酸氣回注井管柱剩余壽命預(yù)測及選材研究

楊利萍 王建海 李海霞 彭政德 喻智明 曾德智

1.中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院 2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室”·西南石油大學(xué)

酸氣回注工藝是將酸性氣體通過井筒注入預(yù)先選定地層的一種工藝，是處理含H2S和CO2廢氣的一種切實可行的處理方法[1]。酸氣回注工藝與天然氣凈化廠的硫磺回收工藝相比，酸氣回注工藝方法更簡單、成本更低、對環(huán)境的影響更小，具有顯著的社會和經(jīng)濟效益[2]。由于在酸氣回注過程中H2S、CO2含量較高，井下存在高溫高壓苛刻環(huán)境，會對井筒管柱造成嚴(yán)重的腐蝕[3]。如果酸氣回注井管柱材質(zhì)選擇G3鎳基合金等耐蝕合金，會產(chǎn)生成本過高的問題，而選擇成本較低的碳鋼則可能因鋼材腐蝕速率過大造成油套管腐蝕失效，管柱安全服役壽命降低[4]。因此，對酸氣回注井管柱選材的研究并對其安全服役年限進(jìn)行預(yù)測具有重要意義。

目前，國內(nèi)外對酸性環(huán)境下管柱的腐蝕與管材選擇研究較為廣泛[5-7]。陳華興等[8]采用高溫高壓釜確定了N80鋼等5種常用油管鋼材料在模擬工況下的腐蝕速率與局部腐蝕情況；黃熠等[9]利用高溫高壓循環(huán)流動釜評價了P110等3種套管材質(zhì)的腐蝕情況并預(yù)測了其安全服役壽命；鐘功祥等[10]利用OLGA軟件結(jié)合腐蝕失重實驗研究了在含CO2環(huán)境下不同因素對油氣管道腐蝕的影響并在仿真數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上對腐蝕管道的剩余壽命進(jìn)行預(yù)測。而對酸氣回注環(huán)境下的選材研究鮮有報道，酸氣回注環(huán)境下選擇管柱材質(zhì)沒有明確依據(jù)且無對應(yīng)管柱材質(zhì)的安全服役年限，油田難以采取針對性的腐蝕防護措施。

1 實驗部分

1.1 實驗準(zhǔn)備

實驗所用材質(zhì)為3種油管鋼材，分別為P110SS鋼、T95鋼及G3鋼。鋼材的化學(xué)成分見表1。鋼材試樣參照J(rèn)B/T6073-1992《金屬覆蓋層 實驗室全浸腐蝕試驗》，采用30 mm×15 mm×3 mm的尺寸，每種材質(zhì)共3件平行試樣。實驗采用西南石油大學(xué)“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室自主研發(fā)的動態(tài)高溫高壓釜：該儀器最大密封工作壓力70 MPa、最高工作溫度200 ℃、容積8 L、可模擬的最高轉(zhuǎn)速超過8 m/s。

表1 3種鋼材的化學(xué)成分w/% 材質(zhì)CSiMnPSCrMoNiTiVAlFeT95鋼0.300.220.520.010.010.990.170.010.020.0070.022余量P110SS鋼0.270.260.600.010.010.500.600.250.020.005余量G3鋼0.021.000.040.0322.07.00余量0.2020.00

1.2 實驗內(nèi)容

將鋼材樣品用砂紙逐級打磨至1200#，用石油醚、酒精對樣品進(jìn)行去油脫水處理后，再用冷風(fēng)吹干，測量每個試片的體積與質(zhì)量，隨后開始實驗。把試片裝入高溫高壓釜，加入2L模擬地層水，關(guān)釜密封，升溫至預(yù)定溫度，通入CO2與H2S的體積分?jǐn)?shù)分別為55%與45%，總壓為55 MPa，即CO2通入30.25 MPa，H2S通入24.75 MPa，隨后恒溫恒壓腐蝕72 h。由于隨井深增加，地層溫度不斷上升，故確定實驗溫度分別為60 ℃、90 ℃、120 ℃、150 ℃。

