付安慶，史鴻鵬，胡 垚，劉忠和，呂乃欣，韓 燕，尹成先

(1.中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院,石油管材及裝備材料服役行為及結(jié)構(gòu)安全國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 陜西 西安 710077；2.長(zhǎng)慶油田分公司第四采氣廠 陜西 西安 710018；3.長(zhǎng)慶油田分公司基建工程部 陜西 西安 710018)

·試驗(yàn)研究·

全尺寸石油管柱高溫高壓應(yīng)力腐蝕/開裂研究及未來發(fā)展方向

付安慶1，史鴻鵬2，胡 垚3，劉忠和3，呂乃欣1，韓 燕1，尹成先1

(1.中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院,石油管材及裝備材料服役行為及結(jié)構(gòu)安全國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 陜西 西安 710077；2.長(zhǎng)慶油田分公司第四采氣廠 陜西 西安 710018；3.長(zhǎng)慶油田分公司基建工程部 陜西 西安 710018)

采用自主研制的全尺寸石油管高溫高壓應(yīng)力腐蝕系統(tǒng)成功模擬了高溫高壓氣井油管柱的腐蝕過程，克服了以往傳統(tǒng)小試樣高溫高壓腐蝕方法研究油氣井管柱腐蝕的缺點(diǎn)。以高溫高壓氣井常用的全尺寸超級(jí)13Cr油管(88.9 mm×7.34 mm)為研究對(duì)象，模擬酸化壓裂過程中殘酸返排階段油管在120℃殘酸介質(zhì)中，在70 MPa內(nèi)壓和78.6%實(shí)際屈服強(qiáng)度軸向拉力載荷下的腐蝕行為及應(yīng)力腐蝕開裂演化過程和機(jī)理。研究結(jié)果表明，全尺寸超級(jí)13Cr油管在殘酸—高溫—內(nèi)壓—軸向拉力共同作用下發(fā)生了嚴(yán)重點(diǎn)蝕和應(yīng)力腐蝕開裂。裂紋起源于油管內(nèi)壁的腐蝕坑，開裂方式為沿晶開裂，開裂過程為：隨著腐蝕坑長(zhǎng)大，在腐蝕坑部位形成“X”型裂紋，最終導(dǎo)致開裂。最后從三個(gè)方面系統(tǒng)闡述了全尺寸石油管高溫高壓應(yīng)力腐蝕研究的未來發(fā)展方向。

全尺寸石油管柱；高溫高壓；超級(jí)13Cr；殘酸；腐蝕；應(yīng)力腐蝕開裂

0 引 言

隨著人類對(duì)天然氣能源需求的與日俱增，天然氣開采正在從常規(guī)工況氣井向“超高溫、超高壓(HPHT)”氣井方向發(fā)展。根據(jù)英國(guó)能源部對(duì)超高溫高壓氣井的定義，一般指超高溫(>175℃)、超高壓(>103 MPa)的天然氣井[1]。在全世界范圍內(nèi)，超高溫高壓氣井主要分布在美國(guó)墨西哥灣、英國(guó)北海、中國(guó)塔里木盆地和南海等地[1,2]。目前我國(guó)具有代表性的超高溫高壓氣井主要分布在新疆的塔里木盆地，例如塔里木油田迪那、大北和克深等區(qū)塊。自2008年“三超”氣田勘探開發(fā)至今，復(fù)雜苛刻的超高溫高壓工況引起的管柱腐蝕問題已成為氣井井筒完整性的巨大挑戰(zhàn)。塔里木盆地的超高溫高壓氣井工況的復(fù)雜苛刻性主要表現(xiàn)在[3]：1)超高溫超高壓工況，井底溫度最高已達(dá)到200℃、井底壓力最高達(dá)130 MPa；2)井流介質(zhì)高含腐蝕性介質(zhì)，天然氣中CO2氣體最大分壓達(dá)4 MPa、Cl-含量高達(dá)160 000 mg/L；3)管柱的復(fù)雜的受力狀況，正常生產(chǎn)過程中的恒載荷、放噴和反復(fù)開關(guān)井引起的交變和振動(dòng)載荷、以及接頭螺紋連接處的其它異常載荷；4)酸化壓裂液的高腐蝕性，增產(chǎn)改造過程中所采用的酸化液(HCl + HF +HAc +酸化緩蝕劑)及返排殘酸液(無緩蝕劑)對(duì)氣井管柱都具有非常高的腐蝕性。在超高溫高壓氣田開發(fā)過程中，因腐蝕導(dǎo)致的油管泄漏和斷裂等失效問題不僅造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失，同時(shí)嚴(yán)重影響到氣田的安全生產(chǎn)，特別是近年來我國(guó)新《安全生產(chǎn)法》和《環(huán)境保護(hù)法》的頒布實(shí)施，安全和環(huán)境保護(hù)兩大主題已成為油氣田開發(fā)生產(chǎn)過程中的重中之重。

