引言

    東海某油田開發井儲層地層壓力為40.82MPa~60.3MPa，地層溫度為125～156℃，儲層流體中按照天然氣組分計算CO2分壓為1.1MPa~3.0MPa，按照Q/HS14015-2012《海上油氣井油管和套管防腐設計指南》CO2腐蝕條件下油管材質選擇圖版，該開發儲層的B2H井工況使用13Cr油管已經超出了圖版選擇范圍（圖版中黃色標記處），因此，需要根據實際工況研究13Cr油管材質可行還是選擇更高等級油管材質。

    圖1 油管選材圖版

    室內模擬研究

    參照JB/T7901-1999金屬材料實驗室均勻腐蝕全浸試驗方法， 選定B2H井井口、井中、井底三個位置處的環境進行腐蝕模擬研究實驗，模擬設備為美國CORTEST公司生產的動態高溫高壓釜。

    每組實驗做三個平行試片，實驗結束后將試片取出放入10%稀鹽酸加緩蝕劑的清洗液中浸泡5min，同時用鑷子夾少量脫脂棉輕拭試片表面的腐蝕產物。從清洗液中取出試片，用自來水沖去表面殘酸后，立即將試片浸入氫氧化鈉溶液（60g/L）中，30s后再用自來水沖洗，然后放入無水乙醇中浸泡約5min，清洗脫水兩次。取出試片放在濾紙上，用冷風吹干，用濾紙將試片包好，貯于干燥器中，放置1h后稱量，精確至0.1mg。

    模擬結果分析

    01    腐蝕速率結果分析

    表4 油管腐蝕室內研究平均腐蝕速率

    根據室內模擬實驗結果，隨著井深的不斷增加，溫度、CO2分壓逐漸升高，兩種材質的腐蝕速率均逐漸增高。

    13Cr兩種鋼級的材質均具有較好的耐蝕性能，其中P110較L80掛片腐蝕速率更低，從井口到井底均屬于低度腐蝕， L80-13Cr掛片在井底環境下腐蝕速率屬于中度腐蝕（腐蝕程度評定參照美國腐蝕學會NACE RP0775-2005標準）。

    圖2 13Cr油管腐蝕形貌

    02    點蝕情況分析

    從宏觀形貌來看，P110-13Cr和L80-13Cr油管材質均沒有發現點蝕現象，腐蝕以均勻腐蝕為主，分別對井底工況下的腐蝕掛片形貌進行微觀SEM掃描，發現掛片表面雖出現一定的腐蝕痕跡，但沒有發現點蝕坑。

    圖3 井底工況下的腐蝕掛片形貌

    壽命評估

    01    超聲波測厚

    對于13Cr材質的P110級和L80級試驗管段，其標稱外徑為2-7/8英寸（73.02mm），壁厚均為5.51mm。其超聲波壁厚測試結果如下：

    可見，兩種管材的壁厚符合其標稱的值。

    02    拉伸性能

    取樣位置按照API 5CT的要求。拉伸性能的平行試樣為三個，按照GB/T 228進行室溫試驗。

    API 5CT的附表C.6規定，對于L80級13Cr材料的屈服強度應在552~655MPa之間，抗拉強度大于655MPa，加載后的伸長率大于0.5%。

    對于P110材料的屈服強度應在758~965MPa之間，抗拉強度大于862MPa，加載后的伸長率大于0.6%。

    由試驗結果可見，兩種管材的實測拉伸性能均滿足API 5CT的要求。

  04    剩余腐蝕壽命

    管道的內腐蝕通常是一旦腐蝕缺陷產生，在深度方向的發展速率便成為管道內腐蝕的主要部分，向管道軸向方向的發展速率和環向方向的發展速率將趨于減緩。由于目前處于設計階段，所以對于管道內部腐蝕剩余壽命評估是基于實驗數據的評估， 其均勻腐蝕剩余壽命計算如下表：

    表9 油管材料均勻腐蝕剩余壽命

    結論和建議

    結論

    （1）油管材質腐蝕速率隨井深的增加而增大；

    （2）室內腐蝕模擬實驗（7天）13Cr材質掛片均勻腐蝕，沒有發生點蝕；

    （3）在假設13Cr材質不會形成鈍化膜的情況下，按照實驗短期腐蝕速率進行兩種油管材質的壽命評估，P110-13Cr在B2H井中的均勻腐蝕剩余壽命為47.1年；L80-13Cr在B2H井中的均勻腐蝕剩余壽命為12.7年，不能滿足使用要求（設計油井壽命30年）；

    （4）在腐蝕介質的作用下，變徑處的沖蝕最為嚴重，可能導致腐蝕穿孔。

    建議

    （1）建議本項目油管使用P110-13Cr材質；

    （2）建議在生產管柱內徑發生變徑的地方增加厚壁管。

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責任編輯：王元

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