大慶油田徐深氣田耐CO2腐蝕套管優(yōu)選

李 杉

(中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453)

?

?鉆井完井?

大慶油田徐深氣田耐CO2腐蝕套管優(yōu)選

李 杉

(中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453)

目前徐深氣田鉆井中普遍使用的 HP13Cr-110 套管各項性能雖滿足要求，但成本較高。為打破套管材質(zhì)單一的局面，降低套管成本，在室內(nèi)對13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種套管的抗拉性能、硬度性能、韌性和耐CO2腐蝕性能進(jìn)行了試驗，并根據(jù)擬合試驗所得腐蝕速率隨時間的變化曲線，回歸得到了各材質(zhì)套管的腐蝕速率和腐蝕指數(shù)計算公式。室內(nèi)試驗表明， 11Cr-110 與 HP13Cr-110 套管一樣具有良好的機(jī)械性能，并具有良好的耐CO2腐蝕性能，且 11Cr-110 套管價格低于 HP13Cr-110 套管。在徐深氣田3口井選擇 11Cr-110 套管進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，結(jié)果表明，11Cr-110 套管防腐效果良好，平均腐蝕速率僅為0.019 6 mm/a，滿足徐深氣田現(xiàn)場需求，且平均每口井約可節(jié)省費用55萬元，能起到降本增效的作用。

套管；機(jī)械性能；二氧化碳腐蝕；徐深氣田

位于松遼盆地的大慶油田徐深氣田氣井完鉆垂深普遍較深，一般在3 500 m左右。該氣田地層中CO2含量為2.19%～8.86%，平均達(dá)到5.17%；地溫梯度為3.9 ℃/100m，井底溫度一般在140 ℃左右，實測最高井底溫度達(dá)169 ℃。在這種井下高溫、高含CO2條件下，套管極易發(fā)生CO2腐蝕問題。因此，徐深氣田在進(jìn)行套管設(shè)計時，既要求套管具有良好的機(jī)械性能以滿足深井套管承受載荷的需要，又要具有良好的耐CO2腐蝕性能[1-4]。目前，徐深氣田深層氣井設(shè)計應(yīng)用 HP13Cr-110 套管，其既能滿足高強(qiáng)度的要求，又能達(dá)到防腐效果。但 HP13Cr-110 套管價格較高，在國際油價持續(xù)低迷、維持低價位運行的形勢下，嚴(yán)重制約了徐深氣田的高效開發(fā)。

為此，筆者在室內(nèi)模擬徐深氣田CO2腐蝕環(huán)境，開展了套管抗拉試驗、硬度試驗、韌性試驗和耐CO2腐蝕性能試驗，分析了套管鋼材的機(jī)械性能及耐腐蝕性能，并給出了 13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種套管的腐蝕速率和腐蝕指數(shù)計算公式，根據(jù)試驗結(jié)果用 11Cr-110 套管代替 HP13Cr-110 套管，并在徐深氣田3口井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，不但滿足了該氣田的防腐要求，而且獲得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

1 套管機(jī)械性能分析

套管的機(jī)械性能能否滿足設(shè)計要求，對于保證氣井套管不被擠毀非常重要[1，5]。目前，松遼盆地中淺層氣井固井主要采用13Cr-95套管，徐深氣田深井固井采用 HP13Cr-110 套管。 11Cr-110 套管具有較好的機(jī)械性能，且價格低于 HP13Cr-110 套管。為此，筆者對 13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管樣品的機(jī)械性能進(jìn)行室內(nèi)試驗，以優(yōu)選更適合徐深氣田深層氣井固井的套管。

1.1 抗拉試驗

試驗設(shè)備采用德國生產(chǎn)的萬能材料試驗機(jī)，用平板液壓夾頭(該夾頭具有夾持力大、使用方便的特點)。分別選取20個外徑139.7 mm、壁厚9.17 mm(與徐深氣井套管設(shè)計尺寸相同)的13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管條狀試驗片(寬度25.4 mm，標(biāo)距長度50.8 mm)進(jìn)行屈服強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度和拉伸率試驗，結(jié)果見表1。

表1 3種套管的抗拉試驗結(jié)果

Table 1 Test results for tensile strength of three kinds of casings

套管試樣個數(shù)屈服強(qiáng)度/MPa抗拉強(qiáng)度/MPa伸長量,%最大最小平均最大最小平均最大最小平均13Cr-9520758655718.2796724768.029.123.725.8HP13Cr-11020898759842.6901828889.131.325.927.911Cr-11020896758840.7900827888.330.325.827.8