高溫高壓氣井油管柱腐蝕失效形式主要表現(xiàn)為三類，第一，腐蝕穿孔，多發(fā)生于油管內(nèi)壁，主要是由于酸化改造階段的酸化液或/和完井生產(chǎn)過程中的含CO2地層水造成的，如圖1(a)所示；第二，管柱接頭縫隙腐蝕，多發(fā)于油管螺紋接頭部位，主要是由于酸化改造階段的酸化液或/和完井生產(chǎn)過程中的含CO2地層水進(jìn)入螺紋縫隙引起的，如圖1(b)所示；第三，應(yīng)力腐蝕開裂，多發(fā)生于油管外壁，主要由于油套之間的環(huán)空保護(hù)液引起的，常見的可能造成應(yīng)力腐蝕開裂的環(huán)空保護(hù)液類型包括無機(jī)氯化物鹽類和無機(jī)磷酸鹽類，如圖1(c)所示。無論是進(jìn)行失效分析還是開展實(shí)驗(yàn)研究，目前最常用的方法是采用高溫高壓釜系統(tǒng)模擬油氣田工況進(jìn)行掛片實(shí)驗(yàn)，該方法是研究石油天然氣工業(yè)高溫高壓環(huán)境中管材及裝備腐蝕/應(yīng)力腐蝕開裂的最常見且最經(jīng)典的方法。但是該方法往往不能全面反映現(xiàn)場(chǎng)井下管柱的腐蝕環(huán)境特征，主要原因有：首先，小試樣由于尺寸和結(jié)構(gòu)因素往往無法全面反映全尺寸管柱的腐蝕行為和形貌；第二，小試樣如四點(diǎn)彎曲法和應(yīng)力環(huán)法雖然可以加力，其加載的均為單方向的應(yīng)力，不能反應(yīng)井下管柱的復(fù)雜受力狀況，井下管柱一般都受到內(nèi)壓、外拉、振動(dòng)、交變等復(fù)雜載荷；第三，小試樣無法反映管柱接頭在服役過程中因腐蝕導(dǎo)致的螺紋接頭密封失效行為，而接頭密封失效往往是導(dǎo)致管柱最重要的失效因素之一。鑒于小試樣模擬工況腐蝕研究方法的缺點(diǎn)，石油管工程技術(shù)研究院自主研發(fā)了“全尺寸石油管高溫高壓實(shí)物拉伸應(yīng)力腐蝕系統(tǒng)”，該系統(tǒng)相對(duì)于高溫高壓釜內(nèi)的小試樣腐蝕方法具有如下三個(gè)優(yōu)勢(shì)：第一，其內(nèi)壓、外拉力、溫度和介質(zhì)等重要工況參數(shù)可完全滿足超高溫高壓氣井極端工況下管柱腐蝕的研究需要；第二，全尺寸管柱腐蝕系統(tǒng)可開展管柱接頭在復(fù)雜載荷下的腐蝕或應(yīng)力腐蝕開裂研究；第三，該系統(tǒng)將全尺寸(Full-scale)與小試樣(Small-scale)方法有機(jī)結(jié)合在一起，考慮到小試樣研究的方便性，在全尺寸管柱內(nèi)設(shè)計(jì)了小試樣掛樣系統(tǒng)。

