注氣井油管鋼應力腐蝕的實驗室評價方法優化*

馬 鋒，范冬艷，劉鳳蘭

（1.中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司，吉林 松原 138000；2.二氧化碳驅油與埋存試驗基地，吉林 松原 138000）

0 前 言

吉林油田CO2驅區塊實施籠統注氣工藝，在作業過程中有4口井出現油管應力腐蝕斷裂，針對吉林油田CO2驅注氣井的現場工況及失效井環空介質特征，進行實驗室評價方法分析，結合CO2驅注氣井服役環境分析，確定了適用吉林油田CO2驅注氣井環境的油管應力腐蝕參數及評價方法，形成了油管應力腐蝕防護措施，確保了安全生產。

1 CO2驅注氣井油管失效分析

油氣田用CO2驅油與封存技術的注入井情況較為特殊。注入CO2或水都會在井下一定深度產生低溫環境，這種環境能夠促進油管鋼H2S應力腐蝕的發生或加劇金屬的氫脆效應。同時，溫度適宜會促進硫酸鹽還原菌（SRB）等細菌的繁殖。環空介質通常呈靜止、密閉狀態，這會導致環空內液面以下產生絕氧條件，在適宜的溫度下SRB活性增強，將環空保護液或滲入地層水中的硫酸鹽不斷轉化成H2S，從而產生酸性的高濃度CO2和較高濃度H2S腐蝕環境，造成CO2驅注氣油管的非正常斷裂。通過斷裂行為特征、腐蝕形貌特征等分析，得到了CO2注入井油管發生斷裂的主要原因。

注入井油管外壁光亮，無明顯腐蝕，管壁無明顯減薄，而油管斷裂處附近內外表面發生了明顯的局部腐蝕如圖1所示。

圖1 斷管宏觀形貌

油管斷口垂直油管的軸向，裂紋是從管壁外表面萌生并向內擴展，裂紋內有明顯腐蝕產物，裂尖分叉，如圖2所示。斷口微觀形貌（見圖3）分析表明，斷口外表面附近可見解理脆性形貌，這些特征腐蝕是典型的應力腐蝕裂紋特征，表明該油管斷裂是應力腐蝕導致的。

圖2 油管斷口縱向裂紋形貌

圖3 油管斷口微觀形貌

2 試驗方法確定

目前國內外關于含H2S 環境的硫化物應力腐蝕（SSCC）實驗室評價的方法，基本上依據NACETMO177—2005《金屬在H2S 環境中抗硫化物應力開裂和應力腐蝕開裂的實驗室測試方法》及NACE TM0284—1996《管線鋼和壓力容器用鋼抗氫致開裂的評價》。應力腐蝕試驗采用GB/T 15970.6—2007《金屬和合金的腐蝕 應力腐蝕試驗》中的U 形彎曲浸泡試驗和三點彎曲浸泡試驗。

2.1 U形彎曲、三點彎曲試驗對比

U 形試樣的特點是通過對試驗材料預變形和加載高應力，使材料獲得苛刻的受力條件，適用于加速研究各油管材料在實際服役環境中的SSCC 行為。三點彎曲試樣的特點是材料處于彈性變形范圍內，適合模擬和加速各油管材料在實際服役條件下的應力腐蝕行為，試驗試樣如圖4 所示 。

根據不同試驗方法對比，采用三點彎曲加載方式，可根據油管斷裂位置所受應力大小加載應力值，符合油管實際服役環境，評價方法對比結果見表1。

表1 評價方法對比結果

2.2 試驗條件及試驗環境設定

2.2.1 加載應力確定

根據井深及封隔器受力情況，確定油管斷裂受力位置，通過三點彎曲撓度設置，加載試驗管材受力。黑59 區塊油管應力腐蝕具體試驗參數見表2。

表2 黑59區塊油管應力腐蝕情況

2.2.2 試驗溶液確定

金屬材料在濕H2S 環境中的試驗采用美國腐蝕工程師協會（NACE）標準腐蝕評定溶液。標準試驗溶液A 由5.0%NaCl 和0.5%冰乙酸溶解在蒸餾水或去離子水中組成，通入H2S至飽和。標準試驗溶液B 由5.0%NaCl、0.41%CH3-COONa 和0.25%冰乙酸溶解在蒸餾水或去離子水中組成，保持溶液pH 值為3.4～3.6，通入H2S至飽和。

