模型(DPM)計(jì)算粒子對(duì)管壁的沖蝕[4]；對(duì)較高濃度采用連續(xù)相歐拉模型計(jì)算求解[5]；對(duì)于水力壓裂下材料的沖蝕磨損測(cè)試，利用噴射型沖蝕磨損機(jī)進(jìn)行模擬試驗(yàn)[6]。

本文利用噴射型沖蝕磨損機(jī)和CFD沖蝕磨損模型研究油管頭在模擬工況下的沖蝕特性，預(yù)測(cè)油管頭侵蝕速度，確定易沖蝕部位并優(yōu)化改進(jìn)其結(jié)構(gòu)。

1　沖蝕磨損試驗(yàn)分析

1.1工況模擬

通過(guò)模擬環(huán)境工況，對(duì)油管頭四通材料進(jìn)行沖蝕磨損試驗(yàn)，分析水力壓裂工況影響下油管頭四通材料沖蝕磨損的狀況，為頁(yè)巖氣井口裝置選材及結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)提供理論依據(jù)。

1.1.1試驗(yàn)方法

本試驗(yàn)選用噴射型沖蝕磨損試驗(yàn)機(jī)，試驗(yàn)機(jī)主要由漿體循環(huán)回路、液壓拉伸裝置及攪拌儲(chǔ)液罐3部分組成，如圖1所示。在相同試驗(yàn)條件下對(duì)試樣沖蝕1 h，沖蝕磨損試驗(yàn)機(jī)的數(shù)據(jù)重復(fù)性誤差低于5%。試驗(yàn)流程如圖2所示。

1.1.2沖蝕試樣

本文主要探討油管頭材料在水力壓裂工況下沖蝕磨損特性。試樣選用35CrMo，屈服強(qiáng)度785 MPa，材料符合GB/T3077—1999的要求，沖蝕試樣的力學(xué)性能與油管頭四通材料保持一致。為保證試樣沖蝕區(qū)域受到足夠的應(yīng)力，設(shè)計(jì)了2種結(jié)構(gòu)試樣進(jìn)行對(duì)比。利用ANSYS軟件進(jìn)行應(yīng)力集中分析，2種結(jié)構(gòu)試樣的應(yīng)力分布如圖3。由圖3可知，試樣的最大應(yīng)力均出現(xiàn)在拉伸孔部位，試驗(yàn)加載拉伸力時(shí)應(yīng)保證拉伸孔處最大應(yīng)力小于材料的屈服強(qiáng)度；在臨界屈服強(qiáng)度下，試樣A沖蝕區(qū)域的最大等效應(yīng)力約442 MPa；試樣B沖蝕區(qū)域最大等效應(yīng)力約265 MPa；油管頭設(shè)計(jì)的許用最大主薄膜應(yīng)力為429.11 MPa。故試驗(yàn)采用A結(jié)構(gòu)作為沖蝕試樣。

1—高壓氣泵；2—?dú)怛?qū)液壓泵；3—高壓油管；4—拉力傳感器；5—沖蝕室；6—噴槍；7—液壓拉伸器；8—旁路管道；9—流量計(jì)；10—調(diào)節(jié)閥；11—管路柜；12—耐腐耐磨砂漿泵；13—進(jìn)口管道；14—排污砂漿泵；15—攪拌葉輪；16—混漿筒；17—試驗(yàn)臺(tái)架；18—集成控制柜。

圖2　試樣試驗(yàn)流程

a　試樣A (160mm×50mm×8mm)

b　試樣B(160mm×60mm×6mm)

1.1.3沖蝕介質(zhì)

頁(yè)巖氣壓裂壓力70～90 MPa，排量10～14 m3/min，壓裂液為減阻水壓裂液；所需的化學(xué)試劑量為減阻劑0.5 L/m3、粘土控制劑1.0 L/m3、長(zhǎng)期粘土控制劑1.0 L/m3、殺菌劑0.5 L/m3、助排劑1.0 L/m3；支撐劑包括石英砂(100目)和陶粒(70/40目)。

