柴达木盆地英中地区含硫化氢服役环境下的油管腐蚀开裂行为研究*

焦士杰，罗敬兵，纪淑玲，王夫军，刘君林，姜方林

(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

油气田所用的油井管在硫化氢溶液环境中存在腐蚀、穿孔和应力腐蚀开裂的风险[1]，国内外在广泛研究硫化氢腐蚀及应力腐蚀开裂机理的基础上，提出了一系列的防护措施，如采用耐蚀管材、耐蚀涂料、化学热处理、使用抗硫化氢材料、控制pH值、添加缓蚀剂和防止热降解作用等[2-3]。这些措施都有效减缓了含硫化氢环境下的油井管腐蚀和硫化氢应力腐蚀开裂敏感性。

柴达木盆地英中地区服役环境具有高矿化度、H2S/CO2共存和高宽矿化度地层水等特点，油管腐蚀非常严重，尤其是硫化氢腐蚀，除了可造成全面腐蚀和局部点蚀外，严重时会造成应力腐蚀开裂，不仅造成巨大的经济损失，同时也给生产工作人员带来安全威胁[4-6]。

目前，该地区主要采用镍基合金油管进行生产，但由于镍基合金油管费用昂贵，国内市场价每吨高达70万元，加剧了油田开发资金的投入。因此，有必要开展服役环境中硫化氢应力腐蚀开裂研究，以此做为服役油管的选择依据，从而降低油田开发成本，确保生产期间的井完整性。

1 英中地区服役环境流体性质分析

柴达木盆地英中地区E32盐下Ⅳ-Ⅵ油组属于异常高温高压系统，压力系数为1.80～2.10，地温梯度为2.75 ℃/100 m。根据采出地层水分析，平均氯离子含量为153 786 mg/L，平均总矿化度为298 708 mg/L，平均pH值为6.5。SX58井具有高含量的H2S和CO2，H2S含量达到20 000 mg/L，CO2含量达到6 590 mg/L。

管材的腐蚀随介质pH值的变化而变化，在中性介质环境中会产生较深的点蚀，在酸性介质环境中腐蚀会更加严重，在碱性介质环境中的腐蚀活性较低[7]。英中地区服役环境高含硫化氢环境，井下油井管存在腐蚀及应力腐蚀开裂风险。

研究表明[8-10]，随着油管硬度的升高，含硫化氢环境下的应力腐蚀开裂更容易发生，甚至在百分之几的屈服强度时也会发生压力腐蚀开裂现象。NACE MR0175—2003标准认为，发生硫化氢应力腐蚀的极限分压为0.3×10-3MPa(浓度约为20 mg/L)，低于此分压不发生硫化氢应力腐蚀开裂。但是高强度油管即使在低H2S浓度(约1.5×10-3mg/L)的情况下仍能引起应力腐蚀开裂[11]。

本文根据含硫化氢服役环境及不同油管种类，分别在饱和H2S环境和模拟工况含H2S环境中进行了硫化氢应力腐蚀开裂敏感性试验，对比了不同材料的油管在H2S环境下的应力腐蚀开裂敏感性。

2 试验方法及主要设备

采用轴向拉伸法和弯梁法评价油管在含H2S环境中的应力腐蚀开裂敏感性，这两种方法分别模拟不同的应力状态，是目前API油管应力腐蚀开裂敏感性评价中最常用的两种方法。

2.1 轴向拉伸法

轴向拉伸法依据NACE 0177—2016中方法A进行，试验溶液为A溶液(饱和H2S溶液)，应力加载水平为80%YSmin，试验周期设定为720 h。圆棒拉伸试验装置和标准A溶液应力腐蚀试验装置如图1所示。

图1 试验装置

2.2 弯梁法

利用四点弯曲加载方法可以实现模拟油田实际工况环境下的应力腐蚀敏感性评价。试验参数依据油田环境确定，加载应力为80%YSmin，实验周期为720 h。四点弯曲应力加载示意图如图2所示，全尺寸腐蚀拉伸试验装置如图3所示。

图2 四点弯曲应力加载示意图

图3 全尺寸腐蚀拉伸试验装置示意图

2.3 试验样品

试验用油管选用N80、P110和C110 3种样品。试验溶液选用饱和H2S溶液及现场提取的地层水，试验参数见表1。

表1 含H2S地层水应力腐蚀试验参数

3 试验结果

3.1 饱和H2S(标准A溶液)溶液环境

将3种油管样品放置在饱和H2S(标准A溶液)溶液中进行腐蚀试验，试验后3种油管样品的应力腐蚀宏观形貌如图4所示。从图4的试验结果可见，3种油管样品表面均有一层黑色的腐蚀产物膜，其中P110油管样品发生了开裂及断裂现象，N80和 C110油管样品均未发生开裂及断裂现象，说明N80和 C110油管样品在该试验环境下应力腐蚀开裂不敏感。

3.2 模拟油田含H2S地层水环境

3.2.1 80 ℃温度下油管样品的应力腐蚀开裂敏感性

将所取的3种油管样品在模拟油田地层水的溶液中进行腐蚀试验，该模拟溶液的H2S的含量为5.30%摩尔分数，CO2的含量为1.66%摩尔分数。将3种油管样品放置在温度为80 ℃的模拟油田地层水的溶液中进行腐蚀试验。试验完成后3种油管样品表面放大50倍的腐蚀形貌如图5所示。从图5可见，3种油管样品表面明显有灰黑色腐蚀膜层，均未发生开裂或断裂。3种油管样品均有平整腐蚀形貌，无明显局部腐蚀或开裂现象，表明在模拟油田地层水的溶液且在80 ℃条件下3种油管样品材料对硫化氢应力腐蚀开裂不敏感。

