P110SS抗硫套管在高含硫气井环空保护液中的整体性能研究＊

黄雪松 卢贵武 张庆生 王树涛 关建庆 惠小敏 陈 永

（1．中国石油大学（北京）

2．中原油田采油工程技术研究院）

普光气田p （H2S）为6．92～9．90 MPa，p（CO2）为4．36～5．10 MPa，为高压高含 H2S／CO2的恶劣腐蚀环境。天然气含有的H2S、CO2、凝析水及Cl－等会导致金属设备性能下降而失效；开发含硫天然气，必须针对腐蚀介质环境、材质作腐蚀分析评价并采取相应的防腐措施。普光气田的井筒结构：油管为G3镍基合金，封隔器为718镍基合金，产层套管为825镍基合金，封隔器以上产层套管为P110SS钢，采用封隔器封闭油套环空并加注有密度调节、除氧、除硫、杀菌和缓蚀效果的环空保护液。针对P110级别的套管钢在H2S环境中的腐蚀行为和规律，张星等［1］利用恒载荷拉伸方法研究了P110钢在 H2S环境中（p （H2S）0．00～0．32 MPa）的SSC规律，即使在SSC不敏感的温度、酸碱度条件下，仍然会发生SSC现象。张清等［2－3］研究了温度和压力对P110钢在 H2S环境中（ρ（H2S）1．379～124．1 k Pa）腐蚀速率的影响，随着温度升高腐蚀速率均先降后升；随CO2分压升高腐蚀速率均单边增加，随H2S分压升高腐蚀速率先升后降。田青超等［4］研究了B110 TS抗挤抗硫套管在饱和H2S盐溶液中的抗SSC性能，腐蚀产物引起电化学行为的变化，有效地提高了抗挤抗硫套管的抗硫性能。姜放等［5］研究了井下高温高压CO2、H2S共存时NT80SS油管腐蚀膜的特征及其对电化学腐蚀的影响。邓洪达等［6］研究了高含 H2S环境中CO2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响。但目前针对P110SS套管在普光气田环空保护液中腐蚀研究依然欠缺。本实验采用高温高压反应釜模拟普光气田的环空保护液工况环境，通过设定套管在服役时为均匀减薄，套管管材力学性能不变，套管管体强度变化只与管壁减薄有关，按照公式计算P110SS套管抗挤强度、管体屈服强度和抗内压强度，分析研究腐蚀后P110SS套管的整体性能变化。

1 实验条件及方法

1．1 实验材质

P110SS抗硫套管的基本性能见表1。

1．2 实验步骤

分两组实验。取普光气田现场环空保护液，高压釜内用N2除氧，N2增压至40 MPa，无 H2S和CO2；p（H2S）5．0 MPa，p（CO2）3．0 MPa，N2增压至40 MPa。试验时间7天，温度90℃。

表1 P110SS套管基本性能参数Table 1 Basic perfor mance parameters of P110SS casing

考虑到P110SS抗硫套管与825镍基合金套管和718封隔器存在连接，做了825＋P110SS和718＋P110SS电偶腐蚀实验，阴阳面积比1∶1。

1．3 套管强度计算方法

依API TR 5C3－2008《套管、管道和用作套管或管道的线管的等式和计算技术报告》和SY／T 5322－2000《套管柱强度设计方法》公式计算。

设套管在服役时为内壁均匀减薄，套管管材力学性能不变，套管管体强度变化只与管壁减薄有关。

2 结果与讨论

2．1 在环空保护液中的电化学腐蚀和电偶腐蚀

P110SS和718、825试样的腐蚀实验结果见表2。从表2可知，在无H2S和CO2时，环空保护液保护效果非常好，对普光气田所用P110SS和825＋P110SS、718＋P110SS电偶腐蚀的腐蚀速度远远低于中石化行业标准推荐值0．076 mm／a。但在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，P110SS腐蚀严重，腐蚀速率呈百倍增长。电偶腐蚀的存在加速了P110SS的腐蚀。

图1为环空保护液中P110SS、718和825 3种材料在含H2S条件下腐蚀后宏观照片。从图1可知，3种材料都发生了一定程度的腐蚀，P110SS腐蚀最严重。

表2 材质在环空保护液中的腐蚀情况Table 2 Corrosion behavior of material in annulus protection fluid