實驗結(jié)束后，用Quanta450型掃描電鏡(SEM)觀察試樣的腐蝕形貌，用附帶的電子能譜儀(EDS)分析產(chǎn)物膜成分。

腐蝕速率計算參考GB/T 19292.4-2018《金屬和合金的腐蝕 大氣腐蝕性 第4部分：用于評估腐蝕性的標(biāo)準(zhǔn)試樣的腐蝕速率的測定》，使用配制的去膜液清洗腐蝕后的試樣，再用電子天平稱量(精度為0.1 mg)，按式(1)計算試樣的腐蝕速率。

(1)

式中：V為腐蝕速率， mm/a;△m為試樣腐蝕前后的質(zhì)量差，g;ρ為試樣密度，g/cm3;A為試樣表面積，cm2;△t為腐蝕時間，h。

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 腐蝕速率

液相環(huán)境不同溫度下T95鋼及P110SS鋼試樣的液相宏觀腐蝕形貌見圖1及圖2。由宏觀形貌圖可見，T95鋼及P110SS鋼試樣在不同溫度下均有明顯腐蝕痕跡，無明顯局部腐蝕痕跡，同時未見試樣出現(xiàn)裂縫或鼓泡現(xiàn)象。

3.2.1 增強防范意識 加強醫(yī)院感染制度建設(shè)和落實，健全的防范流程;對高危患者在一覽表和病歷卡有醒目標(biāo)識，對操作者有警示;定期對全院職工包括保潔工等進(jìn)行基本防護和職業(yè)暴露的培訓(xùn)和考核;不斷強化自身安全防護意識和能力培訓(xùn)，特別是護士在心理狀態(tài)不佳、注意力不集中時，實時提醒、適當(dāng)緩解壓力，安排休息。

液相環(huán)境不同溫度下3種油管鋼腐蝕速率的影響變化趨勢見圖3。由圖3可知，在總壓為55 MPa、CO2分壓為30.25 MPa、 H2S分壓為24.75 MPa、溫度為60～150 ℃的實驗條件下，液相中T95鋼及P110SS鋼的均勻腐蝕速率均大于油田腐蝕控制指標(biāo)0.076 mm/a，且隨著溫度的升高，T95鋼及P110SS鋼的腐蝕速率呈現(xiàn)出先增后減的規(guī)律，且都在溫度120 ℃時達(dá)到最大值，分別為1.337 9 mm/a、0.842 6 mm/a。G3鎳基合金鋼則相對表現(xiàn)出良好的耐腐蝕性能，在不同溫度下的腐蝕速率均遠(yuǎn)低于T95鋼及P110SS鋼，最高在150 ℃達(dá)到最大值0.008 7 mm/a。

氣相環(huán)境不同溫度下T95鋼及P110SS鋼試樣的宏觀腐蝕形貌見圖4及圖5。由圖4及圖5可見，在氣相中，T95鋼及P110SS鋼試片在不同溫度下均有明顯腐蝕痕跡，同時部分試片上可見液滴凝聚導(dǎo)致的腐蝕產(chǎn)物分布不均勻的痕跡，無明顯局部點蝕、裂縫或鼓泡現(xiàn)象。

氣相環(huán)境不同溫度下3種油管鋼腐蝕速率的影響變化趨勢見圖6。由圖6可知，在實驗條件下，氣相中3種鋼的均勻腐蝕速率均小于液相中的均勻腐蝕速率，氣相中T95鋼及P110SS鋼的均勻腐蝕速率同樣均大于油田腐蝕控制指標(biāo)。隨著溫度的升高，兩種鋼的腐蝕速率呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢，在150 ℃達(dá)到最大值。T95鋼為0.249 0 mm/a、P110SS鋼為0.233 9 mm/a。G3鎳基合金鋼在氣相環(huán)境下同樣表現(xiàn)出良好的耐腐蝕性能，在不同溫度下的腐蝕速率都能滿足油田腐蝕控制指標(biāo)(0.076 mm/a)的要求。

2.2 腐蝕產(chǎn)物及形貌分析

T95鋼及P110SS鋼在120 ℃、液相環(huán)境下的微觀腐蝕形貌如圖7所示。由圖7(a)可以看出，當(dāng)溫度為120 ℃時，T95鋼金屬表面有大量的塊狀腐蝕產(chǎn)物堆積，但仍可見少部分金屬基體裸露。同時，120 ℃高溫增大了離子活化能，鋼材的腐蝕速率較大。由圖7(a) EDS分析可知，金屬表面的腐蝕產(chǎn)物中氧元素含量較少，而以鐵、碳、硫元素為主。同時，CO2分壓為30.25 MPa，H2S分壓為24.75 MPa，CO2與H2S的分壓比為1.2，則認(rèn)為該體系腐蝕以H2S腐蝕為主，腐蝕產(chǎn)物主要是FeS，可以推測出T95鋼的腐蝕產(chǎn)物主要為FeS與少量碳鐵化合物的混合物[11]。

