摘要

采用高溫高壓腐蝕測試系統研究了140ksi高鋼級油井管在高溫高壓氣井全生命周期單環境和連續多環境中的腐蝕行為。結果表明，140ksi高鋼級油井管在全生命周期單環境和連續多環境中的腐蝕速率均呈現為CR鮮酸＞CR殘酸＞CR地層水＞CR凝析水的趨勢，其中連續多環境中腐蝕行為表現出一定的“遺傳效應”。地層水腐蝕介質中，140ksi高鋼級油井管在單環境和連續多環境的腐蝕速率均隨實驗周期增加而減小，60 d后腐蝕速率趨于穩定。基于點蝕速率結果，采用有限元方法計算得到不同腐蝕狀態下140ksi高鋼級油井管的服役壽命。

關鍵詞： 高鋼級油井管 ; 全生命周期 ; 單環境 ; 連續多環境 ; 壽命

油井管是支撐油氣井井筒結構的重要構件，其完整性對油氣井安全生產具有重要意義。隨著我國深井、超深井及高溫高壓油氣井的不斷開發，井筒苛刻的服役工況環境對油井管的品種、規格和質量提出了更高的要求，因此，油井管生產廠家和科研機構不斷開發滿足特殊要求的油井管。例如，超深工況需要高強度的高鋼級油井管、特殊地質條件需求高抗擠油井管、高含硫需要抗酸性腐蝕油井管、高含H2S/CO2/Cl-需要經濟型耐蝕油井管和表面特殊處理油井管[1-3]。目前，我國具有代表性的超深高溫高壓氣井主要分布在新疆的塔里木盆地，隨著井筒深度的增加，110ksi和125ksi鋼級油井管已經不能滿足強度要求，因此已開始采用V140、V150鋼級等高鋼級的非API油井管。

高溫高壓氣井在實際作業和生產過程中，為了提高產量，通常采用酸化措施進行增產改造，這就導致油井管在氣井全生命周期中經歷的服役環境包括：鮮酸 (酸化增產)→殘酸 (廢酸返排)→凝析水 (生產初期)→地層水 (生產中/后期)。在眾多的油井管失效中，腐蝕是造成油井管失效的主要原因之一，尤其是高溫、高壓、高含H2S/CO2/Cl-、二次增產改造工藝、復雜的地層載荷等因素，造成油井管腐蝕和應力腐蝕開裂失效頻發。據報道，長慶油田每年新增套損井100口左右，且多為點蝕穿孔造成，其中點蝕生長速率在0.5~3 mm/a，最高達10 mm/a，孔蝕系數達到10以上，生產發現井下油管腐蝕快則1~2 a就穿孔[4]，油井管在井下受到拉伸應力時，電荷轉移電阻和膜電阻等電化學參量表明鈍化膜對油井管基體的保護性能降低[5]。Zhao等[6]研究了完井過程中酸化鮮酸、殘酸和地層水對于HP-13Cr不銹鋼腐蝕行為的影響，著重探討了TG-201型緩蝕劑在完井過程中的失效機制。除此之外，多數研究者更加關注油井管在地層水中的腐蝕行為，探討了地層中CO2、H2S、Cl-以及環空保護液和二次采油注入流體等對油管腐蝕的影響。李建平等[7]研究了CO2分壓對油井管的腐蝕影響規律，90 ℃條件下碳鋼油井管腐蝕速率隨著CO2分壓先增大后減小，在2.5 MPa達到最大；龔寧等[8]在De.Warrd腐蝕預測模型的基礎上，提出了一套適合于CO2腐蝕環境下優選油井管材質 (N80、3Cr、13Cr) 的方法，同時采用高溫高壓模擬實驗進行了驗證；馮桓榰等[9]研究了T95油井管在含CO2、H2S和Cl-高腐蝕工況環境中的腐蝕和應力腐蝕開裂行為，結果表明，在“生產油井管-技術油井管環空氣竄”極限工況下油井管均勻腐蝕速率為0.3047 mm/a，近井口處均勻腐蝕速率為0.7536 mm/a，腐蝕產物膜主要為FeCO3，腐蝕產物膜對樣品的保護作用較差，腐蝕速率較大；范亞萍等[10]研究表明，隨著溫度的升高，T95油井管表面的H2S/CO2腐蝕產物膜逐漸變厚，主要成分為FexSy系列化合物和FeCO3，同時還形成Cr(OH)3和Cr2O3非晶態產物，其降低了腐蝕產物膜與金屬基體界面陰離子溶度，抑制了陽極反應而降低腐蝕速率；楊向同等[11]研究了甲酸鹽環空保護液對油井管/油管腐蝕速率的影響，發現不同合成工藝制備的甲酸鹽含有的Cl、S、P等元素對油井管的腐蝕速率影響較大，TP140碳鋼在甲酸鹽中腐蝕速率為0.0406 mm/a，BG13Cr、JFE13Cr 等不銹鋼在甲酸鹽水中腐蝕速率為0.002 mm/a，前者腐蝕速率比后者高出近20倍。

