枯竭型酸性氣藏封存CO2過(guò)程中的油管腐蝕行為及選材

劉祥康 張 林 曹思瑞 徐 波 李玉飛 曾德智

（1. 中國(guó)石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院，四川 成都 610031；2. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；3. 油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500）

0 引 言

隨著世界經(jīng)濟(jì)的快速增長(zhǎng)，各國(guó)對(duì)石油、天然氣、煤炭等化石能源的使用量也急速增長(zhǎng)。這些化石能源燃燒后會(huì)產(chǎn)生大量的CO2、CO、H2S、SO2等氣體，其中CO2作為溫室氣體，大量排放進(jìn)入大氣中會(huì)引發(fā)嚴(yán)重的溫室效應(yīng)［1］。因此減少CO2的排放量以降低溫室效應(yīng)從而緩解全球的氣候變化已經(jīng)成為所有國(guó)家的共識(shí)。碳捕集、利用和封存（CCUS）被認(rèn)為是降低CO2排量、緩解全球氣候變化的重要且有效手段［2］，其中封存就是通過(guò)技術(shù)手段將捕獲的CO2注入地下深處，使之與大氣完全隔絕開(kāi)來(lái)，而部分已開(kāi)采完畢的埋深適當(dāng)、厚度面積適宜、孔滲較好且有蓋層的地層就成為了潛在的封存目標(biāo)，除了地層條件良好之外，井筒的長(zhǎng)期服役也是實(shí)現(xiàn)封存的必要條件之一，而CO2封存過(guò)程中面臨的難題之一就是井筒的腐蝕與防護(hù)。目前國(guó)內(nèi)外學(xué)者已經(jīng)對(duì)注氣階段和生產(chǎn)階段中井筒管材的CO2腐蝕行為進(jìn)行了較多的研究。井筒管材的CO2腐蝕主要受溫度、CO2分壓、含水量、pH、氯離子濃度、氧氣含量、流速、腐蝕介質(zhì)礦化度等因素的影響，其中CO2分壓是重要因素之一［3-9］。董寶軍等［10］在溫度為160 ℃、CO2分壓為1~4 MPa 下對(duì)N80 鋼的腐蝕進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)腐蝕產(chǎn)物出現(xiàn)了融合現(xiàn)象。周志平等［11-12］研究了L80 鋼在溫度為350 ℃、CO2分壓為0.25 MPa、H2S 分壓為0.17 MPa 下的腐蝕行為，發(fā)現(xiàn)腐蝕反應(yīng)由H2S 腐蝕控制。姚瑩等［13-15］發(fā)現(xiàn)13Cr 鋼在80 ℃、10 MPa 的高溫高壓超臨界CO2環(huán)境下會(huì)發(fā)生嚴(yán)重的點(diǎn)蝕。這些研究大多集中于注氣井和生產(chǎn)井中CO2對(duì)井筒管材的腐蝕［16-17］，而缺乏對(duì)CO2封存井油管的腐蝕規(guī)律研究，尤其是對(duì)于CO2和H2S 共存條件下的油管腐蝕規(guī)律并不清楚，以中國(guó)某枯竭型酸性氣藏CO2封存井工況為例，溫度為50 ℃，注氣壓力為13 MPa，注入氣體中CO2體積分?jǐn)?shù)為40%，而目前封堵井中CO2體積分?jǐn)?shù)最高在5%左右，該封存工況下現(xiàn)場(chǎng)對(duì)于管材的選擇缺乏明確的依據(jù)。

因此本文利用高溫高壓釜模擬中國(guó)某枯竭型酸性氣藏CO2封存井工況對(duì)擬選用鋼材開(kāi)展腐蝕實(shí)驗(yàn)，從均勻腐蝕速率、腐蝕產(chǎn)物微觀形貌、局部腐蝕和腐蝕壽命預(yù)測(cè)等方面研究N80 鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532 鋼的腐蝕行為，為現(xiàn)場(chǎng)選材提供參考。

