一般的說到酸性油氣田很多人都不知道，油氣還會分酸性的，在油氣田中又該如何去選擇中管柱選材的應用呢?現在油氣的應用管理有哪些呢?本文主要從防腐管材選擇標準以及如何去管理及應用等等方面做了詳細的介紹。本文選自：《油田化學》,《油田化學》是由中華人民共和國新聞出版總署、正式批準公開發行的優秀期刊。自創刊以來，以新觀點、新方法、新材料為主題，堅持"期期精彩、篇篇可讀"的理念。油田化學內容詳實、觀點新穎、文章可讀性強、信息量大，眾多的欄目設置，油田化學公認譽為具有業內影響力的雜志之一。油田化學并獲中國優秀期刊獎，現中國期刊網數據庫全文收錄期刊。

　　摘要：根據腐蝕試驗,15Cr-UHP的平均腐蝕速率為6.5mpy,在Singa氣田10多年的生產中為人們所接受。對于Singa氣田的環境,含100ppm的H2S,兩種材料都符合要求。 13Cr-HP2材質表現出明顯的腐蝕,腐蝕速率為25.5 mpy。15Cr沒有點蝕,平均腐蝕速率為6.5 mpy。基于這個CO2測試結果,15Cr-UHP2對于Singa氣田是可以接受的。

　　關鍵詞：酸性油氣,中管柱選材,能源建設

　　Abstract: according to the corrosion test, the average corrosion rate for 15 cr - UHP mpy, 6.5 in Singa field more than ten years production accepted. For Singa gas field environment, H2S containing 100 parts per million, the two materials meet the requirements. 13 cr - HP2 material showed obvious corrosion, corrosion rate is 25.5 mpy. 15 cr no pitting, the average corrosion rate is 6.5 mpy. Based on the test results of CO2 and 15 cr - UHP2 for Singa field is acceptable.

　　Keywords: acid, oil and gas in the tubing string material selection, construction of energy

　　一、防腐管材選擇標準

　　高含硫氣井油管材質選擇,通常根據美國防腐工程師協會制定的NACE MR-01-75標準進行選材。NACE國際標準試驗法TM0177-964標準化了四種靜載荷硫化物應力開裂試驗方法(金屬在H2S環境下抗應力開裂的實驗室試驗)。四種試驗方法包括:方法A—NACE標準(軸向)拉伸試驗;方法B—NACE標準(三點)彎梁試驗;方法C—NACE標準C形環試驗;方法D—NACE標準雙懸臂梁試驗。

　　《危險酸性油氣井完井和作業的工業推薦作法(COMPLETING AND SERVICING CRITICAL SOUR WELLS INDUSTRY RECOMMENDED PRACTICE)》,以下簡稱《IRP2006》),是由加拿大鉆完井協會、加拿大油氣井防噴修井委員會、加拿大石油協會,加拿大石油服務協會等相關機構推薦,目的是通過提供酸性氣井的完井與作業的標準,促進危險酸性井的安全完井、作業。酸性油氣田開發中,管柱的腐蝕情況受井下溫度、壓力、地層水礦化度、H2S分壓、CO2分壓等多種因素影響,通常選用耐腐蝕的抗硫管材,而抗硫管材價格貴,換油管成本高,影響酸性氣田開發的經濟效益。國外在生產中,基于對氣田經濟效益的預測,根據相關的防腐選材標準,模擬井下的腐蝕環境進行試驗,優選管柱材質,達到降低成本,安全生產的目標。

　　IRP2006》要求任何溫度下的酸性環境,不同鋼級管材必須進行試驗,包括J55(無縫型或者電阻焊接);K55套管(作為油管使用,無縫型或者電阻焊接);L80 1型(無縫型或者電阻焊接);C90 1型(無縫型);T95 1型(無縫型)。如果選用這幾種管材在酸氣環境下使用,必須進行以下實驗:拉伸試驗淬硬性試驗(L801型;硬度試驗(J55/K55-22.0 HRC,L801型-23.0HRC C901型-25.4HRCT951型-25.4 HRC);晶粒尺寸試驗(L801型);液壓試驗(額定最小屈服強度的情況下承壓達到69MPa); 硫化物應力開裂(SSC)試驗;氫致開裂試驗(J55和K55 ) 。硫化物應力開裂試驗方法參考NACE標準。危險酸性井的井下維修和完井工具推薦用材質如表1所示。

　　2.防腐管材選擇思路實例——蘇門答臘中南部Lematang區塊Singa氣田

　　蘇門答臘中南部Lematang區塊預計總儲量9.3×104億立方米,預期生產壽命10年。以前的作業人員采用22Cr管柱材料和含13Cr材料做配件對最初的兩口井完井。然而,材料老化問題造成了許多作業難題。第二口井2003年完井,采用22Cr管材完井,包括封隔器和安全閥。經過1年的生產,環空壓力開始增加,完井設備的密封性失效。

　　Singa氣田每口井目標產氣85×104m3,生產周期為10年。因此,Singa氣田需要耐腐蝕合金(CRA)材料,這種材料必需符合條件并在經濟可行的方式下保持密封10年。然而,對于Singa氣井的設計,22Cr材料的經濟預算已超支,必須合理地選材,降低資金和成本,且完井設備必須持久耐用。除了已經使用的22Cr管柱,備選的管柱材質還包括13Cr-HP2型和15Cr-UHP。

　　早期的腐蝕測試表明在24.1mPa下,22Cr的腐蝕率為0.11mpy,而13Cr腐蝕率為26.37mpy。這說明22Cr的性能優于13Cr,但它的成本比13Cr要高兩到三倍。因此,項目組更注重于去確定一種腐蝕率比13Cr好且成本比22Cr低的材料。同時,要注重材料的屈服強度。Singa氣田的壓力高(井底壓力72.4mPa),根據化學成分和屈服強度,在Singa氣田腐蝕性環境下,對13Cr-HP2和15Cr-UHP進行了測試。針對井筒下部開展了CO2通用腐蝕試驗。測試中用到的參數為井底壓力72.4MPa,CO2分壓為23.2MPa,測試溫度208℃,在高壓釜內進行為期兩周的測試。確定了CO2作用產生的腐蝕速率。

　　對于SSC測試,運用NACE測試方法C中100%的屈服強度對樣本進行測試。考慮到井筒上部油管,所以以測試溫度為環境溫度。隨著溫度的升高,SSC影響可能會減小并被氫脆替代。H2S分壓采用7.24kPa,為了穩定pH值,注入CO2,使溶液PH值穩定在3(CO2 6.0MPa)。測試期為1個月或連續測試的720小時。此次測試用于確定當向C形環狀樣品施加應力時,是否會發生由SSC導致的開裂。

　　根據測試結果,發現兩種材質在SSC測試中可以接受。沒有出現由于H2S形成的明顯開裂。試驗方法C表明,15Cr-UHP和13Cr-HP2樣品均沒有應力腐蝕開裂。表明這兩種材料可以承受含有100ppmH2S的Singa氣田環境。站在成本的立場來看,15Cr -UHP比22Cr經濟很多。

　　二、結論

　　酸性油氣田開發過程中,選用的管柱材質要求在目標產量下實現長期密封,在井的生產期內必須有效地運作。首先制定開發方案,合理預測生產目標。再根據流體性質、含量及井下環境,按照選材標準模擬井下實際環境進行試驗,根據試驗結果顯示的管材性能,優選管柱材質。采用該思路選材,能夠盡可能的減小開發成本,進一步提高油氣田開發效益。