注气井油管钢应力腐蚀的实验室评价方法优化.pdf

试验与研究第46卷 第8期2023年8月Vol.46 No.8Aug.2023HAN GUAN 焊管WELDED PIPE AND TUBE注气井油管钢应力腐蚀的实验室评价方法优化*马锋1，2，范冬艳1，2，刘凤兰1，2（1.中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司，吉林 松原 138000；2.二氧化碳驱油与埋存试验基地，吉林 松原 138000）摘 要：CO2腐蚀是制约 CO2驱油与埋存注入井筒安全平稳生产的关键问题，由于注入介质与服役环境的特殊性，导致 CO2注入井油管因应力腐蚀而失效，大量研究认为，吉林油田 CO2驱注气井环境的低温、CO2、细菌及 H2S 等因素是造成油管硫化物应力腐蚀的主要原因，因此寻找一种适合注气井酸性高压服役环境应力腐蚀的评价方法尤为重要。采用不同试验温度、腐蚀溶液、H2S制备方法和加载方式等试验方法，对油管钢应力腐蚀及腐蚀形貌进行分析测定，建立了适用于吉林油田 CO2驱注气井环境的油管钢应力腐蚀分析技术及评价方法。通过油基环空保护液应用，阻断了应力腐蚀敏感环境，提高了注入管柱的应力腐蚀防护性能，矿场试验防治效果良好。关键词：CO2驱油；油管失效；应力腐蚀；三点弯；环空保护液中图分类号：TG113.231 文献标识码：A DOI:10.19291/ki.1001-3938.2023.08.004Optimization of Laboratory Evaluation Method for Stress Corrosion of Tubing Steel in Gas Injection WellsMA Feng1,2,FAN Dongyan1,2,LIU Fenglan1,2(1.PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan 138000,Jilin,China;2.Carbon Dioxide Flooding and Storage Test Base,Songyuan 138000,Jilin,China)Abstract:CO2 corrosion is the key problem that restricts the safe and stable production of CO2 flooding and storage injection wellbore.Due to the particularities of injection medium and service environment,the tubing of CO2 injection well is fractured.A large number of studies have suggested that low temperature,CO2,bacteria and H2S in CO2 injection wells in Jilin oilfield are the main causes of sulfide stress corrosion.Therefore,it is particularly important to find an evaluation method suitable for stress corrosion in acid highpressure service environment of gas injection wells.Through the determination of test temperature,corrosion solution,preparation method of H2S and loading mode,and the analysis and determination of stress corrosion and corrosion morphology of tubing steel by different experimental methods,the stress corrosion