在含H2S井中油/套管的選型與應用調研

王 浩，胡 碩，王瑞成，李明杰，陳光輝

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司中海油監督中心，天津300452；2.中國地質大學<北京>，北京100083；3.中聯煤層氣有限責任公司晉南分公司，山西晉城048000）

1 硫化氫對套管的腐蝕原理

王偉[1]提出，現國內不少油氣井中都含有H2S，而H2S在水中的溶解度很大。因此，含有H2S的油氣井中的水溶液是弱酸性的。因此會對油/套管產生腐蝕。H2S對井下的金屬油、套管腐蝕的主要形式有失重腐蝕和應力腐蝕。

（1）失重腐蝕（也叫電化學失重腐蝕）。失重腐蝕是金屬在H2S的水溶液中發生的一種電化學反應。在該化學反應中，金屬與H2S發生反應，在金屬表面發生反應生成一種新的物質。

其中FexSy有幾種形式，如FeS2、Fe9S8等。失重腐蝕反應的發生必須要在水溶液中才能進行。H2S 只有在水溶液中才能產生硫離子，因此，在干燥無水的條件下，失重腐蝕反應無法進行。H2S在水溶液中產生硫離子的反應式如下：

生成物FexSy是一種疏松的物質，這種物質的質地疏松，強度差，這就會使得鋼材產生斑點、蝕坑和大面積脫落，從而造成井下的油/套管發生變薄、穿孔和強度減弱等現象，甚至發生破裂，對鋼材產生嚴重的破壞作用。

（2）應力腐蝕（也叫氫脆）。在有水的環境中，H2S會在對金屬表面發生失重腐蝕生成FexSy的同時，也會產生大量的氫離子，這些氫離子聚集在金屬表面的水中。在一般條件下，這些氫離子會互相結合生成氫分子，但如果在溶液中的H2S和HS-的濃度比較大的情況下，氫原子結合產生氫分子的過程會被抑制，這就會使得金屬的表面有大量的氫原子聚集，這些氫原子中的一部分就滲入到金屬的內部。這些氫原子在金屬的缺口、焊接處等部位聚集起來，結合成氫分子。氫原子結合產生氫分子后，其體積會擴大，因此就會在金屬的內部產生巨大的壓力，也就是說使得金屬內部形成了很大的內應力。如果發生反應的金屬硬度較小，在發生應力腐蝕后，質地就會變硬，表面會出現氫泡；如果發生反應的金屬硬度較大，其質地就會變脆，延展性下降，導致破裂的出現。

2 事故案例

（1）李鷺光等[2]提到川中磨溪氣田自從開采以來，其修井頻率就非常高，平均每兩年半就需要修井。井下的油套管和分離器都會受到非常嚴重的腐蝕。截至2000 年底，有21 口井因為腐蝕事故而進行修理，共25井次，產生的修井費用高達6385萬元，在此期間嚴重影響了天然氣的產量；該氣田自從投產以來，因為對地面設備以及集輸管線受到腐蝕從而進行改造所消耗的費用共計約2300萬元。

（2）2006年3月25日，中國石油天然氣集團公司四川油氣田羅家2 井2″套管在二次完井作業過程中因為受到鉆具的磨損、試壓擠注以及地層流體的腐蝕等重要因素的影響，使得套管發生破損，再加上由于對漏層的判斷失誤和處理井漏的措施不當，從而引發了地下井噴。使得管道破裂，且漏失了1萬多方泥漿和清水。造成重大經濟損失和社會影響。

（3）2006 年全國非煤礦山事故分析[3]中提到2006年1 月20 日，中國石油西南油氣田分公司仁壽縣富加輸氣站其中一輸氣管道發生燃燒爆炸事故，事故發生的主要原因是，因為其防腐工藝的落后，然后又長時間輸送低含硫濕氣，從而導致管內發生腐蝕，而且產生了硫化亞鐵，最終引發爆炸，造成了死亡10人，重傷3人，輕傷47人的嚴重后果。