1.2試驗(yàn)分析

1.2.1不同沖蝕介質(zhì)對(duì)材料沖蝕磨損的影響

試驗(yàn)條件：加載90 MPa等效拉伸應(yīng)力，沖蝕試樣在30 MPa下酸液浸泡30 min，沖蝕速度30 m/s，沖蝕時(shí)間1 h，料漿的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%。沖蝕介質(zhì)為陶粒和石英砂(40/70目)，不同介質(zhì)對(duì)試樣沖蝕磨損量關(guān)系曲線如圖4。

圖4　不同介質(zhì)對(duì)試樣沖蝕磨損量關(guān)系曲線

從圖4可以看出，不同介質(zhì)在相同試驗(yàn)條件下，均在30°沖蝕角度時(shí)沖蝕磨損量最大，這與固體顆粒對(duì)延性材料的磨損特性一致。觀察兩條曲線趨勢(shì)發(fā)現(xiàn)，陶粒沖蝕磨損量較高；大于45°沖蝕角度時(shí)，石英砂的沖蝕磨損量隨角度增大而增加，而陶粒恰好相反；且在90°沖蝕角度時(shí)，石英砂沖蝕磨損量高于陶粒。

用激光位移傳感器與二維位移控制平臺(tái)測(cè)得的沖蝕深坑掃描圖如圖5所示。沖蝕角度為30°時(shí)，陶粒沖蝕深坑最大位移為2.5 mm，而石英砂為1.2 mm。說(shuō)明在低角度時(shí)，陶瓷的沖蝕較石英砂嚴(yán)重；而在沖蝕角度90°時(shí)，石英砂的深坑面積大于陶瓷的深坑面積。

導(dǎo)致上述趨勢(shì)的原因一方面是在低角度沖蝕時(shí)，粒子主要以微切屑和犁溝為主，在高角度沖蝕時(shí)以鑿坑和塑性擠出為主；陶粒外表堅(jiān)硬且粗糙，內(nèi)部布滿微孔，而石英砂無(wú)棱角但堆積密度大，故陶粒沖蝕磨損量較石英砂大；另一方面，沖蝕介質(zhì)與試樣的表面硬度對(duì)沖蝕的磨損量也存在較大影響；陶粒的莫氏硬度低于石英砂，且石英砂力學(xué)性能好，隨著沖蝕角度的增加，石英砂多次沖擊造成材料斷裂和脫落的能量要高于陶粒。

a　陶粒(沖蝕角度30°)

b　石英砂(沖蝕角度30°)

c　陶粒(沖蝕角度90°)

d　石英砂(沖蝕角度90°)

1.2.2不同粒度對(duì)材料沖蝕磨損的影響

試驗(yàn)條件：加載90 MPa等效拉伸應(yīng)力，沖蝕試樣在30 MPa下酸液浸泡30 min，沖蝕速度27 m/s，沖蝕時(shí)間1 h，料漿的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%。沖蝕介質(zhì)陶粒和石英砂(20/40目，40/70目)，不同粒度對(duì)試樣沖蝕磨損量關(guān)系曲線如圖6，沖蝕深坑掃描圖如圖7。

a　陶粒

b　石英砂

a　陶粒(沖蝕角度30°)

b　石英砂(沖蝕角度30°)

c　陶粒(沖蝕角度90°)

d　石英砂(沖蝕角度90°)