1 CO2腐蝕性實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)材料為油田現(xiàn)場(chǎng)擬采用的N80 鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532 鋼，3 種油管鋼材各自的化學(xué)成分如表1 所示。以中華人民共和國(guó)機(jī)械行為標(biāo)準(zhǔn)JB/T 6073―1992《金屬覆蓋層實(shí)驗(yàn)室全浸腐蝕實(shí)驗(yàn)》中試樣要求為標(biāo)準(zhǔn)，加工出尺寸長(zhǎng)×寬×高為3 mm×15 mm×30 mm 的試樣備用。然后依次使用200#、400#、600#、800#、1200#、1500#、2000#砂紙打磨試樣表面，去除加工痕跡，避免對(duì)實(shí)驗(yàn)進(jìn)程產(chǎn)生影響。最后再用去離子水清洗打磨雜質(zhì)，石油醚除去表面油污，無(wú)水乙醇浸泡除水，冷風(fēng)吹干后置于干燥皿中待用。

表1 不同鋼材的化學(xué)成分Table 1 Chemical composition of different steels

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

采用高溫高壓腐蝕實(shí)驗(yàn)儀模擬國(guó)內(nèi)某枯竭型酸性氣藏CO2封存工況，該氣藏地層壓力為2 MPa，溫度為50 ℃，含有少量H2S 氣體，注入氣體為濕氣，其中CO2體積分?jǐn)?shù)為40%，H2S 體積分?jǐn)?shù)為0.01%，其余為N2，注氣壓力預(yù)計(jì)為9~13 MPa。目前針對(duì)油管鋼在CO2和H2S 共存條件下的腐蝕規(guī)律的研究多考慮的是分壓比的影響，多數(shù)學(xué)者是保持體系中的CO2含量不變，改變H2S 的含量進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，而封存過(guò)程中CO2含量逐漸增加，因此本文設(shè)計(jì)的實(shí)驗(yàn)條件為體系中的H2S 含量保持不變，改變CO2的含量［18-20］。將用氮?dú)獬? h 后的去離子水注入高溫高壓釜中形成濕潤(rùn)環(huán)境；將已處理好的試樣掛在試樣架上并放入高溫高壓釜封釜密封；同時(shí)向高溫高壓釜內(nèi)持續(xù)通入氮?dú)?0 min 以完全除去釜內(nèi)氧氣，避免對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果產(chǎn)生影響；然后將溫度升高至50 ℃，待溫度穩(wěn)定后先向釜內(nèi)通入H2S 氣體至0.1 MPa，再分別通入CO2氣體至5、8、11 MPa，最后通入N2補(bǔ)壓至13 MPa。不同實(shí)驗(yàn)條件下均設(shè)置4 個(gè)平行試樣，其中3 個(gè)作為腐蝕稱質(zhì)量試樣，1 個(gè)作為腐蝕產(chǎn)物形貌觀察試樣，腐蝕實(shí)驗(yàn)時(shí)間為168 h。

按照腐蝕產(chǎn)物的清除標(biāo)準(zhǔn)，用去膜液洗去試樣表面的腐蝕產(chǎn)物后再用去離子水清洗試樣表面殘留的去膜液，最后用無(wú)水乙醇除水。清洗完畢后用電子天平稱量試樣腐蝕前后的質(zhì)量，精確到0.1 mg。取3 個(gè)試樣稱量結(jié)果的平均值計(jì)算出均勻腐蝕速率，其計(jì)算公式為

式中：v——腐蝕速率，mm/a；Δm——腐蝕前后試樣質(zhì)量差，g；ρ——試樣密度，g/cm3；S——試樣表面積，cm2；t——腐蝕時(shí)間，h。

根據(jù)NACE SP 0775―2023《油氣作業(yè)中腐蝕樣品的準(zhǔn)備、安裝、分析和解釋》標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)照不同鋼材的腐蝕實(shí)驗(yàn)結(jié)果，分析判斷其腐蝕程度，如表2 所示［10］。

表2 標(biāo)準(zhǔn)NACE SP 0775―2023《油氣作業(yè)中腐蝕樣品的準(zhǔn)備、安裝、分析和解釋》規(guī)定試樣的腐蝕程度Table 2 Specimen corrosion degree required in Standard NACE SP 0775-2023“Preparation, Installation , Analysis ,and Interpretation of Corrosion Coupons in Hydrocarbon Operations”

