石油与天然气化工  2013, Vol. 42 Issue (1): 45-48
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 1,2, 卢贵武 1, 张庆生 2, 王树涛 2, 关建庆 2, 惠小敏 2, 陈永 2     
1. 中国石油大学(北京);
1. 中原油田采油工程技术研究院
收稿日期：2012-07-11
基金项目：国家科技重大专项“高含硫气井稳产增产工艺技术”(2011ZX05017-003)
作者简介：黄雪松(1973-)，男，山东济南人，中国石油大学(北京)2009级博士研究生，高级工程师，主要从事油气田腐蚀与防护技术研究。地址：(457001)河南省濮阳市中原油田采油工程技术研究院防腐中心。E-mail：pyhxs@163.com.
摘要：利用高温高压反应釜模拟普光气田的气井油套环空工况环境，研究了抗硫套管钢P110SS在环空保护液中的腐蚀规律和与镍基合金电偶腐蚀规律，并对P110SS抗硫套管的整体性能(抗挤强度、管体屈服强度和抗内压强度)进行了计算分析研究。结果表明，在无H2S/CO2条件下，环空保护液对P110SS保护效果非常好，电偶加速P110SS腐蚀的效果不显著；P110SS抗硫套管的抗挤毁强度、管体屈服强度、抗内压强度下降很小。在p(H2S)为5.0 MPa、p(CO2)为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、抗内压强度下降严重。
关键词：P110SS钢    环空保护液    高含H2S/CO2    抗挤强度    管体屈服强度    抗内压强度    
Overall performance study on P110SS sulfur-resistant casing in the high sulfide gas well annulus protection fluid
Huang Xuesong1,2 , Lu Guiwu1 , Zhang Qingsheng2 , Wang Shutao2 , Guan Jianqing2 , Hui Xiaomin2 , Chen Yong2     
1. China University of Petroleum, Beijing 102249, China;
1. Production Engineering Research Institute, Zhongyuan Oilfield, Puyang 457001, Henan, China
Abstract: The behaviors of corrosion and galvanic nickel based alloy couple of sulfur-resistant casing P110SS in the high sulfide gas well annulus protection fluid were studied. This study was conducted in a high temperature/pressure reactor which simulated the operating environment of oil ring annulus in Puguang Gas Field well. In addition, P110SS sulfur-resistant casing overall performance such as collapse strength, pipe body yield strength and internal pressure strength was also analyzed. Without the presence of hyperbaric H2S/CO2, the annulus protection fluid protected the casing excellently and the galvanic accelerated couple corrosion on P110SS casing was not significant. Thus, the collapse strength, pipe body yield strength and internal pressure strength of P110SS casing were reduced slightly. However, in the hyperbaric environment of H2S 5.0MPa, CO2 3.0MPa, the annulus protection fluid did not protect the casing properly and the corrosion rate was increased by around 100 times. Additionally, the galvanic accelerated couple corrosion on P110SS casing was significant. As a consequence, the performance of P110SS casing including the collapse strength, pipe body yield strength and internal pressure strength was decreased considerably.
Key Words: P110SS sulfur-resistant casing    annulus protection fluid    hyperbaric H2S/CO2 environment    collapse strength    pipe body yield strength    internal pressure strength    

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 kPa)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B110TS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。

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

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℃。

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。

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

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。

图 1     环空保护液中材质腐蚀形貌 Figure 1     Corrosion morpholony 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。

图 2     825+P110SS电偶对腐蚀形貌 Figure 2     Corrosion morphology of 825+P110SS galvanic couple

图 3     718+P110SS电偶对腐蚀形貌 Figure 3     Corrosion morphology of 718+P110SS galvanic couple

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 casingwith service time(without H2S 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。

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 H2S 5.0 MPa and CO2 3.0 MPa)

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。

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。

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 H2S and CO2)

(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 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 H2S 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 H2S 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 H2S 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pH值下降)，必须马上采取应对解决措施。

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. DOI:10.3321/j.issn:1000-0747.2004.06.025
[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. DOI:10.3969/j.issn.1001-1560.2004.04.014
[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. DOI:10.3969/j.issn.1001-3938.2005.05.006
[4]
田青超, 董晓明, 郭金宝. 抗挤抗硫套管用CrMo钢在硫化氢介质中的电化学行为[J]. 宝钢技术, 2008(5): 49-54. DOI:10.3969/j.issn.1008-0716.2008.05.010
[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. DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2005.03.019
[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): 275-297. DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2011.03.014
X