SX58井高温高压服役环境全尺寸油管柱应力腐蚀性能研究*

刘君林，罗敬兵，王夫军，焦士杰，夏 雪，周胤男

(中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院 甘肃 敦煌 736202)

0 引 言

青海油田英中地区钻探试采过程中SX58井、S65井和S63井均发现了H2S气体，表明英中地区均含有H2S气体。现场检测显示，SX58井H2S分压约为1.63 MPa，CO2分压为1.31 MPa。该井于2018年11月～12月进行试油作业。后期采用原试油测试管柱组合：Φ88.9 mm×9.52 mm BG110SS+Φ88.9 mm×6.45 mm BG110SS+Φ73 mm×5.51 mm BG110SS油管+“四阀一封(RTTS封隔器)”+射孔枪进行试采。试采环空保护液采用的1.23 g/cm3的地表盐水，采油井口为FMC78-140型采油树，抗硫级别为FF级。目前试采井口油压28 MPa，5.5 mm油嘴控制生产，含水为9.8%。由英西-英中区块采出流体地层水性质可知，该区块地层水平均pH值为6.5，呈现弱酸性；平均氯离子含量为153 785.5 mg/L，氯离子含量较高；平均总矿化度为298 707.9 mg/L，总矿化度含量较高。总之，英西-英中区块井筒采出流体地层水腐蚀性较强。

根据现场工作现状，SX58井试油后由于高产而转入试采，但是试油井管柱按照试采井相对较短服役期限设计(一般设计为1个月)，目前由于现场需求要进行长期试采。基于英西-英中区块管柱较强腐蚀性的服役环境，油管存在明显的腐蚀安全隐患。当油管在H2S/CO2/高矿化度地层水介质环境中服役，其不仅可能发生腐蚀穿孔失效，更需要分析硫化物应力开裂(SSC)可能造成的脆性断裂问题。因此本文针对该区域存在较强的腐蚀情况，开展了相关的评价试验。

全尺寸油管柱腐蚀拉伸试验是一种较接近油田工况环境的室内模拟试验，适用于模拟实物油套管内部接触腐蚀性介质、同时承受轴向拉伸应力作用的耐蚀性能及接头密封性能的测试[1]。为准确检测评价全尺寸油管柱在腐蚀介质、拉伸应力及温度协同作用下的腐蚀及接箍密封性能，开展了SX58井服役油管在模拟H2S/CO2/高矿化度地层水介质环境中的全尺寸腐蚀试验。研究管柱及接头在腐蚀介质、内压、外拉及高温复杂工况共同作用下的腐蚀性能及应力腐蚀开裂敏感性，为该井的完整性评价提供了关键参数。

1 试验方法及材料

1.1 试验材料

试验材料选取SX58井现场服役的P110SS全尺寸油管，溶液介质从英中区块现场提取，试验参数见表1。

1.2 试验方法及设备

本试验用石油专用管高温高压腐蚀试验设备(或类似试验设备)，模拟油套管服役工况环境，在实物油套管中注入腐蚀性介质，在保持一定的试验温度和压力的情况下，施加轴向拉伸应力，应力加载为油管屈服强度的85%，加载应力时为了保证应力加载的均衡性，试样表面环周贴四个应变片，监测应力的平衡，避免给管子造成扭矩或剪切力。试验周期为720 h。试验所用的试样如图1所示。

图1 全尺寸腐蚀拉伸试验试样

试验时要求试样应选用合格的油套管产品进行实物拉伸应力腐蚀试验，试件的表面不应有超过API Spec 5CT允许的表面缺陷[2-3]。试验前对待测管件进行全长无损检测，确保无缺陷后进行静水压试验，试验压力达到油管生产时的质量要求，且无损伤发生，随后方可进行实物拉伸应力腐蚀试验。无损检测试验及静水压试验均依据API Spec 5CT标准进行。

试验结束后，首先进行降温、卸压，当温度、压力降到常温常压时，检查被测管件表面状况，观察试样是否有破裂或裂纹出现。对试验样品管进行卸扣后观察接箍连接处是否有泄漏或腐蚀现象。从试验样品管上截取标识处管段，剖开观察试验样品管内表面腐蚀状况，观察管子内壁的腐蚀形貌(宏观、微观)，并测量管体壁厚减薄情况，根据试验时间，计算减薄速度。如果有点蚀发生，选取点蚀最严重区域，统计、记录该区域内的点蚀孔数(N)和最大点蚀面积(S)，并查找最深点腐蚀坑，计算最大点腐蚀速率。按照ASTM G46进行点蚀严重程度的评定。

2 试验结果

对所选取的P110SS全尺寸油管样品进行全尺寸腐蚀拉伸试验。试验完成后，腐蚀拉伸试样未出现断裂或开裂。取下实验油管样品后，先去掉两端的T型挂具或堵头，并对油样品进行卸扣处理，然后对管内进行清洗、除水等处理，剖开后进行宏观以及微观形貌观察及分析。