圖1 超高溫高壓氣井管柱主要腐蝕失效形式

本工作將以全尺寸超級(jí)13Cr馬氏體不銹鋼油管為研究對(duì)象，借助石油管工程技術(shù)研究院自主研發(fā)的全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)研究管柱及接頭在腐蝕介質(zhì)、內(nèi)壓、外拉及高溫復(fù)雜工況共同作用下，模擬酸化壓裂增產(chǎn)改造過程殘酸返排階段中超級(jí)13Cr油管在腐蝕介質(zhì)與內(nèi)壓及軸向載荷共同作用下的腐蝕及應(yīng)力腐蝕開裂演化行為及失效機(jī)理。系統(tǒng)研究了油管內(nèi)壁點(diǎn)蝕發(fā)展為裂紋的過程，表征了螺紋接頭螺牙及密封面在腐蝕實(shí)驗(yàn)后的表面狀態(tài)，定量評(píng)價(jià)了全尺寸腐蝕實(shí)驗(yàn)前后油管的力學(xué)性能變化情況，明確了全尺寸管柱實(shí)物腐蝕標(biāo)準(zhǔn)方法及關(guān)鍵參數(shù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)

全尺寸石油管高溫高壓實(shí)物拉伸應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)主要用于模擬測(cè)試全尺寸油管和套管柱在復(fù)雜苛刻服役工況環(huán)境下(腐蝕介質(zhì)、拉力、內(nèi)壓、高溫)的腐蝕和應(yīng)力腐蝕開裂行為，以及油套管接頭在腐蝕介質(zhì)環(huán)境中的密封性能評(píng)價(jià)，設(shè)備宏觀照片如圖2所示。具體工作參數(shù)為：最長(zhǎng)管段為12 m、最大內(nèi)壓為100 MPa、最高溫度為200℃、最大軸向拉力6 800 kN、最長(zhǎng)連續(xù)工作時(shí)間720 h，管內(nèi)試驗(yàn)介質(zhì)包括：酸溶液、堿溶液、鹽溶液、CO2腐蝕性氣體等。

圖2 全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)

1.2 實(shí)驗(yàn)管材及工況條件

本研究以全尺寸超級(jí)13Cr油管為研究對(duì)象，油管化學(xué)成分如表1所示，油管規(guī)格為：Φ88.9 mm×7.34 mm×6 m，油管中間連接有螺紋接頭，油管連接示意圖如圖3所示。具體實(shí)驗(yàn)參數(shù)：介質(zhì)為殘酸液，pH值在2.5～2.7左右，該殘酸液來源于油田現(xiàn)場(chǎng)井下鮮酸酸液(XX% HCl + XX% HF + XX% HAc + XX % TG201緩蝕劑)注入地層與碳酸鹽巖層反應(yīng)后的返排產(chǎn)物；溫度為120℃；軸向拉力為676 MPa(78.6%的實(shí)際屈服強(qiáng)度)；油管內(nèi)壓為70 MPa。

1.3 實(shí)驗(yàn)過程

實(shí)驗(yàn)前采用清水對(duì)管段進(jìn)行密封及承壓測(cè)試，打壓最高壓力為實(shí)驗(yàn)壓力的110%，保壓時(shí)間為5 min。在確保系統(tǒng)密封性完好的情況下，向?qū)嶒?yàn)管段注入除氧的殘酸液，詳細(xì)實(shí)驗(yàn)步驟如下：第一步，實(shí)驗(yàn)管段內(nèi)介質(zhì)溫度為20℃，內(nèi)壓為7 MPa，拉力為676 MPa，持續(xù)時(shí)間為120 h；第二步，溫度由20℃升至120℃，向油管內(nèi)注入1.2 MPa的CO2氣體，然后采用N2增壓至70 MPa，持續(xù)時(shí)間為20 h；第三步，溫度維持在120℃，壓力保持在70 MPa，同時(shí)軸向拉力維持在676 MPa，最終油管短接在44 h后發(fā)生斷裂，斷裂位置為管體，如圖4所示。

表1 超級(jí)13Cr油管化學(xué)成分 %

圖3 全尺寸超級(jí)13Cr油管實(shí)驗(yàn)短接連接方式(含接箍)