由表1可知，13Cr-95套管的抗拉性能明顯低于 HP13Cr-110 套管和 11Cr-110 套管； 11Cr-110 套管的平均屈服強(qiáng)度為840.7 MPa，平均抗拉強(qiáng)度為888.3 MPa，抗拉性能參數(shù)與 HP13Cr-110 套管相當(dāng)。

徐深氣田深井平均完鉆井深3 500 m，13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管單位長度質(zhì)量29.76 kg/m，固井時平均鉆井液密度1.70 kg/L，利用石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計要求》(SY/T 5724—2008)中的套管抗拉系數(shù)計算模型進(jìn)行計算，得到13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管的抗拉系數(shù)分別為2.26，3.10和3.06。由此可知，3材質(zhì)套管的抗拉系數(shù)均滿足SY/T 5724—2008中套管抗拉系數(shù)大于1.60的要求。

1.2 硬度試驗

試驗設(shè)備采用洛式硬度檢測儀，分別選取120個外徑139.7 mm、壁厚9.17 mm(與徐深氣井套管設(shè)計尺寸相同)的 13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管試驗片，選取其外部、中間和內(nèi)部3個點，采用荷重150 kg和鉆石錐壓入器進(jìn)行套管硬度測試，結(jié)果見表2。

表2 3種材質(zhì)套管的硬度試驗結(jié)果

Table 2 Test results for hardness of three kinds of casings

套管試驗部位試樣個數(shù)硬度/HRC最大最小平均13Cr-95外部12026.724.225.4中間12026.223.825.3內(nèi)部12026.424.125.3HP13Cr-110外部12029.026.827.9中間12029.026.627.5內(nèi)部12028.826.227.311Cr-110外部12028.026.827.4中間12028.126.427.2內(nèi)部12028.226.227.3

API標(biāo)準(zhǔn)“specification for casing and tubing”規(guī)定，13Cr-95套 管平均洛氏硬度應(yīng)不超過25.4 HRC， HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管平均洛氏硬度應(yīng)不超過30 HRC。由表2可知，13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管的硬度均滿足API標(biāo)準(zhǔn)。

1.3 韌性試驗

試驗設(shè)備采用材料沖擊韌性試驗機(jī)，分別選取20個外徑139.7 mm、壁厚9.17 mm(與徐深氣井套管設(shè)計尺寸相同)的 13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管試驗片，試樣尺寸為10.0 mm×7.5 mm，試樣溫度0 ℃，在試樣上預(yù)制出相當(dāng)于缺陷的2.0 mm V形裂紋缺口，然后對試樣加載，進(jìn)行橫向沖擊，測試套管的韌性，當(dāng)剪切斷口達(dá)到100%時，得到相應(yīng)的橫向沖擊功，試驗結(jié)果見表3。

表3 3種材質(zhì)套管的韌性試驗結(jié)果

Table 3 Test results for toughness of three kinds of casings

套管試樣個數(shù)橫向沖擊功/J最大最小平均13Cr-953056.837.645.6HP13Cr-11030112.076.095.611Cr-11030135.095.0121.7

由表3可知，13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管在橫向沖擊剪切斷口100%后測得的平均沖擊功分別為45.6，95.6和121.7 J，分別為其平均屈服強(qiáng)度的6.3%，11.3%和14.7%。英國能源部指導(dǎo)性技術(shù)文件規(guī)定[6-7]，高鋼級鋼管用在垂深大于3 000 m的井時，橫向沖擊功應(yīng)該不小于其屈服強(qiáng)度的10%。由此可見， 11Cr-110 和 HP13Cr-110 套管具有較好的韌性，能夠滿足徐深氣田氣井固井的要求，而13Cr-95套管的韌性較差，無法滿足徐深氣田氣井固井的要求。

13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 套管的機(jī)械性能試驗結(jié)果表明，11Cr-110 和 HP13Cr-110 套管的機(jī)械性能穩(wěn)定、可靠，能夠滿足徐深氣田深層氣井的需要，因而能在該類井中應(yīng)用。

2 套管耐CO2腐蝕性能分析

2.1 CO2腐蝕速率試驗

選取13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管樣品,加工成直徑60.0 mm的1/6圓弧試樣，各種材質(zhì)套管試樣分別取4個，用砂紙打磨后稱重。徐深氣田地層壓力一般為35 MPa，通過分壓計算，其CO2分壓0.77～3.10 MPa，平均分壓1.80 MPa。取最高CO2分壓3.10 MPa，分別在溫度80，100，120和140 ℃條件下進(jìn)行試驗，試驗時間分別為1，3，6和10 d，分別對試樣表面用蒸餾水沖洗以去除腐蝕介質(zhì)，然后烘干。去除腐蝕產(chǎn)物后，用電子天平稱重，計算試驗失重和平均腐蝕速率，分別繪制3種材質(zhì)套管在溫度80 ℃和100～140 ℃條件下套管腐蝕速率隨時間的變化曲線，結(jié)果見圖1和圖2。

