連續油管在酸性環境下的疲勞壽命研究進展

鮮 寧 張 平 榮 明 鄒先雄 鮮林云

1. 中國石油集團管力學與環境重點實驗室四川分室, 四川 成都 610041;2. 中國石油工程建設有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;3. 中國石油川慶鉆探工程公司, 四川 成都 610051;4. 中國石油寶雞石油鋼管有限責任公司, 陜西 寶雞 721008

0 前言

連續油管作業技術始于20世紀末期,如今該技術已經廣泛應用于鉆井、完井、修井、測井、增產、氣舉排液、井下工具打撈等領域[1-3]。連續油管每經歷一次起下井作業,連續油管在導向拱和卷軸上都會承受6次彎—直和直—彎的塑性彎曲變形,因此,連續油管在起下井過程中遭遇了低周疲勞。隨著連續油管技術的不斷發展,連續油管已經逐漸在酸性氣田得到應用,當連續油管在酸性井作業時,在含H2S的井下腐蝕介質的作用下,連續油管存在氫脆(HE)、氫致開裂(HIC)、硫化物應力開裂(SSC)的風險,連續油管的塑性將會降低,導致連續油管在酸性環境下的疲勞壽命較非酸性作業環境更短[4-12]。

2009年,寶雞管廠研發的國產連續油管成功下井應用[13],連續油管技術在國內油氣田具有更廣闊的應用前景。國內酸性氣田的分布較廣,特別是川渝地區,大部分天然氣井都含有H2S,屬于酸性環境。為了確保連續油管在酸性環境下的安全應用,熟悉連續油管在酸性工況下的彎曲疲勞性能變化趨勢十分重要。因此,本文擬通過對國外連續油管在酸性環境使用時出現的腐蝕問題及其防護措施進行綜述介紹,為連續油管在酸性氣田井下安全作業應用提供幫助和參考。

1 H2S對碳鋼連續油管的影響

在甜氣環境下(非酸性環境),連續油管主要的腐蝕機理是電化學腐蝕,其腐蝕宏觀形貌體現為點腐蝕和均勻腐蝕,點腐蝕坑和壁厚減薄會降低連續油管的低周疲勞壽命。

當連續油管在酸性環境中應用時,連續油管會遭受H2S引起的損傷機理,諸如氫脆(HE)、氫致開裂(HIC)、硫化物應力開裂(SSC)等,其中HIC和SSC損傷是一種永久性的損傷。在酸性環境下,H2S與油管材料發生化學反應,產生氫原子,硫化氫能“毒化”金屬表面,促進氫原子滲透進入管體,從而損害油管材料性能,使連續油管脆化(塑性降低)。根據筆者前期的研究成果[11],連續油管試樣在含H2S環境下浸泡后,拉伸性能和彎曲性能都會下降,且H2S損傷不會因試樣離開H2S環境而消除,即連續油管的H2S損傷存在累加效應。

連續油管在起下井過程中,會繞導向拱和卷軸發生反復的彎—直變化,其變形超過了彈性范圍,存在明顯的塑性變形。當連續油管在含H2S井下進行作業時,H2S導致的損傷將會和起下井過程中的塑性彎曲疲勞相互影響,SSC和HIC引起的損傷均會導致材料的塑性下降,使得每次彎曲變形引起的殘余塑性變形逐漸增大,彎曲疲勞壽命明顯降低;同時,周期性的塑性變形又可能進一步促進SSC的發生。

隨著連續油管在H2S環境下的推廣應用,國內外的實踐經驗顯示:連續油管在H2S環境下作業時的起下井次數小于非酸性環境的作業次數,時有連續油管提前報廢的案例。下面列舉3個H2S環境下連續油管失效的典型案例。

案例2: 1.5″的90鋼級連續油管,在一次氮氣氣舉作業的回取過程中失效,在進行本次氣舉作業之前,還進行了10次作業,其中8次是酸化作業,有5次作業是在含H2S井下進行的。在最后一次氣舉作業時,該井并不含H2S,但是,倒數第二次作業是在含H2S井下的酸化作業,在進行這次作業前并不知道該井含H2S,因此未加注SSC緩蝕劑進行保護。該井的H2S分壓為0.04 MPa,該井的井流物的pH值未知。通過實驗室內的失效分析得知,該連續油管的失效主要是SSC導致的。

案例3: Ф 31.8 mm×3.18 mm國產連續油管在含H2S井進行2次氮氣氣舉作業后發生斷裂,兩次作業均未向井內加注緩蝕劑進行保護。對其進行失效分析認為斷裂的主要原因是發生了應力腐蝕開裂。

實踐經驗表明:連續油管在酸性環境下應用時,由于H2S影響,存在一種特有的失效形式——H2S致脆性開裂。H2S導致的損傷是一個嚴重的安全隱患,一是在井下作業過程中發生脆性開裂,甚至使連續油管掉入井內,造成經濟損失;二是地面開裂導致H2S泄漏,危及地面工作人員的人身安全。

