水力压裂对油管头四通冲蚀磨损分析

钱伟强，任小玲

(1.中石化石油工程机械有限公司 研究院，武汉 430223；2.中石化石油机械装备重点实验室，武汉 430223)①



水力压裂对油管头四通冲蚀磨损分析

钱伟强1，2，任小玲1，2

(1.中石化石油工程机械有限公司 研究院，武汉 430223；2.中石化石油机械装备重点实验室，武汉 430223)①

页岩气水力压裂对井口装置的冲蚀破坏性较大，且油管头四通为永久性连接装置，一旦破坏将带来较大风险。基于喷射型冲蚀磨损机理及计算流体力学，结合冲蚀磨损试验及模拟计算，研究水力压裂下油管头四通材料的冲蚀磨损特性以及分析计算固-液两相流冲蚀下油管头四通冲蚀磨损程度。结果表明，冲蚀角度对油管头磨损影响较大；冲蚀介质的形状及表面因素决定油管头材料冲蚀磨损量；陶粒较石英砂冲蚀磨损率大；粒度对基材的冲蚀磨损满足“尺寸效应”。基于CFD预测水力压裂下油管头的减薄率，满足作业安全要求。

油管头四通；水力压裂；冲蚀磨损；计算流体力学

我国涪陵焦石坝地区页岩储层压裂以“复杂缝网+支撑主缝”为改造核心，压裂施工采用高排量、高液量、高砂量、低黏度、低砂比工艺[1-2]。其工况对采气井口装置的冲蚀磨损更为突出，井口装置是承受井口高压压裂的关键装置，一旦失效，会导致施工暂停，甚至终止。

近20 a来，冲蚀磨损理论发展较快，其中包括延性材料的微切屑磨损理论、变形磨损理论及低周疲劳理论等[3]；但以液固两相为介质的冲蚀磨损尚未建立起完善的理论。国内外学者基于不同方法对液固两相冲蚀磨损进行了大量研究，其中计算流体力学应用较多，一些学者对较低浓度液固冲蚀采用离散颗粒模型(DPM)计算粒子对管壁的冲蚀[4]；对较高浓度采用连续相欧拉模型计算求解[5]；对于水力压裂下材料的冲蚀磨损测试，利用喷射型冲蚀磨损机进行模拟试验[6]。

本文利用喷射型冲蚀磨损机和CFD冲蚀磨损模型研究油管头在模拟工况下的冲蚀特性，预测油管头侵蚀速度，确定易冲蚀部位并优化改进其结构。

1　冲蚀磨损试验分析

1.1工况模拟

通过模拟环境工况，对油管头四通材料进行冲蚀磨损试验，分析水力压裂工况影响下油管头四通材料冲蚀磨损的状况，为页岩气井口装置选材及结构设计提供理论依据。

1.1.1试验方法

本试验选用喷射型冲蚀磨损试验机，试验机主要由浆体循环回路、液压拉伸装置及搅拌储液罐3部分组成，如图1所示。在相同试验条件下对试样冲蚀1 h，冲蚀磨损试验机的数据重复性误差低于5%。试验流程如图2所示。

1.1.2冲蚀试样

本文主要探讨油管头材料在水力压裂工况下冲蚀磨损特性。试样选用35CrMo，屈服强度785 MPa，材料符合GB/T3077—1999的要求，冲蚀试样的力学性能与油管头四通材料保持一致。为保证试样冲蚀区域受到足够的应力，设计了2种结构试样进行对比。利用ANSYS软件进行应力集中分析，2种结构试样的应力分布如图3。由图3可知，试样的最大应力均出现在拉伸孔部位，试验加载拉伸力时应保证拉伸孔处最大应力小于材料的屈服强度；在临界屈服强度下，试样A冲蚀区域的最大等效应力约442 MPa；试样B冲蚀区域最大等效应力约265 MPa；油管头设计的许用最大主薄膜应力为429.11 MPa。故试验采用A结构作为冲蚀试样。

1—高压气泵；2—气驱液压泵；3—高压油管；4—拉力传感器；5—冲蚀室；6—喷枪；7—液压拉伸器；8—旁路管道；9—流量计；10—调节阀；11—管路柜；12—耐腐耐磨砂浆泵；13—进口管道；14—排污砂浆泵；15—搅拌叶轮；16—混浆筒；17—试验台架；18—集成控制柜。

图2　试样试验流程

a　试样A (160mm×50mm×8mm)

b　试样B(160mm×60mm×6mm)

1.1.3冲蚀介质

页岩气压裂压力70～90 MPa，排量10～14 m3/min，压裂液为减阻水压裂液；所需的化学试剂量为减阻剂0.5 L/m3、粘土控制剂1.0 L/m3、长期粘土控制剂1.0 L/m3、杀菌剂0.5 L/m3、助排剂1.0 L/m3；支撑剂包括石英砂(100目)和陶粒(70/40目)。