由圖7(b)可以看出，120 ℃時P110SS鋼的腐蝕產(chǎn)物晶體粗大呈塊狀，晶體堆積疏松，分布不均勻，不能有效保護金屬，并且溫度的升高增大了離子活化能，加劇了金屬的腐蝕，腐蝕速率進(jìn)一步增大。由圖7(b)的EDS分析可知，P110SS鋼表面的腐蝕產(chǎn)物與T95鋼相似，以鐵、碳、硫元素為主，氧元素含量較少。CO2與H2S的分壓比也為1.2，為H2S主導(dǎo)的腐蝕體系，腐蝕產(chǎn)物以FeS為主，可推測出P110SS鋼的腐蝕產(chǎn)物主要為FeS與碳鐵化合物的混合物。

T95鋼及P110SS鋼在150 ℃、氣相環(huán)境下的微觀腐蝕形貌如圖8所示。由圖8可看出，當(dāng)溫度為150 ℃時，T95鋼與P110SS鋼金屬表面腐蝕產(chǎn)物晶體細(xì)小，分布不均勻，無法形成連續(xù)的產(chǎn)物膜，無法有效地保護金屬基體。同時，隨著溫度的升高，離子活化能也不斷增大。因此，隨溫度的不斷升高，T95鋼與P110SS鋼的腐蝕速率不斷增大[12]。由兩種鋼的EDS分析可推斷出，腐蝕產(chǎn)物都以硫鐵化合物為主，印證了p(CO2)/p(H2S)為1.2，腐蝕產(chǎn)物以硫化亞鐵為主的計算推測。

3 井下管柱安全服役壽命評估

由于井下管柱腐蝕會引起管柱壁厚減小，管柱面臨斷脫失效的風(fēng)險，嚴(yán)重威脅井壁穩(wěn)定性。因此，以模擬工況下的腐蝕測試結(jié)果為基礎(chǔ)，結(jié)合現(xiàn)場井下管柱數(shù)據(jù)進(jìn)行管柱安全服役壽命評估。井下管柱腐蝕壽命評估內(nèi)容為：

(1) 通過實驗得出的腐蝕速率及管柱結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)，計算出管柱剩余抗拉強度。

(2) 計算管柱所受軸向載荷，得出不同年限時管柱的抗拉安全系數(shù)。

(3) 以抗拉安全系數(shù)1.6為最小值，計算油管的安全服役壽命。

以國內(nèi)某井為例，油管尺寸見表2。

表2 油管參數(shù)類型外徑/mm內(nèi)徑/mm壁厚/mm鋼級屈服強度/MPa井段/m油管88.9767.8T95鋼P110SS鋼6557580～2 00073.0625.5T95鋼P110SS鋼6557582 000～4 700

3.1 油管抗拉強度計算

由于油管在實驗中無明顯局部腐蝕現(xiàn)象，則用均勻腐蝕速率數(shù)據(jù)進(jìn)行腐蝕壽命預(yù)測。參考API 5C3-2018《套管、油管、鉆桿和管線管性能的計算和公式公告》中油管柱的抗拉強度計算方法進(jìn)行計算[13-15]。

依據(jù)API 5C3-2018，假設(shè)油管受到的軸向拉力為T，其軸向應(yīng)力為σ，油管橫截面積為S0，則有T=σS0。油管的腐蝕速率為v，服役時間為t，則油管內(nèi)徑r=r0+vt，此時油管軸向拉力T為：

T=σS=πσ[R2-(r0+vt)2]/4

(2)

油管服役條件的軸向應(yīng)力應(yīng)小于材料的屈服強度，即：

(3)

所以油管的抗拉強度為：

T=σyS=πσy[R2-(r0+vt)2]/4

(4)

式中：T為油管軸向拉力，kN；t為油管服役時間，年；v為油管腐蝕速率， mm/a；σ為油管服役時間t后軸向應(yīng)力， MPa；S為油管服役時間t后橫截面積，cm2；R為原始油管外徑，mm；r0為原始油管內(nèi)徑，mm；σy為油管屈服強度， MPa。