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

2.1 超級(jí)13Cr油管斷裂部位斷口表征

圖4為超級(jí)13Cr油管發(fā)生斷裂后的宏觀形貌，從圖4(b)可以看出油管斷口有明顯的三個(gè)區(qū)域，裂紋源區(qū)、裂紋擴(kuò)展區(qū)和瞬斷區(qū)。其中裂紋源區(qū)有兩個(gè)半圓形的灰黑色區(qū)域，局部放大后如圖5(a)所示，初步判斷裂紋起源于油管內(nèi)壁的兩個(gè)腐蝕坑，圖5(b)的SEM微觀形貌可證明確實(shí)存在腐蝕產(chǎn)物。圖6為超級(jí)13Cr油管斷口裂紋源區(qū)、裂紋擴(kuò)展區(qū)和瞬斷區(qū)的微觀形貌，從圖6(a)可以看出該斷口屬于典型的沿晶斷裂，裂紋擴(kuò)展區(qū)和瞬斷區(qū)的微觀形貌為韌窩狀?？梢酝茢嘤凸軘嗔哑鹪从趦?nèi)壁的兩個(gè)腐蝕坑，在腐蝕介質(zhì)、管柱內(nèi)壓及軸向載荷的共同作用下，油管從腐蝕坑部位起裂，然后迅速擴(kuò)展，最終發(fā)生完全斷裂。

圖4 全尺寸超級(jí)13Cr油管斷裂宏觀形貌

圖5 全尺寸超級(jí)13Cr油管斷裂部位點(diǎn)蝕坑形貌

圖6 全尺寸超級(jí)13Cr油管斷口微觀形貌

2.2 超級(jí)13Cr油管內(nèi)表面腐蝕坑及裂紋形成過程

2.2.1 油管內(nèi)壁腐蝕坑表征

全尺寸13Cr油管內(nèi)壁腐蝕坑宏觀形貌如圖7所示，在靠近斷裂位置的75 cm管段范圍內(nèi)有宏觀可見腐蝕坑25個(gè)，對(duì)腐蝕坑進(jìn)行微觀觀察，發(fā)現(xiàn)大部分腐蝕坑周圍已出現(xiàn)了“X”狀的裂紋，這些裂紋均以腐蝕坑為中心，以“X”狀向四個(gè)方向擴(kuò)展，部分裂紋在擴(kuò)展的過程中出現(xiàn)了二次裂紋形貌，如圖8所示。

圖7 全尺寸13Cr油管內(nèi)壁腐蝕坑宏觀形貌(靠近斷裂處)

圖8 全尺寸13Cr油管內(nèi)壁腐蝕坑微觀形貌(靠近斷裂處)

2.2.2 油管斷裂發(fā)展過程

如上所述，全尺寸超級(jí)13Cr管柱經(jīng)歷了高溫—高內(nèi)壓—高拉應(yīng)力—高腐蝕性殘酸的共同交互作用，以上四個(gè)關(guān)鍵因素導(dǎo)致13Cr管柱內(nèi)壁發(fā)生腐蝕，隨著實(shí)驗(yàn)時(shí)間的推移進(jìn)而發(fā)生開裂。結(jié)合實(shí)驗(yàn)結(jié)果將油管內(nèi)壁腐蝕到開裂過程分為如下五個(gè)階段，如圖9所示。

圖9 全尺寸13Cr油管內(nèi)壁腐蝕坑-裂紋-斷裂發(fā)展過程

第一階段：腐蝕坑形成，如圖9(a)、圖9(b)所示。在殘酸腐蝕介質(zhì)的作用下，油管內(nèi)壁發(fā)生局部腐蝕，點(diǎn)蝕坑萌生，如圖9(b)所示。據(jù)文獻(xiàn)報(bào)道，盡管殘酸相對(duì)于鮮酸其濃度大大降低，但是由于在和地層作用過程中酸液中的緩蝕劑被吸附，導(dǎo)致其腐蝕性增加[4]。超級(jí)13Cr油管在殘酸液中的電化學(xué)腐蝕反應(yīng)如下[5]：

Fe+2H+→Fe2++H2

(1)

2Cr+6H+→2Cr3++3H2

(2)

(3)

(4)

(5)

第二階段：腐蝕坑長(zhǎng)大，如圖9(b)、圖9(c)所示。隨著實(shí)驗(yàn)時(shí)間的推移，圖9(b)的小點(diǎn)蝕坑在殘酸液中由于電化學(xué)腐蝕過程(反應(yīng)式1～5)的作用下不斷發(fā)展長(zhǎng)大，如圖9(c)所示。

第三階段：腐蝕坑發(fā)展為“X”型裂紋圖9(c)、圖9(d)所示。由于油管承受著70 MPa的內(nèi)壓和676 MPa的軸向載荷，當(dāng)腐蝕坑長(zhǎng)大到一定程度時(shí)，腐蝕坑部位就是一個(gè)典型的體積型缺陷，由于在缺陷部位應(yīng)力集中，當(dāng)缺陷尺寸達(dá)到臨界值后，即發(fā)生開裂，裂紋的擴(kuò)展方向基本與軸向載荷的方向呈45°夾角。