采用掃描電鏡觀察試樣表面腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌，利用能譜儀分析腐蝕產(chǎn)物化學(xué)成分。采用景深三維顯微鏡對(duì)試樣的蝕坑進(jìn)行三維掃描成像觀測(cè)，局部腐蝕速率［18］的計(jì)算公式為

式中：vL——局部腐蝕速率，mm/a；h——最大局部腐蝕深度，μm。

同時(shí)還需計(jì)算孔蝕系數(shù)用以判斷金屬材料是否發(fā)生了明顯的局部腐蝕?？孜g系數(shù)的計(jì)算方法為最大腐蝕深度與平均腐蝕深度之比，其表達(dá)式為

式中：A——孔蝕系數(shù)；d——平均腐蝕深度，μm。

孔蝕系數(shù)越接近1，說(shuō)明腐蝕形態(tài)越接近均勻腐蝕。當(dāng)孔蝕系數(shù)大于5 時(shí)，說(shuō)明發(fā)生了嚴(yán)重的局部腐蝕，當(dāng)孔蝕系數(shù)小于3，說(shuō)明以均勻腐蝕為主，無(wú)明顯局部腐蝕［19］。

2 結(jié)果與討論

2.1 均勻腐蝕速率

不同CO2分壓下N80鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532鋼的均勻腐蝕速率結(jié)果如表3 所示，可知在模擬工況下N80 鋼的腐蝕速率最大，L80-13Cr 鋼的腐蝕速率較低，BG2532 鋼的腐蝕速率最低。其中N80 鋼在CO2分壓為5、8、11 MPa 時(shí)的腐蝕速率分別為0.067 4、0.070 5、0.097 9 mm/a，隨著CO2分壓的升高逐漸增大，在CO2分壓為11 MPa 時(shí)達(dá)到最大值0.097 9 mm/a；根據(jù)NACE SP 0775―2023《油氣作業(yè)中腐蝕樣品的準(zhǔn)備、安裝、分析和解釋》標(biāo)準(zhǔn)可知，N80 鋼的腐蝕為中度腐蝕。L80-13Cr 鋼在CO2分壓為5、8、11 MPa 時(shí)的腐蝕速率分別為0.022 7、0.024 6、0.027 7 mm/a，均小于油田腐蝕速率控制指標(biāo)0.076 mm/a，速率隨著CO2分壓的升高逐漸增大，在CO2分壓為11 MPa 時(shí)達(dá)到最大值0.027 7 mm/a；L80-13Cr 鋼在CO2分壓為5 MPa 和8 MPa 時(shí)的腐蝕屬于輕度腐蝕，在CO2分壓為11 MPa 時(shí)屬于中度腐蝕。BG2532 鋼在CO2分壓為5、8、11 MPa 時(shí)的腐蝕速率分別為0.001 3、0.001 5、0.002 9 mm/a，均小于油田腐蝕速率控制指標(biāo)，腐蝕速率隨著CO2分壓的升高逐漸增大，在CO2分壓為11 MPa 時(shí)達(dá)到最大值0.002 9 mm/a，屬于輕度腐蝕。

表3 不同CO2分壓下N80鋼、L80-13Cr鋼和BG2532鋼的質(zhì)量損失及腐蝕速率計(jì)算Table 3 Weight loss and corrosion rate calculation of N80 steel , L80-13Cr steel and BG2532 steel at different CO2 partial pressure

3 種鋼材中L80-13Cr 鋼和BG2532 鋼的腐蝕速率均小于油田腐蝕速率控制指標(biāo)，屬于輕度腐蝕范圍，滿足CO2封存井油套管的防腐性能要求，而N80 鋼雖屬于中度腐蝕，但只在分壓為11 MPa 時(shí)腐蝕速率大于油田腐蝕速率控制指標(biāo)，因此在現(xiàn)場(chǎng)CO2封存過(guò)程中對(duì)N80 鋼材的使用應(yīng)充分考慮CO2分壓的影響，合理控制封存條件下的注氣壓力。