2.1 管体无损检测

试验后对管体内壁清洗后进行无损检测，探伤试验后的油管是否存在微裂纹。本检测用磁粉探伤法。磁粉探伤是通过磁粉在缺陷附近漏磁场中的堆积以检测铁磁性材料表面或近表面处缺陷的一种无损检测方法。将检测物体置于强磁场中或通以大电流使之磁化，若物体表面或表面附近有缺陷(裂纹、折叠、夹杂物等)存在，由于它们是非铁磁性的，对磁力线通过的阻力很大，磁力线在这些缺陷附近会产生漏磁。当将导磁性良好的磁粉(通常为磁性氧化铁粉)施加在物体上时，缺陷附近的漏磁场就会吸住磁粉，堆集形成可见的磁粉迹痕，从而把缺陷显示出来，通过检测发现管体内外壁未发现微裂纹及缺陷。试验结束后对卸扣后管子以及剖开后内壁进行无损检测，检测管体内外壁后未发现微裂纹及缺陷。

2.2 螺纹接头形貌观察

对全尺寸腐蚀拉伸试验后的P110SS全尺寸油管样品的螺纹接头进行清洗后，观察试样接头螺纹宏观及微观形貌，其螺纹形貌如图2所示。从图2可见，螺纹处牙底和牙顶均呈现光亮金属光泽，未发现明显的腐蚀现象。

图2 试验后螺纹形貌

2.3 油管内壁形貌观察

对试验后的油管样品进行标记并进行解剖切割，由于实际操作时试验溶液介质难以实现满管灌装，因此试验时试样油管内壁存在液相环境和气相环境两种状态。试样解剖切割时以红色示意线为基准，如图3所示；剖开后观察内壁宏观、微观腐蚀形貌。图4为剖开后内部宏观形貌。从图4可见，油管内壁基本平整，管体解剖切割时下端内壁为灰黑色，管体内壁顶部表面有红褐色的浮锈，无明显的局部腐蚀，通过表面光泽判断油管内壁腐蚀产物膜较薄，表明均匀腐蚀较轻。

图3 试验后管样解剖切割示意图

图4 全尺寸腐蚀拉伸试验后内壁宏观形貌

用扫描电子显微镜观察内壁微观形貌可见，液相环境下内壁表面平整，未发现点蚀现象，腐蚀产物膜较为均匀，无明显的局部脱落现象，如图5(a)所示。能谱(EDS)显示腐蚀产物膜层主要由C、O、S和Fe元素组成，与材料基体含S(质量分数为0.001%)元素比较，表明腐蚀产物由硫化物和碳酸铁盐混合物组成。对气相环境微观腐蚀形貌进行分析，其内表面为均匀腐蚀，微观有局部的产物膜疏松现象，气相环境时水蒸气在材料表面凝聚，由于凝结浓度差异而存在局部不均匀腐蚀现象[4]，如图5(b)所示。能谱(EDS)显示腐蚀产物膜主要由C、O、S和Fe元素组成。结合模拟试验介质含H2S+CO2环境，腐蚀体系主要发生基体管材与H2S和CO2的电化学腐蚀。

图5 全尺寸腐蚀拉伸试验后内壁微观腐蚀形貌及能谱分析

3 分析讨论

青海油田英中区块SX58试采井服役环境含H2S气体，且总矿化度较高，油管柱处于较为苛刻的服役环境。现场使用P110SS抗硫油管，但由于H2S分压较高，110钢级管材仍存在硫化氢应力腐蚀开裂的风险。本试验根据现场服役条件，对全尺寸油管加载85%屈服强度的拉应力，协同试验温度为80 ℃、内压为10 MPa，且在H2S及CO2侵蚀性气体共同作用下，试验720 h后全尺寸油管没有出现开裂、泄漏以及断裂现象，表明在H2S及CO2分压分别为PH2S=0.53 MPa和PCO2=0.17 MPa的模拟条件下，P110SS油管硫化物应力腐蚀开裂不敏感。H2S和CO2均为腐蚀性气体，在水溶液下对管材有较强的腐蚀性，研究显示[7]，当H2S和CO2气体共存且分压比PCO2/PH2S<20时，腐蚀过程由H2S控制，而当20

4 结论及建议

1)在模拟油田高矿化度地层水条件下，全尺寸P110SS油管在PH2S=0.53 MPa、PCO2=0.17 MPa及80 ℃条件下加载应力为85%屈服强度时未出现开裂及断裂，H2S应力腐蚀开裂不敏感。

2)在模拟含CO2+H2S环境下油管样品在液相环境下腐蚀产物膜相对气相致密，腐蚀产物膜主要由硫化物和碳酸盐的混合物组成。

3)建议根据管子基本性能及腐蚀状况对该井油套管进行剩余强度及剩余寿命预测评价，明确管柱服役安全性，指导该井的后续生产，确保试采安全。