目前，一方面，針對140ksi及以上鋼級的高強油井管腐蝕研究相對較少，特別是結合氣井實際作業工藝的腐蝕研究鮮有報道；另一方面，國內外針對高溫高壓氣井管柱腐蝕的研究主要集中在單一工況環境 (酸化環境或地層水環境)[12-16]。因此，本文重點研究140ksi高鋼級油井管在高溫高壓氣井全生命周期服役環境中的腐蝕行為和規律，同時基于均勻腐蝕和局部腐蝕對高鋼級油井管的壽命進行了預測。

1 油井管服役環境及實驗方法

1.1 油井管服役環境分析

高溫高壓氣井在實際作業和生產過程中，為了提高產量，一般采用酸化措施進行增產改造，因此，油井管在氣井全生命周期中經歷的服役環境：鮮酸 (酸化增產)→殘酸 (廢酸返排)→凝析水 (生產初期)→地層水 (生產中/后期)。鮮酸通過管柱注入到地層中溶解巖石從而增加天然氣產量，其注入過程對油井管造成腐蝕，理論上，10%HCl+1.5%HF+3%HAc酸液對碳鋼管材造成極其嚴重的腐蝕乃至溶蝕，但實際的酸液中因添加有酸化緩蝕劑而大大降低了腐蝕速率，鮮酸在地層中一般作用時間為2~4 h，同時因注入大量的酸液導致地層的溫度也有所下降。在鮮酸酸化完成后，與地層作用后的殘液即為殘酸，殘酸返排一般持續5~15 d，因酸液量和作業工藝等因素不同導致返排時間存在差異，pH一般在5.5左右，盡管返排殘酸濃度相對鮮酸低的多，但是其腐蝕性較強，主要因為殘酸不同于鮮酸，鮮酸在擠入地層后，緩蝕劑被消耗和巖層吸附。殘酸返排結束后，進入生產初期，隨著凝析油產出的凝析水，其濃度相對地層產出水濃度低，pH7接近，略偏堿性，其腐蝕性相對較小。生產進入中后期，隨著天然氣產出地層水，其濃度遠遠高于凝析水，地層水總礦化度約在2.2×105 mg/L，Cl-含量約在(1.0~1.5)×105 mg/L，略偏酸性，因天然氣中一般含有CO2，加之高溫高壓，管柱在含CO2地層水中有較高腐蝕風險，而且地層水是油井管柱接觸時間最長的腐蝕性介質，因此其引起的腐蝕失效需要重點關注。表1是氣井全生命周期各個環境的腐蝕介質特征，實驗時間及溫度根據氣井增產及生產過程中各介質與油井管的實際接觸周期及井筒溫度確定的。

表1   氣井全生命周期環境的腐蝕介質特征

1.2 油井管腐蝕實驗方法

實驗所用材料為140ksi鋼級碳鋼油井管，其化學成分 (質量分數，%) 為：C 0.26，Si 0.28，Mn 0.59，Cr 0.99，Mo 0.79，V 0.15，Fe 余量。樣品加工為50 mm×10 mm×3 mm的片狀試樣，并且依次用240#、400#、800#、1200#水砂紙逐級將試樣每個表面打磨，而后經去離子水清洗，丙酮超聲除油，冷風吹干后置于干燥器中備用，并用精度為1 mg的電子天平稱量，用精度為0.1 mm的游標卡尺測量尺寸。采用CORTEST動態高溫高壓釜進行高溫高壓腐蝕失重實驗，在反應釜中加入3.0 L腐蝕介質，具體實驗參數見表1。在模擬凝析水和地層水實驗時，先用鼓泡法持續在腐蝕介質中通入4 h高純N2，密封反應釜后，繼續向反應釜內通入CO2 (2 h)，以除去反應釜和腐蝕介質中的氮氣和殘留的氧。將反應釜溫度和壓力升至實驗所設定溫度和壓力，開始計時。實驗結束后，用蒸餾水沖洗干凈并用冷風吹干，將取出的試樣用除膜液 (配方詳見GB/T 16545-1996) 在 20~30 ℃下除去試樣表面的腐蝕產物，時間20~25 min，在室溫下用無水乙醇脫水，吹干，干燥后稱重，通過質量法轉化為深度變化來計算腐蝕速率 (mm/a)。采用Philips XL-20掃描電鏡 (SEM) 觀察去除腐蝕產物后的腐蝕形貌。