由圖6～7可知，目數(shù)越小(粒徑越大)，對(duì)基材的沖蝕磨損也就越大。在30°沖蝕角處，不同目數(shù)陶粒的最大沖蝕量幾乎相同，而石英砂相差較大；陶粒的沖蝕坑最大深度為2.5 mm，而石英砂目數(shù)為20/40目時(shí)最大深度為0.9 mm，40/70目時(shí)為0.2 mm。其原因在于陶粒在沖蝕磨損中，主要由顆粒表面粗糙度和形狀因素起主導(dǎo)作用，而對(duì)于石英砂來(lái)說(shuō)，其表面因素作用較小，導(dǎo)致顆粒無(wú)法對(duì)材料造成較大的切除作用，并且粒徑越小其沖蝕磨損量和深坑的最大深度越小。

2　沖蝕磨損數(shù)值計(jì)算分析

油管頭四通為井口裝置上永久安裝的連接部件，對(duì)其進(jìn)行沖蝕磨損的試驗(yàn)研究難度較大。本文基于CFD方法，并結(jié)合上述試驗(yàn)對(duì)物理模型中的經(jīng)驗(yàn)常數(shù)進(jìn)行賦值，預(yù)測(cè)油管頭四通的沖蝕磨損程度。

2.1物理模型

以國(guó)內(nèi)某石油機(jī)械企業(yè)的井口裝置油管頭為物理模型。其額定工作壓力103.5 MPa，最小垂直通徑160 mm，建立的流體通道模型如圖8。

a　實(shí)物

b　流體通道模型

2.2數(shù)學(xué)模型

因壓裂液中含有陶粒和石英砂，且質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于12%，故采用離散顆粒模型(DPM)對(duì)顆粒軌道方程進(jìn)行求解，由于離散相與壁面碰撞和反彈的影響對(duì)粒子軌道作用效果較大，通過(guò)參考文獻(xiàn)[7]，在計(jì)算模型中引入法向和切向方程：

(1)

式中：α為沖擊角度。

磨損模型為：

(2)

2.3仿真計(jì)算

初始條件：水力壓裂施工排量10～15 m3/min，壓力70～90 MPa；速度入口條件為12 m/s；取壓力出口，環(huán)境壓力90 MPa，陶砂粒徑為40～70目，密度1.45～1.7 g/cm3。為使計(jì)算數(shù)值更接近水力壓裂結(jié)果，本文將f(α)的參數(shù)設(shè)定以圖4的結(jié)果為依據(jù)，對(duì)于不同沖蝕的函數(shù)值進(jìn)行等效類比，假設(shè)30°沖蝕角函數(shù)值為1，得到其他沖蝕角度的函數(shù)比值。

水力壓裂對(duì)井口裝置油管頭的沖蝕磨損如圖9所示。在油管頭四通結(jié)構(gòu)中有3個(gè)位置沖蝕較為嚴(yán)重，分別位于與油管掛相連倒角處，中部旁通及下部與套管掛連接擴(kuò)徑處。

圖9　內(nèi)部沖蝕磨損云圖

為了進(jìn)一步量化局部沖蝕磨損程度，基于沖蝕速率進(jìn)行沖蝕深坑的轉(zhuǎn)化，單位面積的沖蝕深度為：

Herosion=ER·t·Ap/ρwall

(3)

式中：Herosion為沖蝕坑深度；Ap為等效沖蝕面積；ρwall為沖蝕壁面的密度；t為沖蝕時(shí)間。

油管頭四通內(nèi)部沖蝕的局部磨損云圖如圖10。在壓裂過(guò)程中，位置1處在最大沖蝕速率下沖蝕深度Herosion為2.74 mm，平均沖蝕速率下Herosion為0.70 mm；位置2處的在最大沖蝕速率下沖蝕深度Herosion為2.54 mm，平均沖蝕速率下Herosion為1.10 mm；位置3處的在最大沖蝕速率下沖蝕深度Herosion為2.54 mm，平均沖蝕速率下Herosion為0.30 mm。由以上得到的沖蝕深坑，預(yù)測(cè)在沖蝕壓裂過(guò)程中，油管頭四通的沖蝕磨損對(duì)結(jié)構(gòu)不會(huì)造成較大破壞；沖蝕磨損產(chǎn)生的壁面減薄在安全范圍之內(nèi)。