analysis technology and evaluation method of tubing steel for CO2 injection well environment in Jilin oilfield were established.The application of oilbased annular protection fluid can block the stress corrosion sensitive environment and improve the stress corrosion protection performance of the injection string.Field tests show that the control effect is good,and stress corrosion almost does not occur in this environment.Key words:CO2 flooding;tubing failure;stress corrosion;threepoint bending;annular protection fluid*基金项目：中国石油集团公司重大科技专项课题“CCUS 注采工艺、产出气循环利用及高效防腐关键技术研究”（项目编号 2021ZZ01-04）；中国石油集团公司重大科技专项课题“松辽盆地（大庆、吉林）CCUS 技术集成与工业化试验”（项目编号2021ZZ01-08）。252023年 第 46 卷焊 管0前 言吉林油田CO2驱区块实施笼统注气工艺，在作业过程中有4口井出现油管应力腐蚀断裂，针对吉林油田CO2驱注气井的现场工况及失效井环空介质特征，进行实验室评价方法分析，结合CO2驱注气井服役环境分析，确定了适用吉林油田CO2驱注气井环境的油管应力腐蚀参数及评价方法，形成了油管应力腐蚀防护措施，确保了安全生产。1CO2驱注气井油管失效分析油气田用CO2驱油与封存技术的注入井情况较为特殊。注入CO2或水都会在井下一定深度产生低温环境，这种环境能够促进油管钢H2S应力腐蚀的发生或加剧金属的氢脆效应。同时，温度适宜会促进硫酸盐还原菌（SRB）等细菌的繁殖。环空介质通常呈静止、密闭状态，这会导致环空内液面以下产生绝氧条件，在适宜的温度下SRB活性增强，将环空保护液或渗入地层水中的硫酸盐不断转化成H2S，从而产生酸性的高浓度CO2和较高浓度H2S腐蚀环境，造成CO2驱注气油管的非正常断裂。通过断裂行为特征、腐蚀形貌特征等分析，得到了CO2注入井油管发生断裂的主要原因。注入井油管外壁光亮，无明显腐蚀，管壁无明显减薄，而油管断裂处附近内外表面发生了明显的局部腐蚀如图1所示。油管断口垂直油管的轴向，裂纹是从管壁外表面萌生并向内扩展，裂纹内有明显腐蚀产物，裂尖分叉，如图2所示。断口微观形貌（见图3）分析表明，断口外表面附近可见解理脆性形貌，这些特征腐蚀是典型的应力腐蚀裂纹特征，表明该油管断裂是应力腐蚀导致的。2试验方法确定目前国内外关于含 H2S 环境的硫化物应力腐蚀（SSCC）实验室评价的方法，基本上依据 NACETMO1772005 金属在 H2S 环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室测试方法 及 NACE TM02841996 管线钢和压力容器用钢抗氢致开裂的评价。应力腐蚀试验采用 GB/T 15970.62007 金属和合金的腐蚀 应力腐蚀试验 中的 U 形弯曲浸泡试验和三点弯曲浸泡试验。2.1U形弯曲、三点弯曲试验对比U 形试样的特点是通过对试验材料预变形和加载高应力，使材料获得苛刻的受力条件，适用于加速研究各油管材料在实际服役环境中的 SSCC 行为。三点弯曲试样的特点是材料处于弹性变形范围内，适合模拟和加速各油管材料在实际服役条件下的应力腐蚀行为，试验试样如图4所示。根据不同试验方法对比，采用三点弯曲加载方式，可根据油管断裂位置所受应力大小加载应力值，符合油管实际服役环境，评价方法对比结果见表1。