第四階段：“X”型裂紋擴(kuò)展，如圖9(d)、圖9(e)所示。當(dāng)裂紋一旦在油管內(nèi)壁形成后，裂紋將在載荷、內(nèi)壓和腐蝕介質(zhì)三者共同的作用下，沿著晶界不斷擴(kuò)展，對(duì)于不銹鋼來講，晶界或者是靠近晶界的部位一般是腐蝕和應(yīng)力腐蝕開裂的薄弱部位，該特征在圖6(a)中可以明顯看出。

第五階段：“X”型裂紋最終導(dǎo)致斷裂，如圖9(e)、圖9(f)所示。隨著“X”型裂紋的進(jìn)一步擴(kuò)展，如圖9(d)到(e)，當(dāng)裂紋長(zhǎng)度和深度達(dá)到一定的臨界尺寸后，油管無法承受內(nèi)壓和軸向載荷，即最終發(fā)生斷裂。

2.3 超級(jí)13Cr油管接頭螺紋密封性能

根據(jù)油田現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)表明約有50%左右的管柱失效與接頭密封泄漏有關(guān)，因此，本研究對(duì)實(shí)驗(yàn)測(cè)試后的超級(jí)13Cr油管接頭進(jìn)行了分析，如圖10所示。從本實(shí)驗(yàn)的測(cè)試結(jié)果來看，母扣螺牙、母扣中間部位、公扣螺牙、公扣密封面、公扣臺(tái)肩面均未發(fā)現(xiàn)腐蝕痕跡，可見在實(shí)驗(yàn)過程中油管接頭未發(fā)生密封泄漏，酸液未進(jìn)入螺紋接頭，密封性能良好。

圖10 全尺寸13Cr油管螺紋(公母扣)形貌

2.4 超級(jí)13Cr油管力學(xué)性能

為了考察管柱在經(jīng)歷高溫—高內(nèi)壓—高拉應(yīng)力—高腐蝕性殘酸多因素交互作用后的力學(xué)性能，對(duì)全尺寸實(shí)驗(yàn)后的管柱和未使用新管柱的屈服強(qiáng)度、斷裂強(qiáng)度、斷后伸長(zhǎng)率、沖擊功等性能進(jìn)行對(duì)比，同時(shí)選取了塔里木油田現(xiàn)場(chǎng)某口井失效的超級(jí)13Cr油管進(jìn)行了同上的測(cè)試，以比較實(shí)驗(yàn)室全尺寸腐蝕測(cè)試后管柱和現(xiàn)場(chǎng)失效管柱力學(xué)性能的差異性。從表2中可以看出，無論是全尺寸測(cè)試后管柱還是現(xiàn)場(chǎng)失效管柱，其力學(xué)性能都滿足API Spec 5CT的要求[6]；全尺寸測(cè)試后管柱和現(xiàn)場(chǎng)失效管柱的屈服強(qiáng)度及抗拉強(qiáng)度相對(duì)于新管柱變化較小，均在10 MPa以內(nèi)，斷后伸長(zhǎng)率基本相同；沖擊功方面，全尺寸實(shí)驗(yàn)后管柱和現(xiàn)場(chǎng)失效管柱明顯低于新管柱，其中全尺寸實(shí)驗(yàn)后管柱和現(xiàn)場(chǎng)失效管柱的沖擊功相同。通過對(duì)比全尺寸實(shí)驗(yàn)后管柱和現(xiàn)場(chǎng)失效管柱的力學(xué)性能參數(shù)，基本非常接近，印證了采用全尺寸石油管高溫高壓實(shí)物拉伸應(yīng)力腐蝕系統(tǒng)可以較為真實(shí)的在腐蝕工況環(huán)境下模擬井下油管的服役行為。