圖1 80 ℃溫度下3種材質(zhì)套管腐蝕速率隨時間的變化曲線Fig.1 The curve of corrosion rates with time for three kinds of casings at 80 ℃

圖2 100～140 ℃溫度下3種材質(zhì)套管腐蝕速率隨時間的變化曲線Fig.2 The curve of corrosion rates with time for three kinds of casings from 100℃ to 140 ℃

由圖1和圖2可知，在試驗開始后的3 d內(nèi)，腐蝕速率顯著降低，而后隨著試驗時間的延長，腐蝕速率緩慢降低。

2.2 CO2腐蝕速率和耐CO2腐蝕指數(shù)計算

對腐蝕速率隨時間變化的曲線進(jìn)行擬合，可得基于80 ℃條件下試驗數(shù)據(jù)的3種材質(zhì)套管的腐蝕速率公式為：

v1=0.879 5e-11.385×10-2t+w1

(1)

v2=0.868 4e-20.665×10-2t+w1

(2)

v3=0.863 6e-15.342×10-2t+w1

(3)

基于100～140 ℃條件下試驗數(shù)據(jù)得到的3種材質(zhì)套管的腐蝕速率公式為：

v4=1.217 8e-9.058×10-2t+w1

(4)

v5=1.217 4e-13.157×10-2t+w1

(5)

v6=1.217 7e-10.752×10-2t+w1

(6)

式中：v1，v2和v3分別為 13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管在80 ℃下的腐蝕速率，mm/a；v4，v5和v6分別為 13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管在100～140 ℃下的腐蝕速率，mm/a；t為試驗時間，d；w1為套管鋼材中碳的含量。

由式(1)—式(6)可知，隨著腐蝕時間增長，腐蝕速率呈指數(shù)變化規(guī)律遞減。為進(jìn)一步分析套管的耐CO2腐蝕性能，引入耐CO2腐蝕指數(shù)，然后將式(1)—式(3)統(tǒng)一為：

v=0.870 5e-10-2R1t+w1

(7)

將式(4)—式(6)統(tǒng)一為：

v′=1.217 6e-10-2R2t+w1

(8)

式中：v為 13Cr-95、HP13Cr-110或11Cr-110套管在80 ℃下的腐蝕速率，mm/a；v′為13Cr-95、HP13Cr-110或11Cr-110套管在100～140 ℃下的腐蝕速率，mm/a;R1為基于80 ℃溫度條件下試驗數(shù)據(jù)的耐CO2腐蝕指數(shù)；R2為基于100～140 ℃溫度條件下試驗數(shù)據(jù)的耐CO2腐蝕指數(shù)。

套管耐CO2腐蝕能力與套管中碳和微量元素的含量有直接關(guān)系，將R1和R2表達(dá)為與套管中碳和微量元素相關(guān)的式子，其值越大意味著耐腐蝕性能越好。則基于80 ℃和100～140 ℃條件下試驗數(shù)據(jù)的耐CO2腐蝕指數(shù)表達(dá)式分別為：

R1=w2-25w1+0.1w3

(9)

R2=w2-20w1+0.2w3+0.25w4

(10)

式中：w2，w3和w4分別為套管鋼材中Cr ，Ni和Mo的含量。

根據(jù)13Cr-95、 HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管中C，Ni，Cr和Mo的含量，利用式(9)、式(10)計算出其耐CO2腐蝕指數(shù)，計算結(jié)果見表4。

表4 3種材質(zhì)套管的耐CO2腐蝕指數(shù)計算結(jié)果

Table 4 The calculation result of CO2corrosion resistance index for three kinds of casings

套管元素含量,%CNiCrMoR1R213Cr-950.200.1513.00011.39.0HP13Cr-1100.044.0013.001.0020.613.311Cr-1100.023.0011.00015.410.7

由表4可知，在不同溫度下，3種材質(zhì)套管的耐CO2腐蝕性能由高到低依次為 HP13Cr-110、11Cr-110 和 13Cr-95。其中，11Cr-110 套管的耐CO2腐蝕指數(shù)與 HP13Cr-110 套管的耐CO2腐蝕指數(shù)相比，分別降低25.2%和19.5%。