2.2 腐蝕產(chǎn)物微觀形貌

不同CO2分壓下N80 鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532 鋼腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌如圖1 所示，紅框位置為元素分析點(diǎn)。由圖1（a）—（c）可知，N80 鋼表面腐蝕產(chǎn)物隨著CO2分壓的升高逐漸增多；當(dāng)CO2分壓為5 MPa 時(shí)腐蝕產(chǎn)物較少且零散地分布在金屬試樣表面，在立方體狀腐蝕產(chǎn)物晶體間可觀察到較多裸露在外的金屬基體，腐蝕產(chǎn)物不能阻擋金屬基體和腐蝕液的接觸，此時(shí)腐蝕產(chǎn)物對(duì)金屬基體不具有保護(hù)作用；當(dāng)CO2分壓為8 MPa 時(shí)腐蝕產(chǎn)物數(shù)量增加，部分出現(xiàn)了融合現(xiàn)象，此時(shí)仍可見(jiàn)部分金屬基體裸露在外；當(dāng)CO2分壓為11 MPa時(shí)腐蝕產(chǎn)物大量增加，開(kāi)始融合成片狀，晶體邊緣開(kāi)始變得光滑，而裸露金屬基體較少。由圖1（d）—（f）可知，隨著CO2分壓的升高，L80-13Cr鋼表面的腐蝕產(chǎn)物也逐漸增多；當(dāng)CO2分壓為5 MPa 時(shí)，金屬基體上有少量的立方體狀腐蝕產(chǎn)物，大面積的金屬基體裸露在外；當(dāng)CO2分壓為8 MPa 時(shí)，金屬基體上的腐蝕產(chǎn)物增多，腐蝕產(chǎn)物的粒徑變小；當(dāng)CO2分壓為11 MPa 時(shí)，腐蝕產(chǎn)物增多并且出現(xiàn)了堆積現(xiàn)象。由圖1（g）—（i）可知，BG2532 鋼在3 種模擬工況下都幾乎不發(fā)生腐蝕，只在CO2分壓為11 MPa 時(shí)在金屬基體表面觀察到少量的腐蝕產(chǎn)物且粒徑很小，較前2 種鋼材具有較好的耐蝕性能。

圖1 不同CO2分壓下鋼材腐蝕產(chǎn)物的微觀形貌Fig. 1 Micromorphology of corrosion products of steels at different CO2 partial pressure

不同CO2分壓下N80鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532鋼腐蝕產(chǎn)物元素分析如表4 所示，可知在CO2分壓在5、8 、11 MPa 下N80 鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532鋼的腐蝕產(chǎn)物的主要元素為C、O、Fe、S，且C 和O 的比值約為1∶3，由此推測(cè)產(chǎn)物為FeCO3和FeS。

表4 不同CO2分壓下鋼材的表面腐蝕產(chǎn)物的EDS分析結(jié)果Table 4 EDS analysis results of corrosion products on surface of steels at different CO2 partial pressure

2.3 局部腐蝕

不同CO2分壓下N80鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532鋼的試樣在去除腐蝕產(chǎn)物膜后的三維形貌分別如圖圖2—圖4 所示。將試片的基準(zhǔn)面的高度定義為0，點(diǎn)蝕坑是向金屬基體內(nèi)部腐蝕產(chǎn)生，因此腐蝕深度為負(fù)值。從圖2 中可以看出，N80 鋼試樣宏觀形貌表面較為平整，沒(méi)有明顯的點(diǎn)蝕坑，表現(xiàn)出均勻腐蝕的特點(diǎn)，但從景深三維形貌圖上可知N80 鋼表面出現(xiàn)了點(diǎn)蝕坑，最大局部腐蝕深度分別為-6.221、-11.942、-13.503 μm，隨著CO2分壓的升高，最大局部腐蝕深度在逐漸增加。從圖3 中可以看出，L80-13Cr 鋼試樣宏觀形貌表面大部分較為平整，有少量肉眼可見(jiàn)的點(diǎn)蝕坑，從景深三維形貌可知L80-13Cr 鋼的最大局部腐蝕深度分別為-24.265、-25.865、-27.348 μm，是N80 鋼最大局部腐蝕深度的2 倍左右，且隨著CO2分壓的升高最大局部腐蝕深度也在增加，腐蝕類型主要表現(xiàn)為局部腐蝕。從圖4 中可以看出，BG2532 鋼試樣表面仍具有金屬光澤，幾乎沒(méi)有腐蝕痕跡，并且結(jié)合景深三維形貌結(jié)果可知，試樣表面沒(méi)有發(fā)現(xiàn)點(diǎn)蝕坑，曲線起伏在2 μm 范圍內(nèi)，主要為加工痕跡，因此不對(duì)其進(jìn)行局部腐蝕分析。

