高含硫氣田套管腐蝕情況實驗研究及建議

摘 要

摘要：在我國近年對高溫高壓酸性氣田的開發(fā)過程中，天然氣中的H2S和C02對套管造成了嚴重腐蝕，套管在服役過程中腐蝕穿孔和刺漏現(xiàn)象時有發(fā)生，對油氣井安全生產(chǎn)威脅極大。為此，在實驗
摘要：在我國近年對高溫高壓酸性氣田的開發(fā)過程中，天然氣中的H2S和C02對套管造成了嚴重腐蝕，套管在服役過程中腐蝕穿孔和刺漏現(xiàn)象時有發(fā)生，對油氣井安全生產(chǎn)威脅極大。為此，在實驗室條件下采用自行設計的高溫高壓循環(huán)流動釜，模擬研究了四川盆地某氣井中的套管在超高溫高壓高含H2S和C02的條件下的腐蝕情況——井深4944～5738m井段流速太低、套管壁會有水膜、元素硫附著、積水及腐蝕嚴重。實驗以該氣田在役使用的3種套管材料為研究對象，分別研究其在不同采氣期(攜水采氣期和積水采氣期)的腐蝕情況。根據(jù)實驗獲得的數(shù)據(jù)并結合API 579適用性評價方法，計算出被腐蝕套管的抗擠強度和抗內(nèi)壓強度，進而預測套管的安全服役壽命。結果表明：①該井的套管在攜水采氣期的腐蝕程度較積水采氣期的腐蝕程度輕微；②隨著開采年限的增加，套管的抗內(nèi)壓強度和抗外擠強度均呈直線下降；③在實驗環(huán)境下根據(jù)剩余強度曲線圖預測3種套管的安全服役壽命至少還有10年。建議在氣田的開采過程中應盡量增加攜水采氣期的開采時間，從而延長套管的安全服役壽命。
關鍵詞：套管；高溫高壓；酸性氣田；硫化氫腐蝕；二氧化碳腐蝕；剩余強度；剩余壽命；實驗室試驗
   我國含硫天然氣資源十分豐富，主要分布在四川盆地川東北地區(qū)、塔里木盆地和渤海灣盆地，如普光、羅家寨、渡口河氣田和趙蘭莊氣藏等。含硫氣井中H2S泄漏會造成人員傷亡等嚴重事故，并且硫化氫對材料的損傷也具有其特殊性，國內(nèi)外在高壓高產(chǎn)和高含硫油氣田開發(fā)方面十分重視油氣井的本質安全和公眾安全，因此本實驗著重研究硫化氫氣井的本質安全問題[1]。
   在適用性評價過程中，如何設計實驗環(huán)境和實驗參數(shù)至關重要，因此模擬腐蝕評價試驗應盡可能接近井下工況和投產(chǎn)后的不同階段參數(shù)。根據(jù)單井的實際腐蝕工況以及配產(chǎn)工作制度，采用“適用性設計”技術，選用適當?shù)牟牧?，在有限的開采周期內(nèi)，既要保證井筒本質安全，又要降低開采成本，使其具備開采價值，從而緩解石油天然氣供需之間的矛盾。
   筆者通過模擬某氣田某井的實際工況環(huán)境，針對該井的主要問題——4944～5738m井段Φ193.68mm SM-C11O(壁厚12.7mm)套管段流速太低，套管壁會有水膜、元素硫附著，或積水，腐蝕嚴重，在超高溫高壓高含H2S和C02的條件下，以該氣田在役使用的3種套管材料(1號、2號、3號)為研究對象，應用先進的高溫高壓循環(huán)流動腐蝕儀分別模擬在攜水采氣期和積水采氣期套管的腐蝕情況和運用科學的評價方法，粗略預測基于井下外載的油套管服役壽命。
1 實驗方法與步驟
1.1 實驗參數(shù)的確定
    根據(jù)硫沉積熱力學模型，硫在高含硫氣體混合物中溶解度的公式[2～6]，見下式：
 
式中戶：pssat表示固相硫的飽和蒸汽壓，Pa；фssat表示飽和蒸汽壓下固相硫的逸度系數(shù)；фsg表示氣相流的逸度系數(shù)；vsS表示固相硫的摩爾體積，m3/mol；R表示普適氣體常數(shù)；T表示絕對溫度，K；p表示系統(tǒng)壓力，Pa。
    根據(jù)現(xiàn)場氣樣實測相對密度0.76，井底壓力為60MPa，溫度120℃，H2S 18%(10.8MPa)、C02 11%(6.6MPa)時，計算得元素硫飽和度1.82g/m3。這就是實驗評價中元素硫加量；根據(jù)甲方提供的氣質分析資料，地層水中氯根含量為8000mg/L。
1.2 實驗方法
    實驗儀器為西南石油大學“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室自主設計建造的高溫高壓下循環(huán)流動腐蝕試驗儀(圖1)，上述評價是在該儀器上完成的。儀器最大氣密封工作壓力70MPa、最高工作溫度180℃、容積8L、整體C276合金鍛造、藍寶石視窗觀察流動狀況。兩個功能流道可模擬研究流速、氣流持水率、元素硫是否附著于試片等流動因素的腐蝕，本實驗通過高溫高壓釜視窗觀察不同流速條件下，模擬在含有地層積水和攜水條件下的腐蝕情況。
 