图5 模拟油田地层水及80 ℃条件下3种油管样品材料应力宏观腐蚀形貌

3.2.2 120 ℃温度下应力腐蚀开裂敏感性

将所取的3种油管样品在模拟油田地层水的溶液中进行腐蚀试验，该模拟溶液的H2S的含量为5.30%摩尔分数，CO2的含量为1.66%摩尔分数。将3种油管样品放置在温度为120 ℃的模拟油田地层水的溶液中进行腐蚀试验。试验完成后3种油管样品表面放大300倍的腐蚀形貌如图6所示。从图6可见，试验温度为120 ℃时，3种油管样品材料均没有发生开裂及断裂，N80油管样品表面为灰黑色，呈现平整形貌，无局部腐蚀现象；P110和C110油管样品表面呈现平整形貌，肉眼可观察到均匀的小麻点状形貌。另外，N80油管样品表面点蚀现象不明显；P110和C110油管样品表面均呈现均匀的点蚀坑相貌，但蚀坑较浅无法进行深度测量。表明随着试验温度的升高，P110钢级材料点蚀敏感性增大。

图6 模拟油田地层水及120 ℃条件下3种油管样品材料微观腐蚀形貌

3.2.3 180 ℃温度下应力腐蚀开裂敏感性

将所取的3种油管样品在模拟油田地层水的溶液中进行腐蚀试验，该模拟溶液的H2S的含量为5.30%摩尔分数，CO2的含量为1.66%摩尔分数。将3种油管样品放置在温度为180 ℃的模拟油田地层水的溶液中进行腐蚀试验。试验完成后用三维体式显微镜分析3种油管样品表面的腐蚀形貌，如图7所示。从图7可见，当试验温度升至180 ℃最苛刻条件时，3种油管样品材料均没有发生开裂或断裂；N80油管样品表面应力集中区域较粗糙且局部有膜层脱落，肉眼可见局部存在锈斑的点蚀形貌；P110和C110油管样品表面应力集中区域粗糙，局部有锈斑的点蚀形貌，其中C110油管样品表面锈斑面积较大。另外，3种油管样品表面均可观察到点蚀坑形貌，点蚀坑较浅，用体式显微镜无法测量。同时3种油管样品表面均未发现裂纹，表明材料表面微小点蚀坑在应力作用下并未扩展引起材料的开裂或断裂。

图7 模拟油田地层水及180 ℃条件下3种材料应力微观腐蚀形貌

在模拟油田地层水环境下随着试验温度的逐渐升高，3种油管样品的材料在硫化氢含量为5.30%摩尔分数、二氧化碳含量为1.66%摩尔分数和矿化度298 708 mg/L的条件下应力腐蚀开裂均不敏感，但随着试验温度的升高，材料表面逐渐出现点蚀坑，点蚀敏感性增大。

4 讨论分析

在室温且饱和H2S溶液环境下，相同加载应力作用下P110油管样品发生了断裂，应力腐蚀开裂较敏感，N80和 C110材料未发生开裂及断裂，应力腐蚀开裂不敏感。根据H2S的溶解度规律，室温条件及饱和H2S作用下，H2S的溶解度相对较高，对材料的侵蚀性最高，因此根据试验结果，P110材料不适合在该浓度H2S环境下使用。由于N80油管材料屈服强度较低，对应力腐蚀开裂不敏感。

在模拟油田地层水含H2S和CO2气体共存环境下，3种油管样品在温度从80 ℃逐渐升至180 ℃时均未发生应力腐蚀开裂及断裂现象，说明在模拟条件下含5.3%H2S时，高矿化度地层水、温度变化、H2S与材料的反应、吸附或渗透等因素的协同作用不足以导致油管材料发生应力腐蚀开裂。

虽然短期内油管未发生应力腐蚀开裂，但随着腐蚀的加剧，其剩余使用寿命随之缩减，当腐蚀到一定程度时就会发生因有效承载面减小而导致的失稳断裂等管柱失效现象。因此，为避免因管柱应力腐蚀开裂带来的隐患，应进一步研究不同腐蚀介质、温度、pH值和流速等耦合条件下的腐蚀规律，为多腐蚀介质下的服役油井管提供有效的防腐措施。

5 结论与建议

1)室温及饱和H2S溶液环境下，P110油管材料应力腐蚀开裂敏感，N80和C110油管材料应力腐蚀开裂不敏感。

2)在模拟油田地层水环境下，当H2S的含量为5.30%摩尔分数、CO2的含量为1.66%摩尔分数且试验温度从80 ℃升至180 ℃时，N80、P110和C110油管样品的材料均未发生H2S应力腐蚀开裂，应力腐蚀开裂不敏感。随着实验温度的升高，3种油管样品材料点蚀敏感性增大，但点蚀未导致油管样品的材料发生开裂。

3)建议现场跟踪油管材料在地层水环境点蚀敏感性的检测与评价。