a　位置1

b　位置2

c　位置3

3　結(jié)論

1)水力壓裂過(guò)程中，沖蝕介質(zhì)對(duì)油管頭材料影響因素主要在于介質(zhì)表面形狀及粗糙程度，陶粒的沖蝕磨損量大于石英砂。

2)壓裂過(guò)程中，陶粒的含量越高，對(duì)基材的磨損越嚴(yán)重，且粒徑越大沖蝕磨損越大，這與磨損中的“尺寸效應(yīng)”結(jié)論一致，但陶粒的極限沖蝕尺寸還待進(jìn)一步研究。

3)應(yīng)用CFD方法對(duì)井口油管頭四通沖蝕模擬，得出在頁(yè)巖氣水力壓裂工況下，油管頭四通等效的沖蝕深坑不超過(guò)壁面減薄的安全范圍，滿足頁(yè)巖氣水力壓裂作業(yè)要求。

[1]王志剛.涪陵焦石壩地區(qū)頁(yè)巖氣水平井壓裂改造實(shí)踐與認(rèn)識(shí)[J].石油與天然氣地質(zhì)，2014，35(3)：425-430.

[2]路保平.中國(guó)石化頁(yè)巖氣工程技術(shù)進(jìn)步及展望[J].石油鉆探技術(shù)，2013，41(5)：1-8.

[3]孫家樞.金屬的磨損[M].北京：冶金工業(yè)出版社，1992.

[4]周兆明，練章華，萬(wàn)夫.高壓管匯沖蝕磨損的多相流仿真[J].計(jì)算機(jī)輔助工程，2013，22(5)：101-104.

[5]劉勇峰，吳明，鄧宗竹，等.壓裂過(guò)程中節(jié)流器沖刷腐蝕數(shù)值計(jì)算[J].腐蝕與防護(hù)，2012 (9)：737-739.

[6]張繼信，樊建春，詹先覺(jué)，等.水力壓裂工況下42CrMo材料沖蝕磨損特性研究[J].石油機(jī)械，2012，40(4)：100-103.

[7]過(guò)江，張碧肖.固液兩相流充填管道輸送沖蝕磨損數(shù)值研究[J].科技導(dǎo)報(bào)，2015，33(11)：49-53.

Analysis of Erosion-corrosion for Tubing Head Spool during Hydraulic Fracturing

QIAN Weiqian1，2，REN Xiaoling1，2

(1.Research Institute，SINOPEC Oilfield Equipment Corporation，Wuhan 430223，China；2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumEquipment，Wuhan430223，China)

The hydraulic fracturing of shale gas has a great impact on the wellhead equipment，and the tubing head spool is a permanent connection device.The damaged tubing head spool will bring a high risk.The research is based on the jet erosion wear test machine and computational fluid dynamics.In order to provide the basis for the design and material of shale gas wellhead，the characteristics of the tubing head spool material are studied and the erosion-corrosion is computed for the tubing head spool during hydraulic fracturing.The erosion-corrosion test and simulation results show that the erosion angle influences the well head device.The media shape and surface factors decide the material erosion wear rate of the tubing head.There is higher erosion wear rate in by means of ceramsite than sand.Particle size in erosion meets “size effect”.The tubing head devices meet the requirements of safe operation in the hydraulic fracturing via CFD predictions.

tubing head spool；hydraulic fracturing；erosion wear；computational fluid dynamics

1001-3482(2016)10-0043-06

2016-04-20

中石化集團(tuán)公司項(xiàng)目“頁(yè)巖氣壓裂保護(hù)裝置及專用采氣井口研制與應(yīng)用”

錢偉強(qiáng)(1987-)，男，工程師，主要從事井控設(shè)備及井下工具的研究，E-mail： 244617579@qq.com。

TE931.1

Adoi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.10.010