    實驗步驟：①將制備好的3種材料15mm×30mm(1號、2號、3號各6片)的長方形試樣放入自制聚四氟模具中，注意不要弄臟試片或劃傷試片；②向釜內(nèi)通入氮氣驅趕氧氣2h，將實驗模具裝入高溫高壓釜上下兩端支管內(nèi)，密封、依次通入H2S、C02、CH4，高壓釜通電加熱，達到120℃后保溫72h；③實驗結束后，降溫泄壓，取出腐蝕試片后，先用去膜液清洗表面的腐蝕產(chǎn)物，再用石油醚清洗上面的油分，然后用酒精清洗除水，將清洗干凈的樣品干燥，稱重并記錄。
1.3 實驗結果數(shù)據(jù)處理
套管的腐蝕速率計算模型[7]如下式：
 
式中v表示腐蝕速率，mm/a；△m表示金屬失重，g；ρ表示金屬密度，7.98g/cm3；A表示試件表面積，13.68cm2；△t表示腐蝕時間，72h。
1.4 剩余強度計算方法
    由腐蝕后形貌圖可判定其腐蝕類型，若為均勻腐蝕則按照API Specification 5CT[5,8～9]其剩余抗擠強度和抗內(nèi)壓強度，若為局部腐蝕和點蝕則按照API 579-1/ASME FFS-1[10]計算套管的抗擠強度和抗內(nèi)壓強度。
2 實例計算與分析
2.1 油氣井的基本情況
    套管程序：技術套管Φ273.1mm×3435.19m，底部C110油層套管、外徑193.68mm、壁厚12.7mm、下深5690.87m。
2.2 計算結果
2.2.1模擬開采初期攜水采氣套管的腐蝕速率
    在溫度為120℃，壓力為60MPa，含地層攜水條件下的各個試件的腐蝕情況，其統(tǒng)計結果見表1。
 

    從表1中數(shù)據(jù)可以看出，在攜水采氣期材料的腐蝕速率較低。盡管高含H2S和C02，還有元素硫，但腐蝕并不嚴重。
2.2.2模擬開采后期積水采氣期套管的腐蝕速率
    在溫度為120℃，壓力為60MPa，含地層積水條件下的各個試件的腐蝕情況，其統(tǒng)計結果見表2。
 

從表2中數(shù)據(jù)可以看出，在含地層積水采氣期材料的腐蝕速率較高。圖2為試片腐蝕后形貌圖。
 

2.3 套管剩余強度評價及剩余壽命預測
    此腐蝕評價的對象是油管封隔器之下的生產(chǎn)套管，其外徑為193.68mm，壁厚12.7mm。
2.3.1模擬開采初期攜水采氣和開采后期含積水采氣的剩余強度
    圖3為套管模擬攜水采氣期和積水采氣期腐蝕剩余強度。從圖3中可看出攜水采氣期的腐蝕程度較積水采氣期的腐蝕程度輕微，攜水采氣期的抗內(nèi)壓和抗擠強度下降較積水采氣期腐蝕速率較慢，將實驗結果與套管的實際工程設計參數(shù)對比來看，套管在積水采氣期腐蝕剩余壽命要遠遠小于套管工程設計使用壽命。因此，為了增加套管的服役壽命應盡可能延長攜水采氣期開采時間。根據(jù)API Specification 5CT標準，計算套管的抗擠強度和抗內(nèi)壓強度并繪制其隨時間變化的曲線(圖3)。
 

2.3.2剩余壽命預測
   由圖3可知，隨套管使用年限的增加，套管抗內(nèi)壓強度和抗擠強度呈直線下降且腐蝕速率越大套管的剩余強度降低得越快，套管在積水采氣期腐蝕較嚴重。
   根據(jù)加拿大Alberta Energy and Utilities Board所推薦的Directive 010：Minimum Casing Design Requirements標準給出的生產(chǎn)套管外載荷計算方法[8]，其安全系數(shù)取值應：當H2S分壓大于10kPa時，抗內(nèi)壓安全系數(shù)Sb≥1.25。根據(jù)圖3剩余強度曲線適時分析評價套管的剩余強度并合理預測其剩余壽命，在實驗環(huán)境下套管在攜水采氣期和積水采氣期，腐蝕壽命都至少超過10年，攜水采氣期的腐蝕程度比積水采氣期的腐蝕程度要輕微。
3 結論
    1) 在高含H2S的酸性氣田的開采過程中，針對H2S和C02對套管腐蝕比較嚴重的情況，被腐蝕后的套管管壁減薄，抗內(nèi)壓和抗擠強度減低且隨著腐蝕年限的增加，對油氣井安全開采會造成嚴重的威脅。
    2) 本實驗是在模擬含攜水和地層積水情況下進行的，與套管工程設計參數(shù)中套管的理想服役壽命相比，套管在含地層積水采氣期的服役壽命遠遠小于工程設計中套管的理想服役壽命，腐蝕較為嚴重；而在攜水采氣期套管的腐蝕相對較輕，因此，為了增加套管的服役壽命，應盡可能增加套管攜水采氣期的開采時間。
參考文獻
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[10] American Petroleum Institute.Fitness-For-Serviee[S].2nd ed.API 579-1/ASME FFS-1.2007.
 
(本文作者：王明輝1 張智1 曾德智1 施太和1 邵理云2 1.“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學；2.中國石化中原油田普光分公司)