2 酸性環境下連續油管的疲勞試驗方法

在酸性環境下碳鋼和低合金鋼可能會遭受H2S導致的損傷,如HIC、SSC等;此外,連續油管還會產生低周彎曲疲勞,當連續油管用于酸性環境下時,H2S損傷和疲勞交叉作用會導致較為復雜的腐蝕疲勞。HIC和SSC試驗可依據標準開展,目前國內外已經采用的試驗方法包括雙懸臂梁法(DCB)、慢應變拉伸法(SSRT)、應力環法(NACE Proof-Ring)、彎梁法(BB)。然而,對于連續油管在酸性環境下作業的腐蝕疲勞,由于沒有可參照的試驗標準,其試驗為非標試驗,至今還沒有一個公認的方法,評價方法需要多方協調確定。國內還沒有相關的研究,國外已經建立了試驗方法并開展了試驗研究[7-9,11,13-22],國外針對連續油管在酸性環境下開展的疲勞試驗主要分為低周腐蝕疲勞試驗方法(LCCF)和彎曲腐蝕疲勞方法。

2.1 低周腐蝕疲勞試驗方法(LCCF)

試驗管段外壁接觸酸性試驗溶液,通過可往返加載的液壓設備提供軸向載荷,將整管拉伸至試驗要求的塑性變形量,然后卸載,而后不停地拉伸和卸載,從而實現腐蝕疲勞。

該方法要求試驗浸泡裝置和疲勞試驗加載裝置組合成一套完整的試驗裝置,試驗設備的要求很高,該試驗方法可以直接獲得腐蝕工況下疲勞壽命,但是該試驗疲勞并非彎曲疲勞模式。

2.2 彎曲腐蝕疲勞方法

該試驗方法由腐蝕浸泡試驗和彎曲疲勞試驗兩部分組成,先將試驗管段浸泡在含H2S的試驗容器中開展非標HIC或者SSC試驗,然后取出試驗管段在整管彎曲疲勞試驗機上完成彎曲疲勞試驗。

該方法需要的試驗浸泡裝置、疲勞試驗加載裝置可以是兩套單獨的試驗裝置,試驗設備要求比低周腐蝕疲勞試驗方法低,能獲得在酸性環境下浸泡某一時間后疲勞壽命的下降情況,但是,該方法不能體現H2S損傷和塑性變形多次交叉作用的綜合后果。

3 酸性環境下疲勞研究進展與存在的問題

將連續油管向酸性環境推廣應用的過程中,逐漸發現H2S引起的損傷導致連續油管經常過早失效,甚至發生了連續油管斷裂在井筒中的情況。鑒于酸性環境下腐蝕是一個急需解決的問題,埃克森美孚發展公司(ExxonMobil Development Comapny)、加拿大殼牌公司(Shell Canada)和BJ服務公司(BJ Services)聯合成立了一個JIP項目組針對連續油管在酸性環境下進行試驗研究[14-20],擬根據研究成果來修訂加拿大連續油管在酸性環境下作業的工業推薦做法。

對比低周腐蝕疲勞和彎曲腐蝕疲勞試驗的結果,發現兩種試驗方法的結果存在一定差異,彎曲腐蝕疲勞的試驗值相對更高,低周腐蝕疲勞試驗的結果更保守。當試驗溶液中加入防止開裂的緩蝕劑時,其試驗結果也存在差異,彎曲腐蝕疲勞試驗下緩蝕劑的效果明顯不如低周腐蝕疲勞試驗效果。盡管兩種試驗方法得到的試驗結果存在顯著差異,但通過這些試驗,仍可以說明一個問題,那就是H2S損傷對連續油管的彎曲疲勞影響顯著。

4 認識與建議

根據國內外連續油管在酸性環境下的使用經驗和試驗研究,對于酸性環境下連續油管的安全使用得到以下認識:

1)連續油管在酸性環境下使用時,由于H2S引起的損傷,連續油管彎曲疲勞壽命顯著下降。

2)當連續油管發生HIC和存在外部機械損傷時,連續油管的彎曲疲勞壽命顯著下降,橫向機械損傷的影響比縱向損傷更顯著。

3)連續油管對接接頭在酸性環境下僅有很低的疲勞壽命,應該避免在酸性環境中采用連續油管對接接頭。

為了進一步確保連續油管在酸性環境下的安全應用,從連續油管自身特性、疲勞使用限制以及防護措施方面提出如下建議:

1)連續油管方面，嚴格控制連續油管的化學成分,特別是有害元素S和P;嚴格控制連續油管的機械性能,硬度不大于22 HRC,焊縫應在焊后進行退火處理,冷成型的連續油管管體應進行消應力處理。

3)防護措施方面，添加H2S緩蝕劑和除硫劑,這些化學試劑現場推廣應用前需在實驗室內進行評估;采用合適的無損檢測方法檢測機械損傷、點蝕、橢圓度、壁厚損失和開裂。如果能檢測到局部穿透的裂紋和局部壁厚損失,對后期的工作很有價值。

連續油管在井下作業時的作業方式和工作環境復雜多變,盡管開展了大量的試驗研究,并且積累了一定的應用經驗,仍需要進一步總結完善,不斷優化。