根據氣井增產改造和作業生產工藝流程，油井管的耐蝕性能評價研究需要考慮氣井全生命周期 (鮮酸酸化—殘酸返排—凝析水—地層水) 過程中管柱的腐蝕過程。具體實驗方法為：第1步，準備油井管試樣7組 (每組3個平行樣)，7組試樣先在鮮酸中進行腐蝕實驗，實驗結束后取出1組；第2步，將剩下的6組在放入殘酸中進行腐蝕實驗，實驗結束后取出1組；第3步，將剩下的5組再放入凝析水中進行腐蝕實驗，實驗結束后取出1組；第4步，將剩下的4組再放入地層水中進行15 d腐蝕實驗，實驗結束后取出1組；第5步，將剩下的3組再放入地層水中進行30 d腐蝕實驗，實驗結束后取出1組；第6步，將剩下的2組再放入地層水中進行60 d腐蝕實驗，實驗結束后取出1組；第7步，將最后剩下的1組再放入地層水中進行90 d腐蝕實驗，實驗結束后取出；為了與連續環境中油井管的腐蝕行為進行對比，同樣再準備油井管試樣7組 (每組3個平行樣)，分別單獨在鮮酸、殘酸、凝析水、地層水 (15 d)、地層水 (30 d)、地層水 (60 d)、地層水 (90 d) 7個單環境中進行腐蝕實驗，如圖1所示。所有實驗結束后，表征試樣的腐蝕速率和腐蝕形貌。

圖1   基于氣井全生命周期的油井管腐蝕評價方法

連續多環境的腐蝕速率計算中的質量損失 (ΔW) 為：

ΔW鮮酸-連續多環境=W鮮酸前-連續多環境-W鮮酸后-連續多環境 (1)

ΔW殘酸-連續多環境=W鮮酸-連續多環境-W殘酸-連續多環境 (2)

ΔW凝析水-連續多環境=W殘酸-連續多環境-W凝析水-連續多環境 (3)

ΔW地層水15-連續多環境=W凝析水-連續多環境-W地層水15-連續多環境 (4)

ΔW地層水30-連續多環境=W地層水15-連續多環境-W地層水30-連續多環境 (5)

ΔW地層水60-連續多環境=W地層水30-連續多環境-W地層水60-連續多環境 (6)

ΔW地層水90-連續多環境=W地層水60-連續多環境-W地層水90-連續多環境 (7)

2 結果與討論

2.1 高鋼級油井管在氣井全生命周期環境中的腐蝕規律研究

圖2為高鋼級油井管在鮮酸、殘酸、凝析水和地層水4種環境中的腐蝕速率，可以看出，無論是在單環境還是連續多環境中，腐蝕速率的大小依次為：CR鮮酸＞CR殘酸＞CR地層水＞CR凝析水。通過對比單環境和連續多環境中高鋼級油井管的腐蝕速率可以發現，除了鮮酸外，在殘酸、凝析水和地層水 (15 d) 中，CR單環境＞CR連續多環境。對于連續多環境，主要因為在鮮酸實驗中緩蝕劑的加入在試樣表面形成了一層褐紅色的膜層，Zhao等[6]對TG-201型緩蝕劑在酸化過程中腐蝕產物膜的研究表明，在酸化過程中HP-13Cr不銹鋼優先與TG-201中的Cu2+反應生成紅褐色的Cu膜沉積在金屬表面。隨著試樣依次在殘酸、凝析水和地層水 (15 d) 中進一步腐蝕，緩蝕劑膜層的保護作用逐漸減弱；而在地層水 (30 d)、地層水 (60 d)、地層水 (90 d) 中，CR單環境＜CR連續多環境，表明此時緩蝕劑膜的保護作用逐漸消失，并且可能因為緩蝕劑膜層的局部破壞導致基體的腐蝕速率增加。因此，在同樣的腐蝕環境中已發生腐蝕的試樣相對光滑表面試樣腐蝕速率更高[17]，主要表現為前序腐蝕環境和試樣表面特征“遺傳”給后序的腐蝕過程，即連續多環境腐蝕具有一定的“遺傳效應”。此外，對于氣井長期生產的地層水腐蝕介質，無論在單環境和連續多環境中，15、30、60和90 d實驗周期的腐蝕規律為，腐蝕速率隨實驗周期增加而減小，且最終趨于穩定，即60和90 d周期的腐蝕速率基本趨于相等。基于本實驗研究，推薦類似材質高鋼級油井管在氣井長期生產過程 (地層水環境) 中的最佳腐蝕實驗周期為60 d。