3 不同環境下對套管腐蝕速率的影響

姬文婷等[4]提出當CO2與H2S同時存在的時候，CO2與H2S之間就會發生競爭與協同效應存在的腐蝕。在H2S的含量相對較少時，CO2發生的腐蝕就會占據主導地位，從而很大程度地造成腐蝕的加快，而當H2S的含量相對增大時，它們之間就會以H2S的腐蝕占據主導地位，從而出現了局部腐蝕，而當H2S的含量繼續增多的時候，局部腐蝕反而會減小受到控制，如表1所示。

張清等[6]提出溫度的變化，會對腐蝕反應的速率造成影響。在一定溫度下，當溫度升高時，失重腐蝕反應和應力腐蝕反應的速率都會加快，從而使得腐蝕以更快的速率發生；當溫度繼續升高，到達一定值時，腐蝕性氣體(CO2/H2S) 的溶解度會因為溫度的升高而降低，從而使得腐蝕速率不再增加。當溫度再繼續增加時，由于受到腐蝕產物的成膜機理以及腐蝕性氣體在水中的溶解度發生變化的互相影響，所以腐蝕速率可能會增加，也可能會降低。

表1 介質中H2S含量對腐蝕速率的影響[5]

王國榮等[7]提出了通過從可靠性角度來預測套管的壽命的想法。通過建立故障樹，對套管進行定性分析和定量分析，以此來確立了套管可靠性角度的壽命預測模型。

王明輝等[8]通過實驗模擬得出在含地層積水采氣期套管的腐蝕較為嚴重，服役壽命遠遠小于理想服役壽命；而在攜水采氣期套管的腐蝕相對較為輕，以此來得出通過盡量增加攜水采氣期的時間來有效地增加套管的服役壽命。

4 油/套管的選型

汪衍剛等[9]通過對三種鋼材的試驗得出在熱采井的次生H2S/CO2腐蝕環境中，三種鋼材中TP110H 鋼的平均腐蝕速率是最高的，其次是TP100H鋼，N80鋼的平均速率是最低的，但TP110H 鋼以及TP100H 鋼腐蝕后都呈現出均勻的全面腐蝕特征，而N80 鋼則呈現出了明顯的非均勻腐蝕特征，非均勻腐蝕相較于均勻腐蝕對油管強度降低造成的影響更大，因此N80 鋼并不適用于熱采井次生H2S/CO2腐蝕環境。而對TP100H鋼及TP110H鋼而言，需要綜合考慮來選取最適合的材料。

徐東林[10]通過試驗得出在H2S/CO2環境中，抗硫鋼JSS適用于低溫環境，抗硫鋼SRS適用于高溫環境；在抗H2S 應力腐蝕方面，抗硫鋼SRS 的臨界應力小于抗硫鋼JSS。

Mo、Ni、Cr、Mn 等合金元素的含量的提高一般可以提高抗硫鋼耐全面腐蝕性能，但Mn和低含量范圍內的Ni和Cr對抗硫鋼的耐硫化氫應力腐蝕不利。

當環境中含有Cl-時，電偶腐蝕的產物與失重腐蝕的產物基本一致，腐蝕產物膜會使得電偶腐蝕不會持續進行，然而SRS/G3 電偶腐蝕會在到達一個穩定值后持續進行下去。

如果溶液電阻足夠大時，或者使用的Ti管足夠長時，G3和SRS 的抗電偶腐蝕性能顯著提高。

萬力維[11]總結了根據IS015156：2009、ISO111960；2009 等標準，給出在不同的酸性環境下探井與開發井的油、套管選材推薦，見表2。

吳建軍等[12]通過現場試驗得出在高含硫的天然氣井中能夠通過采用抗硫APR 測試工具來縮短測試的周期、提高測試的時效、降低測試的成本，能使天然氣井對套管的腐蝕降低、從而保障測試作業的安全。

表2 不同的酸性環境下油、套管選材