1.2试验分析

1.2.1不同冲蚀介质对材料冲蚀磨损的影响

试验条件：加载90 MPa等效拉伸应力，冲蚀试样在30 MPa下酸液浸泡30 min，冲蚀速度30 m/s，冲蚀时间1 h，料浆的质量分数为10%。冲蚀介质为陶粒和石英砂(40/70目)，不同介质对试样冲蚀磨损量关系曲线如图4。

图4　不同介质对试样冲蚀磨损量关系曲线

从图4可以看出，不同介质在相同试验条件下，均在30°冲蚀角度时冲蚀磨损量最大，这与固体颗粒对延性材料的磨损特性一致。观察两条曲线趋势发现，陶粒冲蚀磨损量较高；大于45°冲蚀角度时，石英砂的冲蚀磨损量随角度增大而增加，而陶粒恰好相反；且在90°冲蚀角度时，石英砂冲蚀磨损量高于陶粒。

用激光位移传感器与二维位移控制平台测得的冲蚀深坑扫描图如图5所示。冲蚀角度为30°时，陶粒冲蚀深坑最大位移为2.5 mm，而石英砂为1.2 mm。说明在低角度时，陶瓷的冲蚀较石英砂严重；而在冲蚀角度90°时，石英砂的深坑面积大于陶瓷的深坑面积。

导致上述趋势的原因一方面是在低角度冲蚀时，粒子主要以微切屑和犁沟为主，在高角度冲蚀时以凿坑和塑性挤出为主；陶粒外表坚硬且粗糙，内部布满微孔，而石英砂无棱角但堆积密度大，故陶粒冲蚀磨损量较石英砂大；另一方面，冲蚀介质与试样的表面硬度对冲蚀的磨损量也存在较大影响；陶粒的莫氏硬度低于石英砂，且石英砂力学性能好，随着冲蚀角度的增加，石英砂多次冲击造成材料断裂和脱落的能量要高于陶粒。

a　陶粒(冲蚀角度30°)

b　石英砂(冲蚀角度30°)

c　陶粒(冲蚀角度90°)

d　石英砂(冲蚀角度90°)

1.2.2不同粒度对材料冲蚀磨损的影响

试验条件：加载90 MPa等效拉伸应力，冲蚀试样在30 MPa下酸液浸泡30 min，冲蚀速度27 m/s，冲蚀时间1 h，料浆的质量分数为10%。冲蚀介质陶粒和石英砂(20/40目，40/70目)，不同粒度对试样冲蚀磨损量关系曲线如图6，冲蚀深坑扫描图如图7。

a　陶粒

b　石英砂

a　陶粒(冲蚀角度30°)

b　石英砂(冲蚀角度30°)

c　陶粒(冲蚀角度90°)

d　石英砂(冲蚀角度90°)

由图6～7可知，目数越小(粒径越大)，对基材的冲蚀磨损也就越大。在30°冲蚀角处，不同目数陶粒的最大冲蚀量几乎相同，而石英砂相差较大；陶粒的冲蚀坑最大深度为2.5 mm，而石英砂目数为20/40目时最大深度为0.9 mm，40/70目时为0.2 mm。其原因在于陶粒在冲蚀磨损中，主要由颗粒表面粗糙度和形状因素起主导作用，而对于石英砂来说，其表面因素作用较小，导致颗粒无法对材料造成较大的切除作用，并且粒径越小其冲蚀磨损量和深坑的最大深度越小。

2　冲蚀磨损数值计算分析

油管头四通为井口装置上永久安装的连接部件，对其进行冲蚀磨损的试验研究难度较大。本文基于CFD方法，并结合上述试验对物理模型中的经验常数进行赋值，预测油管头四通的冲蚀磨损程度。

2.1物理模型

以国内某石油机械企业的井口装置油管头为物理模型。其额定工作压力103.5 MPa，最小垂直通径160 mm，建立的流体通道模型如图8。

a　实物

b　流体通道模型

2.2数学模型

因压裂液中含有陶粒和石英砂，且质量分数小于12%，故采用离散颗粒模型(DPM)对颗粒轨道方程进行求解，由于离散相与壁面碰撞和反弹的影响对粒子轨道作用效果较大，通过参考文献[7]，在计算模型中引入法向和切向方程：

(1)

式中：α为冲击角度。

磨损模型为：

(2)