圖2   高鋼級油井管在氣井全生命周期單環境和連續多環境中的腐蝕速率對比

圖3和4分別為高鋼級油井管在氣井全生命周期單環境和連續多環境中的微觀腐蝕形貌。對于鮮酸，單環境與連續多環境是一樣的，鮮酸中為均勻腐蝕和少量點蝕萌生，盡管腐蝕速率很高，但服役時間很短 (4 h)，總體腐蝕并不嚴重；對于殘酸，僅從形貌來看，單環境比連續多環境中的腐蝕程度輕，特別是局部腐蝕，主要因為連續多環境中鮮酸腐蝕后試樣表面有一層緩蝕劑膜層，但殘酸的浸泡過程中導致局部破壞了緩蝕劑膜，表現為嚴重局部腐蝕，而在單環境的殘酸中，因為是光滑試樣，局部腐蝕相對輕微，總體表現為嚴重均勻腐蝕；對于凝析水，如表1所示的腐蝕性離子濃度和pH，其腐蝕性相對很弱，單環境的凝析水中光滑試樣發生輕微腐蝕，結合圖2的腐蝕速率來看，多環境的凝析水中已經過鮮酸-殘酸腐蝕的試樣同樣僅發生了輕微腐蝕；對于地層水 (15 d)，單環境中光滑試樣發生了局部腐蝕，而多環境中已經過鮮酸-殘酸-凝析水腐蝕的試樣則是局部腐蝕的進一步發展；對于地層水 (30、60和90 d)，多環境和單環境的地層水腐蝕形貌特征類似，局部腐蝕坑越來越多，部分腐蝕坑因總體腐蝕減薄而變小，部分腐蝕坑繼續擴展，最終發展為“均勻的局部腐蝕”。

圖3   高鋼級油井管在氣井全生命周期單環境中的微觀腐蝕形貌

圖4   高鋼級油井管在氣井全生命周期連續多環境中的微觀腐蝕形貌

2.2 高鋼級油井管在氣井全生命周期環境中的壽命預測

絕大多數的腐蝕失效是因為局部腐蝕導致的穿孔泄漏，因此，對油井管的壽命預測主要基于局部腐蝕速率，從氣井的全生命周期服役環境來看，選取生產環境地層水介質中60 d實驗周期的局部腐蝕速率。采用激光共聚焦顯微鏡對3個試樣隨機測試了90個腐蝕坑，對應點蝕累計概率分布如圖5所示，測試形貌如圖6所示，分別選取9個最大深度、9個中間深度、9個最小深度的腐蝕坑取平均值計算得到最大點蝕速率1.7894 mm/a、平均點蝕速率0.9068 mm/a、最小點蝕速率0.4530 mm/a。采用有限元方法模擬計算油井管服役所需要的最小壁厚為7.22 mm，因此點蝕能夠生長的最大深度為6.22 mm，依據實驗得到的點蝕生長速率，得到油井管的3個點蝕速率對應的預測壽命分別為3.7、7.3和14.6 a。

圖5   點蝕深度的累計概率分布

圖6   高鋼級油井管在氣井全生命周期連續多環境中 (60 d地層水) 的點蝕坑

3 結論

(1) 140ksi高鋼級油井管在氣井全生命周期單環境和連續多環境中的腐蝕速率大小為CR鮮酸＞CR殘酸＞CR地層水＞CR凝析水，連續多環境腐蝕過程表現為前序腐蝕環境和試樣表面特征“遺傳”給后序的腐蝕過程，表現出一定的“遺傳效應”。

(2) 在氣井長期生產的地層水腐蝕介質，無論在單環境和連續多環境中，不同實驗周期的腐蝕速率隨實驗周期增加而減小，60 d后腐蝕速率趨于穩定，推薦類似材質油井管在氣井長期生產過程中的最佳腐蝕實驗周期為60 d。

(3) 基于高鋼級油井管的最大點蝕速率1.7894 mm/a、平均點蝕速率0.9068 mm/a、最小點蝕速率0.4530 mm/a，結合油井管相關性能和服役參數，采用有限元方法計算得到油井管的壽命預測結果分別為3.7、7.3和14.6 a。

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