表2 超級(jí)13Cr油管力學(xué)性能比較

3 全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕研究未來發(fā)展方向

3.1 不斷升級(jí)和完善全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕系統(tǒng)功能

目前該系統(tǒng)盡管可以較為全面的模擬全尺寸油管柱在井下的主要服役工況參數(shù)，但是由于井下的工況異常苛刻復(fù)雜，加上一些非常規(guī)作業(yè)工藝和異常作業(yè)方式，需要進(jìn)一步完善該設(shè)備的功能。根據(jù)井下管柱的實(shí)際作業(yè)生產(chǎn)情況和實(shí)驗(yàn)室實(shí)現(xiàn)手段，重點(diǎn)考慮以下幾方面的功能：第一，完善腐蝕性氣體加注功能，在現(xiàn)有僅可以加注CO2氣體的基礎(chǔ)上擴(kuò)展H2S氣體的加注和吸收防護(hù)裝置，該功能主要用于模擬含H2S油氣井管柱的腐蝕和應(yīng)力腐蝕開裂；第二，增加管柱彎曲功能，在現(xiàn)有裝備基礎(chǔ)上采用三點(diǎn)或四點(diǎn)全尺寸管柱彎曲法模擬井下管柱的彎曲變形，該功能主要用于模擬管柱在井下受到非均勻載荷、不穩(wěn)定氣流、管內(nèi)溫度變化等因素可能引起管柱發(fā)生彎曲變形；第三，增加管柱振顫功能，在現(xiàn)有裝備基礎(chǔ)上采用偏心旋轉(zhuǎn)輪的模擬井下管柱振顫，通過偏心輪的轉(zhuǎn)動(dòng)速度改變實(shí)現(xiàn)振顫頻率變化，該功能主要用于模擬管柱在井下受到高流速流體流速和壓力波動(dòng)引起的受迫振動(dòng)。

3.2 建立全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法和標(biāo)準(zhǔn)

如前所述，全尺寸管柱腐蝕評(píng)價(jià)方法不同于小試樣高溫高壓腐蝕模擬實(shí)驗(yàn)方法，所以在實(shí)驗(yàn)操作方法和實(shí)驗(yàn)后試樣評(píng)價(jià)方法兩個(gè)方面均有所不同。首先，對(duì)于實(shí)驗(yàn)操作方法，需要考慮的關(guān)鍵因素有：管柱連接、兩端封頭設(shè)計(jì)、溶液加注、軸向載荷加載、內(nèi)壓加載、管柱加熱方式等，目前已針對(duì)該方法形成了相關(guān)的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。其次，對(duì)于實(shí)驗(yàn)后全尺寸試樣評(píng)價(jià)方法，其最大區(qū)別于小試樣的評(píng)價(jià)就是平均腐蝕速率，因?yàn)閷?duì)于全尺寸管柱是無法計(jì)算平均腐蝕速率的，所以需要建立全尺寸管柱腐蝕實(shí)驗(yàn)后的評(píng)價(jià)方法和標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)前期的實(shí)驗(yàn)工作總結(jié)，初步形成如下的主要評(píng)價(jià)參數(shù)，如表3所示。

表3 全尺寸管柱腐蝕實(shí)驗(yàn)后的評(píng)價(jià)參數(shù)

備注：*表示在實(shí)驗(yàn)前和實(shí)驗(yàn)后需要對(duì)管樣進(jìn)行的評(píng)價(jià)的參數(shù)。

3.3 開展經(jīng)濟(jì)型油管腐蝕評(píng)價(jià)研究

隨著全球油價(jià)走低和降本增效的客觀需求，大部分油氣田由于經(jīng)濟(jì)壓力無法使用超級(jí)13Cr及更高級(jí)別的耐蝕合金管材，因此需要在現(xiàn)有開展的超級(jí)13Cr純材管柱腐蝕評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，需要加大對(duì)經(jīng)濟(jì)型防腐管材評(píng)價(jià)研究，如金屬(合金)鍍層管材、非金屬內(nèi)襯管材、內(nèi)涂層管材等。對(duì)于這些雙層結(jié)構(gòu)的全尺寸管材，需要設(shè)計(jì)如圖11所示的連接方式進(jìn)行腐蝕評(píng)價(jià)研究。

圖11 全尺寸碳鋼防腐層油管連接方式

4 結(jié)論及建議

4.1 結(jié)論

1)全尺寸超級(jí)13Cr油管在120℃殘酸介質(zhì)中，在70 MPa內(nèi)壓和78.6%實(shí)際屈服強(qiáng)度軸向拉力載荷下發(fā)生了嚴(yán)重點(diǎn)蝕和應(yīng)力腐蝕開裂。