由图2和图3可知，在含H2S条件下，2组电偶对中，镍基合金基本上没有发生腐蚀，而P110SS钢腐蚀严重，局部出现腐蚀坑及脱落现象，越接近两种材料接触处腐蚀越严重。

2．2 在环空保护液中的性能分析

2．2．1 抗挤强度

（1）无H2S和CO2条件下的P110SS套管的抗挤强度随服役时间的变化见表3。30年后，P110SS抗挤毁强度仍能达到原始值的96．30%，说明环空保护液的保护性能较好。

表3 P110SS套管抗挤强度随服役时间的变化规律Table 3 Collapse strength variation of P110SS casing with service time（without H2 S and CO2）

（2）在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，P110SS的抗挤强度随服役时间的变化见表4。

5年后，P110SS抗挤毁强度为原始值的77．12%，10年后为原始值的54．25%，20年后为原始值的20．14%，30年后为原始值的3．37%，说明在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，环空保护液的保护性能不好，并随时间的延长抗挤强度分级也有所变化。

表4 P110SS套管抗挤强度随服役时间的变化规律Table 4 Collapse strength variation of P110SS casing with service time（at H2 S 5．0 MPa and CO2 3．0 MPa）

2．2．2 管体屈服强度

（1）无H2S和CO2条件下的P110SS的管体屈服强度随服役时间的变化见表5。30年后P110SS管体屈服强度仍能达到原始值的98．25%，说明环空保护液的保护性能较好。

（2）在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，P110SS的管体屈服强度随服役时间的变化见表6。

表5 P110SS套管管体屈服强度随服役时间的变化规律Table 5 Pipe body yield strength variation of P110SS casing with service time（without H2 S and CO2）

表6 P110SS套管管体屈服强度随服役时间的变化规律Table 6 Pipe body yield strength variation of P110SS casing with service time（at H2 S 5．0 MPa and CO2 3．0 MPa）

5年后，P110SS管体屈服强度为原始值的89．05%，10年后为原始值的77．89%，20年后为原始值的54．95%，30年后为原始值的31．16%，说明在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，环空保护液的保护性能不好。

2．2．3 抗内压强度

（1）无H2S和CO2条件下的P110SS的抗内压强度随服役时间的变化见表7。30年后，P110SS抗内压强度仍能达到原始值的98．11%，说明环空保护液的保护性能较好。

表7 P110SS套管管体抗内压强度随服役时间的变化规律Table 7 Internal pressure strength variation of P110SS casing with service time（without H2 S and CO2）

（2）在p（H2S ）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，P110SS的抗内压强度随服役时间的变化见表8。5年后，P110SS抗内压强度为原始值的88．27%，10年后为原始值的76．53%，20年后为原始值的53．05%，30年后为原始值的29．56%，说明p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa时，环空保护液的保护性能不好。

表8 P110SS套管管体抗内压强度随服役时间的变化规律Table 8 Internal pressure strength variation of P110SS casing with service time（at H2 S 5．0 MPa and CO2 3．0 MPa）

3 结论与建议

（1）在无H2S和CO2条件下，环空保护液对P110SS保护效果非常好，电偶腐蚀加速P110SS腐蚀的效果不显著；服役30年后，P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度和抗内压强度仍能达到原始值的90．0%以上。

（2）在p（H2S）5．0 MPa、p（CO2）3．0 MPa的条件下，环空保护液保护效果不好，P110SS腐蚀严重，腐蚀速率呈百倍增长，电偶腐蚀加速P110SS腐蚀的效果显著；P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度和抗内压强度下降严重。

（3）若出现油套环空含H2S的异常情况（套压升高或环空保护液取样分析p H值下降），必须马上采取应对解决措施。

［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．温度对油管钢CO2／H2S腐蚀速率的影响［J］．材料保护，2004，37（4）：38－39．

［3］ 张清，李全安，文九巴，等．压力与油管钢CO2／H2S腐蚀速率的关系［J］．焊管，2005，28（5）：24－27．

［4］ 田青超，董晓明，郭金宝．抗挤抗硫套管用Cr Mo钢在硫化氢介质中的电化学行为［J］．宝钢技术，2008，（5）：49－54．

［5］ 姜放，戴海黔，曹小燕，等．油套管在CO2和H2S共存时的腐蚀机理研究［J］．石油与天然气化工，2005，34（3）：213－215．

［6］ 邓洪达，李春福，曹献龙．高含H2S环境中CO2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响［J］．石油与天然气化工，2011，40（3）：275－2 9 7．