圖2 N80鋼試樣在不同CO2分壓下去除腐蝕產(chǎn)物膜后的三維形貌Fig. 2 3D morphology of N80 steel specimen after removal of corrosion product film at different CO2 partial pressure

圖3 L80-13Cr鋼試樣在不同CO2分壓下去除腐蝕產(chǎn)物膜后的三維形貌Fig. 3 3D morphology of L80-13Cr steel specimen after removal of corrosion product film at different CO2 partial pressure

表5 為N80 鋼、L80-13Cr 鋼和BG2532 鋼的局部腐蝕速率、孔蝕系數(shù)和腐蝕年限計(jì)算結(jié)果，由表5 可知N80 鋼的局部腐蝕速率小于L80-13Cr 鋼，而B(niǎo)G2532 鋼耐蝕性能較好，沒(méi)有明顯的腐蝕，因此不對(duì)其進(jìn)行計(jì)算。由圖6 可知，N80 鋼的局部腐蝕速率依次為0.324 4、0.622 7、0.704 1 mm/a，隨著CO2分壓的升高而增大，變化規(guī)律與均勻腐蝕速率變化規(guī)律一致；L80-13Cr 鋼的局部腐蝕速率依次為1.265 2、1.348 7、1.426 1 mm/a，局部腐蝕速率為N80 鋼的2 倍，并且隨著CO2分壓的升高也在增大，變化規(guī)律也與均勻腐蝕速率變化規(guī)律一致。由表5可知，N80 鋼在模擬工況下的的孔蝕系數(shù)幾乎都小于5，說(shuō)明N80 鋼主要發(fā)生的是均勻腐蝕。實(shí)驗(yàn)條件中CO2分壓分別為5、8、11 MPa，而H2S 分壓為0.1 MPa，pCO2/pH2S<200，腐蝕受H2S 控制，N80 鋼的腐蝕產(chǎn)物隨CO2分壓升高而增多，腐蝕產(chǎn)物膜變得致密，對(duì)基體有保護(hù)作用，謝濤等［20］研究表明當(dāng)溫度不高時(shí)，N80 鋼表面主要被FeCO3緊密覆蓋，阻礙腐蝕過(guò)程的進(jìn)行，與本文結(jié)論相同。雖然L80-13Cr 鋼具有較高的強(qiáng)度和較好的抗CO2腐蝕性能，但是L80-13Cr 鋼在模擬工況下的孔蝕系數(shù)都遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于5，說(shuō)明L80-13Cr 鋼發(fā)生了較為嚴(yán)重的局部腐蝕，存在嚴(yán)重的腐蝕穿孔風(fēng)險(xiǎn)。在溫度低于60 ℃時(shí)生成的FeS 膜不穩(wěn)定且多孔，結(jié)合SEM 可知L80-13Cr 鋼表面腐蝕產(chǎn)物較少，保護(hù)作用較弱，且13Cr 材質(zhì)在硫化氫環(huán)境條件下的防點(diǎn)蝕性能并沒(méi)有隨著含Cr 量的增加而優(yōu)于普通碳鋼和低Cr鋼，何松等［21］研究發(fā)現(xiàn)L80 鋼的抗拉強(qiáng)度和延伸率出現(xiàn)了不同程度的降低，表現(xiàn)出較為強(qiáng)烈的氫脆敏感性，點(diǎn)蝕幾率增大；13Cr 鋼在0.1 MPa 的H2S環(huán)境下發(fā)生了嚴(yán)重的點(diǎn)蝕現(xiàn)象，與本文結(jié)論相同。