2)裂紋的形成過程為“腐蝕坑形成—腐蝕坑長(zhǎng)大—腐蝕坑發(fā)展為“X”型裂紋—“X”型裂紋擴(kuò)展—“X”型裂紋最終導(dǎo)致斷裂”。

3)與未服役的新管柱相比，全尺寸實(shí)驗(yàn)后管柱的屈服強(qiáng)度、斷裂強(qiáng)度、斷后伸長(zhǎng)率未發(fā)生明顯變化，但是沖擊功有所降低。

4)在殘酸—高溫—內(nèi)壓—軸向拉力共同作用下，螺紋接頭密封性完好，未發(fā)生密封泄漏，螺紋公母扣絲扣未發(fā)生腐蝕。

4.2 建議

1)建議進(jìn)一步完善全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕系統(tǒng)功能，重點(diǎn)包括：完善腐蝕性氣體加注功能、增加管柱彎曲功能和管柱振顫功能。

2)建立全尺寸石油管高溫高壓拉伸應(yīng)力腐蝕實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法和標(biāo)準(zhǔn)，主要為實(shí)驗(yàn)操作方法和實(shí)驗(yàn)后全尺寸試樣評(píng)價(jià)方法。

3)加強(qiáng)開展經(jīng)濟(jì)型全尺寸防腐管柱的腐蝕評(píng)價(jià)研究，如金屬(合金)鍍層管材、內(nèi)涂層管材、非金屬內(nèi)襯管材等。

4)全力推進(jìn)“高溫高壓小試樣模擬篩選—全尺寸管柱實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)—現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)段研究”石油管材及裝備的腐蝕評(píng)價(jià)研究思路。

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[2] UEDA M, OMURA T, NAKAMURA S, et al. Development of 125ksi Grade HSLA Steel OCTG For Mildly Sour Environments [C]//NACE International, Paper No. 05089, Houston, 2005:1-11.

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Stress Corrosion and Cracking of Full-scale Tubing String under High Temperature High Pressure

FU Anqing1, SHI Hongpeng2, HU Yao3, LIU Zhonghe3, LYU Naixin1, HAN Yan1, YIN Chengxian1

(1.CNPCTubularGoodsResearchInstitute,StateKeyLaboratoryforPerformanceandStructureSafetyofPetroleumTubularGoodsandEquipmentMaterials,Xi′an,Shaanxi710077,China; 2.TheFourthGasProductionPlantofChangqingOilfieldCompany,Xi′an,Shaanxi710018,China; 3.InfrastructureConstructionEngineeringDepartmentofChangqingOilfieldCompany,Xi′an,Shaanxi710018,China)

A self-made device called “full-scale tubular goods corrosion test system” was used to simulate downhole corrosion of high pressure high temperature (HPHT) gas well, which successfully overcame the disadvantages of conventional small-coupon HPHT test in autoclave. A super 13Cr tubing (88.9 mm×7.34 mm) was tested in spent acid at 120℃ with 70 MPa inner pressure and 78.6% actual yield strength to simulate the HPHT gas well acidizing process. The results showed that severe pitting corrosion and stress corrosion cracking were occurred under combined action of spent acid, high temperature, inner pressure, and axial tensile stress. Crack initiated from corrosion pits of tubing inner surface, which propagated in intergranular mode, the mechanism is that the corrosion pits developed to X-shaped crack with pit growth, and finally resulted in cracking. Moreover, the future directions of full-scale tubular goods corrosion test system were discussed in three aspects.

full-scale tubing string; high temperature and high pressure; super 13Cr; spent acid; corrosion; stress corrosion cracking

國(guó)家自然科學(xué)基金應(yīng)急管理項(xiàng)目(基于超高溫高壓氣井生命全周期的全尺寸管柱腐蝕損傷機(jī)理及評(píng)價(jià)方法研究 編號(hào)：51641409)

付安慶，男，1981年生，高級(jí)工程師，2010年畢業(yè)于加拿大卡爾加里大學(xué)能源與環(huán)境專業(yè)，現(xiàn)從事石油管材及裝備的腐蝕與防護(hù)研究工作。E-mail: fuanqing@cnpc.com.cn

TE983

A

2096-0077(2017)01-0040-07

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.01.010

2017-01-05 編輯：屈憶欣)