3.2 不同材質(zhì)油管抗拉安全系數(shù)計算

由實驗結(jié)果可見，溫度不同，鋼材的腐蝕速率不同。當(dāng)井深不斷增加時，井下溫度也不斷升高，同時現(xiàn)場各酸氣回注井井深不盡相同，管柱使用壽命差異較大。因此，針對不同材質(zhì)的油管進(jìn)行壽命預(yù)測，為現(xiàn)場酸氣回注井選擇合適的鋼材提供依據(jù)。

由于井下環(huán)境復(fù)雜，影響因素較多，為使計算結(jié)果更為可靠，選取腐蝕最為嚴(yán)重時的溫度進(jìn)行壽命預(yù)測；由于G3鎳基合金鋼在不同工況不同溫度下均無明顯腐蝕，則不對其作腐蝕壽命預(yù)測[16]。鋼材抗拉安全系數(shù)隨服役年限變化計算結(jié)果見圖9～圖10。

由圖9及圖10可知，在不同工況下油管鋼抗拉安全系數(shù)隨著服役時間的增加而減小。取抗拉安全系數(shù)為1.6，則T95鋼及P110SS鋼油管在不同工況下的安全服役時間如圖11所示。

由圖11可看出：在氣相環(huán)境下，T95鋼油管安全服役年限可達(dá)14.9年，P110SS鋼油管安全服役年限更高，可達(dá)21.3年；在液相環(huán)境下，兩種鋼的安全服役年限都大大降低，T95鋼油管安全服役年限僅2.8年，P110SS鋼油管安全服役年限相對較高，為6年左右；P110SS鋼油管的抗腐蝕性能較T95鋼更好，在不同工況下的安全服役年限較T95鋼高。

依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)ISO 15156-2015《石油和天然氣工業(yè)-油氣開采中用于含硫化氫環(huán)境的材料》及Q/SH 0015-2006《含硫化氫含二氧化碳?xì)饩吞坠苓x用技術(shù)要求》，在該酸氣回注工況下，推薦井下管柱使用G3鎳基合金材質(zhì)。G3鎳基合金雖防腐效果好，但成本較高。因此，在純注氣工況下，井下管柱可選擇T95鋼、P110SS鋼等碳鋼作為油管材質(zhì)，安全服役年限平均可達(dá)15年以上。同時，酸氣回注過程中應(yīng)避免井底積液或地層液體進(jìn)入井筒，導(dǎo)致井下存在液相環(huán)境，井下腐蝕速率增大而使井筒管柱腐蝕失效的情況發(fā)生[17]。當(dāng)酸氣回注過程中液相存在的情況無法避免時，則應(yīng)采用G3鎳基合金鋼等高抗腐蝕鋼材，從而避免油管柱安全服役年限過低的問題。

4 結(jié)論

(1) 在溫度90～150 ℃、H2S體積分?jǐn)?shù)為55%、CO2體積分?jǐn)?shù)為45%的酸性環(huán)境中，T95鋼、P110SS鋼及G3鋼的耐蝕性能表現(xiàn)為G3鋼?P110SS鋼>T95鋼。在氣相環(huán)境中T95鋼與P110SS鋼的腐蝕速率隨溫度升高而增大，而在液相環(huán)境中，P110SS鋼與T95鋼的腐蝕速率呈先增大后減小的趨勢，在120 ℃達(dá)到最大值。

(2) P110SS油管的安全服役年限較T95油管的長，在120 ℃液相苛刻工況下，T95油管鋼的安全服役年限為2.8年，P110SS油管鋼的為6年；在150 ℃氣相苛刻工況下，T95油管鋼的安全服役年限為14.9年，P110SS油管鋼的為21.3年。

(3) 在現(xiàn)場酸氣回注過程中，純注氣條件下可選擇T95鋼或P110SS鋼作為油管材質(zhì)，安全服役年限可達(dá)15年以上，但應(yīng)避免液體侵入井筒的情況發(fā)生；在含水條件下選擇T95鋼及P110SS鋼存在腐蝕速率過大導(dǎo)致油管安全服役年限過低的問題，建議選擇G3鎳基合金等耐蝕合金作為油管鋼材。