图1断管宏观形貌图2油管断口纵向裂纹形貌图3油管断口微观形貌 26第8期马锋等：注气井油管钢应力腐蚀的实验室评价方法优化HAN GUAN 2.2试验条件及试验环境设定2.2.1加载应力确定根据井深及封隔器受力情况，确定油管断裂受力位置，通过三点弯曲挠度设置，加载试验管材受力。黑 59 区块油管应力腐蚀具体试验参数见表 2。2.2.2试验溶液确定金属材料在湿 H2S 环境中的试验采用美国腐蚀工程师协会（NACE）标准腐蚀评定溶液。标准试验溶液 A 由 5.0%NaCl 和 0.5%冰乙酸溶解在蒸馏水或去离子水中组成，通入H2S至饱和。标准试验溶液B由5.0%NaCl、0.41%CH3-COONa 和 0.25%冰乙酸溶解在蒸馏水或去离子水中组成，保持溶液pH值为3.43.6，通入 H2S至饱和。而NACE的A、B两种溶液中均不含CO2。试验采用向现场采出水中通入H2S和CO2的混合气体，评价材料的应力腐蚀敏感性。试样悬挂在装有试验溶液的容器中，试样间互不接触，在服役环境下进行材料应力腐蚀评价。表2黑59区块油管应力腐蚀情况井号黑59-1黑59-2黑59-3黑59-4封隔器位置/m2 404.9892 398.012 396.532 416.54断管位置/m495198148372.79断管情况第51根管断带压作业上提65 t，油管在73.4 m处（第8根）断脱作业起管2 t，在第14、15根处发生断裂起管提4 t，在第39根油管处发生断脱腐蚀描述油管断裂断口基本垂直油管轴向，断口表面比较平整，管壁未见明显减薄，为应力腐蚀断裂特征断裂位置拉力/N170 520196 412.5200 744.3182 461.9油管截面积/mm21 165.731 165.731165.731 165.73断裂位置单位面积载荷拉力/（N mm-2）146.3168.5177.2156.5三点弯曲挠度/mm4.415.085.194.72三点弯曲夹具外支点距离/mm78787878弹性模量/MPa200 000200 000200 000200 000试样厚度/mm2222注：根据断裂位置到封隔器位置的油管长度计算出断裂位置所受载荷拉力（73 mm油管每米重9.11 kg）。图4U形弯、三点弯试样加载图表1评价方法对比结果项目优缺点试验方法优选评价手段U形弯曲通过对试验材料预变性和加载高应力，使材料获得苛刻的受力条件，是最苛刻的应力腐蚀试验方法之一。三点弯曲材料处于弹性变形范围内，适合模拟和加速各油管材料在实际弯曲加载服役条件下的应力腐蚀行为。272023年 第 46 卷焊 管溶液一：矿场水（含SRB）+CO2。溶液二：矿场水+Na2S+CH3COOH生成饱和H2S+CO2。2.2.3H2S制备方法确定选用 Na2S+CH3COOH，产生 H2S 饱和气体，反应方程式为Na2S+2CH3COOH=H2S+2CH3COONa根据不同温度下H2S在水中的溶解度，确定Na2S与CH3COOH的配比，见表3。2.3CO2驱注气井应力腐蚀试验方法确定在24 条件下CO2（分压6 MPa）与矿场水（含 SRB）及 CO2（分压 6 MPa）+矿场水+Na2S+CH3COOH两种环境，利用三点弯曲法确定合理的应力腐蚀评价方法，对比分析结果见表4。在 24、CO2分压 6 MPa、矿场注入水条件下，P110 油管钢发生均匀腐蚀。室内评价时，由于 CO2（分压 6 MPa）与矿场水（含SRB）中无营养物质的补入，SRB 死亡，且水样较少（2 L），产生的 H2S 较少，硫化物应力腐蚀现象不明显，腐蚀形貌如图 5 所示。而在Na2S+CH3COOH 条件下，产生的 H2S 应力腐蚀现象明显，断口形貌为韧窝状断裂，如图 6所示。针对CO2驱注气井服役环境，确定了应力腐蚀试验介质，即 CO2（分压 6 MPa）+矿场水+Na2S+CH3COOH，采用此试验条件进行腐蚀试验，结果与矿场断管现象更为接近。3CO2驱注气井应力腐蚀防护措施根据应力腐蚀评价方法，通过不同类型环空保护液（缓蚀剂、缓蚀剂+杀菌剂、缓蚀剂+杀菌剂+脱硫剂、油基环空保护液等）性能评价，发现油基环空保护液可有效消除应力腐蚀环境，降低油管的应力腐蚀敏感性，试验结果见表5。与其他环空保护液相比，油基环空保护液改变了油管应力腐蚀环境，应力腐蚀防护效果最好，可有效降低油管应力腐蚀敏感性，因此推荐使用油基环空保护液防止油管应力腐蚀断裂。