2.3仿真计算

初始条件：水力压裂施工排量10～15 m3/min，压力70～90 MPa；速度入口条件为12 m/s；取压力出口，环境压力90 MPa，陶砂粒径为40～70目，密度1.45～1.7 g/cm3。为使计算数值更接近水力压裂结果，本文将f(α)的参数设定以图4的结果为依据，对于不同冲蚀的函数值进行等效类比，假设30°冲蚀角函数值为1，得到其他冲蚀角度的函数比值。

水力压裂对井口装置油管头的冲蚀磨损如图9所示。在油管头四通结构中有3个位置冲蚀较为严重，分别位于与油管挂相连倒角处，中部旁通及下部与套管挂连接扩径处。

图9　内部冲蚀磨损云图

为了进一步量化局部冲蚀磨损程度，基于冲蚀速率进行冲蚀深坑的转化，单位面积的冲蚀深度为：

Herosion=ER·t·Ap/ρwall

(3)

式中：Herosion为冲蚀坑深度；Ap为等效冲蚀面积；ρwall为冲蚀壁面的密度；t为冲蚀时间。

油管头四通内部冲蚀的局部磨损云图如图10。在压裂过程中，位置1处在最大冲蚀速率下冲蚀深度Herosion为2.74 mm，平均冲蚀速率下Herosion为0.70 mm；位置2处的在最大冲蚀速率下冲蚀深度Herosion为2.54 mm，平均冲蚀速率下Herosion为1.10 mm；位置3处的在最大冲蚀速率下冲蚀深度Herosion为2.54 mm，平均冲蚀速率下Herosion为0.30 mm。由以上得到的冲蚀深坑，预测在冲蚀压裂过程中，油管头四通的冲蚀磨损对结构不会造成较大破坏；冲蚀磨损产生的壁面减薄在安全范围之内。

a　位置1

b　位置2

c　位置3

3　结论

1)水力压裂过程中，冲蚀介质对油管头材料影响因素主要在于介质表面形状及粗糙程度，陶粒的冲蚀磨损量大于石英砂。

2)压裂过程中，陶粒的含量越高，对基材的磨损越严重，且粒径越大冲蚀磨损越大，这与磨损中的“尺寸效应”结论一致，但陶粒的极限冲蚀尺寸还待进一步研究。

3)应用CFD方法对井口油管头四通冲蚀模拟，得出在页岩气水力压裂工况下，油管头四通等效的冲蚀深坑不超过壁面减薄的安全范围，满足页岩气水力压裂作业要求。

[1]王志刚.涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识[J].石油与天然气地质，2014，35(3)：425-430.

[2]路保平.中国石化页岩气工程技术进步及展望[J].石油钻探技术，2013，41(5)：1-8.

[3]孙家枢.金属的磨损[M].北京：冶金工业出版社，1992.

[4]周兆明，练章华，万夫.高压管汇冲蚀磨损的多相流仿真[J].计算机辅助工程，2013，22(5)：101-104.

[5]刘勇峰，吴明，邓宗竹，等.压裂过程中节流器冲刷腐蚀数值计算[J].腐蚀与防护，2012 (9)：737-739.

[6]张继信，樊建春，詹先觉，等.水力压裂工况下42CrMo材料冲蚀磨损特性研究[J].石油机械，2012，40(4)：100-103.

[7]过江，张碧肖.固液两相流充填管道输送冲蚀磨损数值研究[J].科技导报，2015，33(11)：49-53.

Analysis of Erosion-corrosion for Tubing Head Spool during Hydraulic Fracturing

QIAN Weiqian1，2，REN Xiaoling1，2

(1.Research Institute，SINOPEC Oilfield Equipment Corporation，Wuhan 430223，China；2.SINOPECKeyLaboratoryofPetroleumEquipment，Wuhan430223，China)

The hydraulic fracturing of shale gas has a great impact on the wellhead equipment，and the tubing head spool is a permanent connection device.The damaged tubing head spool will bring a high risk.The research is based on the jet erosion wear test machine and computational fluid dynamics.In order to provide the basis for the design and material of shale gas wellhead，the characteristics of the tubing head spool material are studied and the erosion-corrosion is computed for the tubing head spool during hydraulic fracturing.The erosion-corrosion test and simulation results show that the erosion angle influences the well head device.The media shape and surface factors decide the material erosion wear rate of the tubing head.There is higher erosion wear rate in by means of ceramsite than sand.Particle size in erosion meets “size effect”.The tubing head devices meet the requirements of safe operation in the hydraulic fracturing via CFD predictions.

tubing head spool；hydraulic fracturing；erosion wear；computational fluid dynamics

1001-3482(2016)10-0043-06

2016-04-20

中石化集团公司项目“页岩气压裂保护装置及专用采气井口研制与应用”

钱伟强(1987-)，男，工程师，主要从事井控设备及井下工具的研究，E-mail： 244617579@qq.com。

TE931.1

Adoi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.10.010