而NACE的A、B兩種溶液中均不含CO2。試驗采用向現場采出水中通入H2S 和CO2的混合氣體，評價材料的應力腐蝕敏感性。試樣懸掛在裝有試驗溶液的容器中，試樣間互不接觸，在服役環境下進行材料應力腐蝕評價。

溶液一：礦場水（含SRB）+CO2。

溶液二：礦場水+Na2S+CH3COOH 生成飽和H2S+CO2。

2.2.3 H2S制備方法確定

選用Na2S+CH3COOH，產生H2S 飽和氣體，反應方程式為

Na2S+2CH3COOH=H2S+2CH3COONa

根據不同溫度下H2S在水中的溶解度，確定Na2S與CH3COOH的配比，見表3。

表3 不同溫度H2S溶解度與Na2S、CH3COOH用量

2.3 CO2驅注氣井應力腐蝕試驗方法確定

在24 ℃條件下CO2（分壓6 MPa）與礦場水（含SRB）及CO2（分壓6 MPa）+礦場水+Na2S+CH3COOH兩種環境，利用三點彎曲法確定合理的應力腐蝕評價方法，對比分析結果見表4。

表4 不同條件下油管鋼腐蝕評價方法優選

在24 ℃、CO2分壓6 MPa、礦場注入水條件下，P110 油管鋼發生均勻腐蝕。室內評價時，由于CO2（分壓6 MPa）與礦場水（含SRB）中無營養物質的補入，SRB 死亡，且水樣較少（2 L），產生的H2S 較少，硫化物應力腐蝕現象不明顯，腐蝕形貌如圖5 所示。而在Na2S+CH3COOH 條件下，產生的H2S 應力腐蝕現象明顯，斷口形貌為韌窩狀斷裂，如圖6所示。

圖5 礦場水條件下腐蝕后形貌

圖6 礦場水+Na2S+CH3COOH條件下斷口形貌

針對CO2驅注氣井服役環境，確定了應力腐蝕試驗介質，即CO2（分壓6 MPa）+礦場水+Na2S+CH3COOH，采用此試驗條件進行腐蝕試驗，結果與礦場斷管現象更為接近。

3 CO2驅注氣井應力腐蝕防護措施

根據應力腐蝕評價方法，通過不同類型環空保護液（緩蝕劑、緩蝕劑+殺菌劑、緩蝕劑+殺菌劑+脫硫劑、油基環空保護液等）性能評價，發現油基環空保護液可有效消除應力腐蝕環境，降低油管的應力腐蝕敏感性，試驗結果見表5。

表5 不同環空保護液條件下油管鋼應力腐蝕防護性能評價

與其他環空保護液相比，油基環空保護液改變了油管應力腐蝕環境，應力腐蝕防護效果最好，可有效降低油管應力腐蝕敏感性，因此推薦使用油基環空保護液防止油管應力腐蝕斷裂。

在實際應用中，為了提高油管壽命，實現油管安全平穩注入井下，采用“碳鋼油管+環空保護液”注入井環空保護技術，應用效果對比如圖7所示。

圖7 環空保護液應用效果對比

4 結 論

（1）CO2注入井斷裂油管的分析結果表明，油管斷裂是由硫化物應力腐蝕開裂引起的，應力腐蝕敏感環境是由油管滲漏和硫酸鹽還原菌共同作用的結果。

（2）針對失效井的服役環境分析，結合對油套管CO2驅注氣井環境下的前期應力腐蝕試驗，通過確定實驗室評價的試驗溫度、腐蝕溶液、H2S 制備方法、加載方式等條件，建立了適用于吉林油田CO2驅注氣井環境的油管鋼應力腐蝕分析與評價方法。

（3）通過油基環空保護液應用，阻斷了應力腐蝕敏感環境，提高了注入管柱的應力腐蝕防護性能，實際防治效果良好，該環境下幾乎不會發生應力腐蝕。