表5 不同CO2分壓下N80鋼、L80-13Cr鋼和BG2532鋼的局部腐蝕速率、孔蝕系數(shù)及穿孔年限Table 5 Local corrosion rate , pitting coefficient and perforation life of N80 steel , L80-13Cr steel and BG2532 steel at different CO2 partial pressure

在點(diǎn)蝕發(fā)生以后，坑底部的新鮮金屬處于活性的負(fù)電位狀態(tài)，坑外面的金屬處于鈍化的正電位狀態(tài)，因此通過(guò)腐蝕液的連接構(gòu)成了腐蝕原電池，導(dǎo)致金屬的進(jìn)一步腐蝕。但是在封存CO2過(guò)程中，由于注入氣體中含水量較低，在管柱表面形成的水膜有限，當(dāng)點(diǎn)蝕坑發(fā)展深度較大時(shí)水膜不能很好的連接坑底部和坑表面，因此管柱的點(diǎn)蝕坑在達(dá)到一定深度后就會(huì)停止發(fā)展，并不會(huì)一直延伸下去。文章在計(jì)算穿孔年限時(shí)，認(rèn)為點(diǎn)蝕坑在不斷發(fā)展延伸，得到的是極限情況下的穿孔年限。表5 為取油管壁厚為6.5 mm 計(jì)算得到的N80 鋼和L80-13Cr 鋼的腐蝕穿孔年限，可知不同CO2分壓下L80-13Cr鋼的穿孔年限相差較小，都在5 a 左右；而N80 鋼的穿孔年限相差較大，從分壓5 MPa的20 a減少到11 MPa的9 a。

3 管材的服役壽命預(yù)測(cè)

在CO2注入過(guò)程中，油管在被腐蝕后會(huì)出現(xiàn)壁厚減薄的現(xiàn)象，管柱面臨斷脫風(fēng)險(xiǎn)，會(huì)影響井筒安全，由此對(duì)腐蝕后的油管柱進(jìn)行剩余抗拉強(qiáng)度和剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度的計(jì)算分析，對(duì)于評(píng)估井筒的安全風(fēng)險(xiǎn)具有重要意義。井下管柱腐蝕壽命計(jì)算采用如下思路：①利用管柱尺寸和腐蝕速率計(jì)算管柱腐蝕后剩余的抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度；②再計(jì)算管柱目前承受的載荷，最后計(jì)算出管柱抗內(nèi)壓安全系數(shù)、抗拉安全系數(shù)隨服役時(shí)間的變化關(guān)系；③按照AQ 2012―2007《石油天然氣安全規(guī)程》標(biāo)準(zhǔn)取抗內(nèi)壓安全系數(shù)閾值1.15、抗拉安全系數(shù)閾值1.60，預(yù)測(cè)不同材質(zhì)管柱的腐蝕壽命［22-23］。

3.1 剩余抗拉強(qiáng)度計(jì)算

依據(jù)API 5C3《套管、油管、鉆桿和管線性能的公式和計(jì)算公告》標(biāo)準(zhǔn)，假設(shè)油管受到p的軸向拉力，軸向應(yīng)力為σ，則p=σS。

油管腐蝕速率為v1，油管服役時(shí)間為t1，則內(nèi)徑r=r0+v1t1，服役時(shí)間t1后此時(shí)油管橫截面積軸向拉力p表達(dá)式為

油管服役條件為軸向應(yīng)力小于屈服強(qiáng)度，即

油管的剩余抗拉強(qiáng)度為

式中：p——軸向拉力，kN；t1——服役時(shí)間，a；v1——油管腐蝕速率，mm/a；σ——油管服役時(shí)間t1后軸向應(yīng)力，MPa；S1——油管服役時(shí)間t1后橫截面積，cm2；R——原始管柱外徑，mm；r0——原始管柱內(nèi)徑，mm；σy——油管屈服強(qiáng)度，MPa。