對徐深氣田 HP13Cr-110 套管掛片試件進(jìn)行現(xiàn)場取樣分析可知，HP13Cr-110 油管的腐蝕速率為0.015 mm/a。按照 11Cr-110 套管耐CO2腐蝕指數(shù)比 HP13Cr-110 降低25.2%計算，11Cr-110 套管的腐蝕速率為0.019 mm/a，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于腐蝕速率0.127 mm/a的國際標(biāo)準(zhǔn)[8]，可以滿足徐深氣田的應(yīng)用要求。

3 11Cr-110 套管現(xiàn)場試驗

13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管的機(jī)械性能和耐CO2腐蝕性能分析表明，11Cr-110 套管和 HP13Cr-110 套管一樣，具有較好的機(jī)械性能和耐CO2腐蝕性能，能夠滿足徐深氣田深層氣井的應(yīng)用要求，且其價格較低，因此徐深氣田 SS1-X2井、SS1-X3 井和 SS1-4 井等3口井固井中試用了 11Cr-110 套管。

3口試驗井均于2014年完鉆，平均完鉆井深為3 675.14 m，井底溫度130 ℃左右，CO2含量3.56%～7.76%，通過計算得CO2分壓為1.28～2.80 MPa。為了分析該套管目前的腐蝕情況，取3口井 11Cr-110 油管掛片試樣進(jìn)行腐蝕量及腐蝕速率分析，結(jié)果見表5。

表5 11Cr-110 套管現(xiàn)場試驗效果

Table 5 Field test results of the 11Cr-110 casing

井號使用1a腐蝕量/mm使用1a腐蝕速率/(mm·a-1)使用2a腐蝕量/mm使用2a腐蝕速率/(mm·a-1)平均腐蝕速率/(mm·a-1)SS1-X20.0220.0220.0410.0205SS1-X30.0210.0210.0390.0195SS1-40.0220.0220.0380.01900.0196

由表5可知，3口井的 11Cr-110 套管現(xiàn)場使用2 a，平均腐蝕速率僅為0.019 6 mm/a，低于腐蝕速率0.127 mm/a的國際標(biāo)準(zhǔn)[8]，具有較好的防腐效果，滿足徐深氣田現(xiàn)場使用要求。另外，用現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)得到的 HP13Cr-110 套管的腐蝕速率為0.015 mm/a，通過上述公式計算得到 11Cr-110 套管平均腐蝕速率為0.019 mm/a，與現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)得到的 11Cr-110 套管平均腐蝕速率(0.019 6 mm/a)的誤差僅為3.2%，由此可見本文給出的腐蝕速率和腐蝕指數(shù)公式的準(zhǔn)確性比較高。

在套管成本方面，與以前采用的 HP13Cr-110 套管相比，應(yīng)用 11Cr-110 套管每噸約能夠節(jié)省成本0.5萬元。按照一口井中 11Cr-110 套管平均下深3 675.14 m、單位長度質(zhì)量29.76 kg/m計算，一口井應(yīng)用套管約109 t，平均約能節(jié)省套管費用55萬元，這在一定程度上降低了徐深氣田的開發(fā)成本，實現(xiàn)其經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)。

4 結(jié) 論

1) 針對松遼盆地徐深氣田CO2腐蝕環(huán)境，通過套管耐腐蝕性能試驗，分析了 13Cr-95、HP13Cr-110 和 11Cr-110 等3種材質(zhì)套管的耐CO2腐蝕速率，擬合得到了套管腐蝕速率和腐蝕指數(shù)公式，現(xiàn)場試驗表明，該公式能夠準(zhǔn)確評價套管的耐CO2腐蝕能力。

2) 機(jī)械性能試驗和耐CO2防腐性能試驗表明，11Cr-110 套管具有良好的機(jī)械性能和耐CO2防腐能力，3口井的現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，11Cr-110 套管耐CO2防腐效果較好，能夠在滿足徐深氣田深井需求的同時，起到降本增效的作用。

3) 11Cr-110 套管在徐深氣田試驗的井?dāng)?shù)有限，使用的時間也比較短，建議持續(xù)開展該套管的現(xiàn)場腐蝕量和腐蝕速率分析研究。

References

[1] 李亮，李云龍，李記科，等.增強(qiáng)型13Cr不銹鋼經(jīng)不同工藝調(diào)質(zhì)后的顯微組織和力學(xué)性能[J].機(jī)械工程材料，2010，34(2)：78-80. LI Liang，LI Yunlong，LI Jike，et al.Microstructure and mechanical properties of enhanced 13Cr stainless steel after different quenching and tempering treatments[J].Materials for Mechanical Engineering，2010，34(2)：78-80.