在实际应用中，为了提高油管寿命，实现油管安全平稳注入井下，采用“碳钢油管+环空保护液”注入井环空保护技术，应用效果对比如图7所示。表3不同温度H2S溶解度与Na2S、CH3COOH用量温度/20253035H2S溶解度/(g L-1)3.8463.3752.9832.661Na2S用量/(g L-1)8.827.746.846.10CH3COOH用量/(g L-1)3.392.982.632.35表4不同条件下油管钢腐蚀评价方法优选试验条件24、CO2分压6 MPa、矿场注入水24、CO2分压6 MPa、矿场注入水+Na2S+CH3COOH材质P110腐蚀形貌备注均匀腐蚀应力腐蚀断裂图5矿场水条件下腐蚀后形貌图6矿场水+Na2S+CH3COOH条件下断口形貌 28第8期马锋等：注气井油管钢应力腐蚀的实验室评价方法优化HAN GUAN 4结 论（1）CO2注入井断裂油管的分析结果表明，油管断裂是由硫化物应力腐蚀开裂引起的，应力腐蚀敏感环境是由油管渗漏和硫酸盐还原菌共同作用的结果。（2）针对失效井的服役环境分析，结合对油套管CO2驱注气井环境下的前期应力腐蚀试验，通过确定实验室评价的试验温度、腐蚀溶液、H2S制备方法、加载方式等条件，建立了适用于吉林油田CO2驱注气井环境的油管钢应力腐蚀分析与评价方法。（3）通过油基环空保护液应用，阻断了应力腐蚀敏感环境，提高了注入管柱的应力腐蚀防护性能，实际防治效果良好，该环境下几乎不会发生应力腐蚀。参考文献：1 张星，李兆敏，马新忠，等.深井油管H2S 应力腐蚀实验研究J.石油勘探与开发，2004，31（6）：95-97.2 张清，李全安，文九巴，等.CO2/H2S 对油气管材的腐蚀规律及研究进展 J.腐蚀与防护，2003，24（7）：227-281.3 赵明纯，单以银，李玉海，等.显微组织对管线钢硫化物应力腐蚀开裂的影响 J.金属学报，2001，37（10）：1087-1092.4 美国腐蚀工程师协会，油田设备用抗硫化物应力开裂金属材料：NACE MR0175 S.休斯敦：NACE，1975.5 吕建华，关小军，徐洪庆，等.影响低合金钢材抗H2S腐蚀的因素 J.腐蚀科学与防护技术，2006，18（2）：118-121.6 IGI S.中国西气东输二线管道延性断裂分析（一）J.焊管，2008，31（2）：23-26.7 村田正彦.日本新日铁X80级管线钢管研究概述 J.焊管，2008，31（2）：40-43，94.8 IGI S.中国西气东输二线管道延性断裂分析（二）J.焊管，2008，31（3）：33-38.9 蔡彬，郑福恩，李记科，等.海底油气管道延性断裂止裂CVN冲击功的计算 J.焊管，2011，34（12）：39-42.10 陈小伟，王旭，郭立萍，等.抗延性断裂X80厚壁直缝埋弧焊管的研发 J.焊管，2018，41（9）：6-14.11 崔富凯，甄莹.高钢级管道延性断裂过程中壁厚减薄率研究 J.焊管，2021，44（10）：1-6，12.12 郭崇晓，蒋钦荣，张燕飞，等.双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀开裂失效原因分析 J.焊管，2016，39（2）：33-38.作者简介：马锋（1982），男，高级工程师，大学本科，2005年毕业于西南石油大学应用化学专业，现就职于吉林油田油气工程研究院CO2驱油与埋存工程实验室，主要从事CO2驱腐蚀防护技术研究工作。收稿日期：2022-10-11修改返回日期：2023-04-11编辑：罗刚表5不同环空保护液条件下油管钢应力腐蚀防护性能评价试验条件CO2与H2S共存条件环空保护液类型缓蚀剂浓度0 mg/L缓蚀剂浓度1 000 mg/L缓蚀剂1 000 mg/L+杀菌剂100 mg/L缓蚀剂1 000 mg/L+杀菌剂100 mg/L+脱硫剂500 mg/L油基环空保护液腐蚀情况P110断裂点蚀点蚀少量点蚀无明显腐蚀N80断裂点蚀点蚀少量点蚀无明显腐蚀J55断裂点蚀点蚀少量点蚀无明显腐蚀BG110S断裂点蚀轻微点蚀少量点蚀无明显腐蚀图7环空保护液应用效果对比 29