3.2 剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度計(jì)算

根據(jù)API 5C3《套管、油管、鉆桿和管線性能的公式和計(jì)算公告》標(biāo)準(zhǔn)，假設(shè)對(duì)于油管原始壁厚δo的油管受到內(nèi)壓力pi時(shí)，油管軸向應(yīng)力σ=piR/(2δ)，因此當(dāng)油管腐蝕時(shí)間t后，油管壁厚δ=δo-v1t，其軸向應(yīng)力可表達(dá)為

式中δo——油管原始壁厚，mm。

當(dāng)油管軸向應(yīng)力大于屈服強(qiáng)度σy時(shí)，油管失效，因此可得的油管剩余抗內(nèi)壓強(qiáng)度為

式中：pi——油管受到的內(nèi)壓力，MPa；pbo——油管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度，MPa。

3.3 腐蝕壽命預(yù)測(cè)結(jié)果

基于前文均勻腐蝕速率測(cè)試結(jié)果：BG2532 鋼幾乎不發(fā)生腐蝕，L80-13Cr 鋼整體腐蝕較輕，N80鋼腐蝕嚴(yán)重且分壓11 MPa 時(shí)速率高于油田腐蝕控制指標(biāo)，因此對(duì)N80 鋼進(jìn)行腐蝕壽命預(yù)測(cè)。以國(guó)內(nèi)某口注CO2井為例，井筒油管尺寸為88.9 mm（油管外徑）×7.8 mm（油管壁厚），N80 鋼的屈服強(qiáng)度為758 MPa。不同CO2分壓下N80 油管抗拉安全系數(shù)和抗內(nèi)壓安全系數(shù)隨服役年限變化曲線如圖5 所示，N80 油管鋼的抗拉安全系數(shù)和抗內(nèi)壓安全系數(shù)隨服役年限增加而降低，服役年限隨分壓增加逐漸降低。不同CO2分壓下N80 油管的服役年限如圖6 所示，可知抗內(nèi)壓服役年限遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于抗拉服役年限，因此取抗內(nèi)壓服役年限為N80 鋼的服役年限，最短安全服役年限為27 a。

圖5 不同CO2分壓下N80鋼油管抗拉安全系數(shù)和抗內(nèi)壓安全系數(shù)隨服役年限變化Fig. 5 Variation of N80 tubing tensile safety factor and internal pressure safety factor with service life at different CO2 partial pressure

圖6 不同CO2分壓下N80鋼油管服役年限Fig. 6 Service life of N80 tubing at different CO2 partial pressure

4 結(jié) 論

（1）在溫度為50 ℃、H2S 分壓為0.1 MPa、CO2分壓為5、8、11 MPa 條件下，N80 鋼、L80-13Cr鋼、BG2532 鋼的腐蝕速率都隨著分壓的升高而增大，其中N80 鋼腐蝕速率為0.067 4~0.097 9 mm/a，L80-13Cr 鋼腐蝕速率為0.022 7~0.027 7 mm/a，BG2532 鋼腐蝕速率為0.001 3~0.002 9mm/a。模擬工況下L80-13Cr 鋼和BG2532 鋼腐蝕速率都低于油田腐蝕控制指標(biāo)0.076 mm/a。

（2）N80 鋼的使用成本較低，且只在分壓為11 MPa 時(shí)腐蝕速率大于油田腐蝕控制指標(biāo)，因此需根據(jù)注氣工況進(jìn)行選擇；L80-13Cr 鋼整體腐蝕較輕，但出現(xiàn)了點(diǎn)蝕，在注氣過(guò)程中存在腐蝕穿孔的風(fēng)險(xiǎn)；BG2532 鋼幾乎不發(fā)生腐蝕，耐蝕性能較好，但使用成本高，現(xiàn)場(chǎng)使用需考慮技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。

（3）在模擬枯竭型酸性氣藏封存工況條件下，N80 鋼主要表現(xiàn)為均勻腐蝕，抗內(nèi)壓安全系數(shù)和抗拉安全系數(shù)隨服役年限增長(zhǎng)而降低，安全服役年限在27 a；L80-13Cr 鋼出現(xiàn)了點(diǎn)蝕現(xiàn)象，局部腐蝕速率為0.052 7~0.059 4 mm/a，極限穿孔年限為5 a。