[2] HODGE R M，BURTON R C，CONSTIEN V，et al.An evaluation method for screen-only and gravel-pack completions[R].SPE 73722，2002.

[3] 艾興波.徐深氣田含二氧化碳深層氣井防腐技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2009，29(8)：109-112. AI Xingbo.Anti-corrosion technology applied in CO2-contained deep gas wells in Xushen Gas Field[J].Natural Gas Industry,2009,29(8):109-112.

[4] 馬曉勇，翟曉鵬，張藝馨，等.用數(shù)理統(tǒng)計方法預(yù)測油套管腐蝕剩余壽命[J].斷塊油氣田，2013，20(4):513-515. MA Xiaoyong,ZHAI Xiaopeng,ZHANG Yixin,et al.Using mathematical statistics method to predict remaining life of corroded tubing and casing[J].Fault-Block Oil & Gas Field，2013，20(4):513-515.

[5] 董長銀，崔明月，彭建峰，等.氣田水平井防砂篩管類型優(yōu)選與精度優(yōu)化試驗[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2015，39(6)：104-109. DONG Changyin,CUI Mingyue,PENG Jianfeng,et al.Experimental study on selection of mechanical screens and sand retention precision design for horizontal wells in a gas field[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2015,39(6):104-109.

[6] 白真權(quán)，李鶴林，劉道新，等.模擬油田H2S/CO2環(huán)境中N80鋼的腐蝕及影響因素研究[J].材料保護(hù)，2003，36(4)：32-34. BAI Zhenquan,LI Helin,LIU Daoxin,et al.Corrosion factors of N80 steel in simulated H2S/CO2environment[J].Journal of Materials Protection,2003,36(4):32-34.

[7] 車爭安，張智，陳勝宏，等.酸性氣田開發(fā)中腐蝕對套管強(qiáng)度的影響[J].石油鉆采工藝，2012，34(4)：114-118. CHE Zheng’an,ZHANG Zhi,CHEN Shenghong,et al.Analysis on the influence of corrosion on casing strength in acidic gas field development[J].Oil Drilling & Production Technology,2012,34(4):114-118.

[8] 張亞明，臧晗宇，董愛華，等.13Cr鋼油管腐蝕原因分析[J].腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù)，2009，21(5)：499-501. ZHANG Yaming,ZANG Hanyu,DONG Aihua,et al.Corrosion failure analysis of 13Cr steel oil pipe[J].Corrosion Science and Protection Technology,2009,21(5):499-501.

[編輯 令文學(xué)]

Casing Optimization for CO2Corrosion Resistance in the Xushen Gas Field

LI Shan

(ResearchInstituteofOilProductionEngineering,PetroChinaDaqingOilfieldCo.Ltd.,Daqing，Heilongjiang， 163453,China)

Currently, HP13Cr-110 casing is extensively used in the Xushen Gas Field, its performance can meet all the needs, but the cost is higher. To avoid the use of a single material of casing and lower the cost, the tensile strengths, hardness, toughness and carbon dioxide corrosion resistance of three kinds of casing materials, including 13Cr-95, HP13Cr-110 and 11Cr-110, were tested in lab. Tests obtained the variation curve of corrosion rates with time by fitting test, and the calculation formula to determine the corrosion rates and corrosion indexes for various casing materials. Indoor testing showed that 11Cr-110 possesses good mechanical properties equivalent to HP13Cr-110, and has outstanding resistance to CO2corrosion. Since the cost of the 11Cr-110 casing is much lower than that of HP13Cr-110 casing, the 11Cr-110 casing has been selected in cementing three wells in Xushen Gasfield. Field tests indicated that the 11Cr-110 casing has excellent anti-corrosion performances, with average corrosion rate of 0.019 6 mm/a only, which can fully meet the demand of Xushen Gas Field, and save 550 000 RMB Yuan in each well on average, playing the role of lowering cost and raising the efficiency.

casing；mechanical properties；carbon dioxide corrosion；Xushen Gas Field

2016-06-06；改回日期：2016-10-17。

李杉(1960—)，男，黑龍江樺南人，1982年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，高級工程師，主要從事鉆井設(shè)計及相關(guān)研究工作。E-mail：lishan1@petrochina.com.cn。

10.11911/syztjs.201606009

TE931+.2

A

1001-0890(2016)06-0055-05