连续油管在酸性环境下的疲劳寿命研究进展

鲜 宁 张 平 荣 明 邹先雄 鲜林云

1. 中国石油集团管力学与环境重点实验室四川分室, 四川 成都 610041;2. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;3. 中国石油川庆钻探工程公司, 四川 成都 610051;4. 中国石油宝鸡石油钢管有限责任公司, 陕西 宝鸡 721008

0 前言

连续油管作业技术始于20世纪末期,如今该技术已经广泛应用于钻井、完井、修井、测井、增产、气举排液、井下工具打捞等领域[1-3]。连续油管每经历一次起下井作业,连续油管在导向拱和卷轴上都会承受6次弯—直和直—弯的塑性弯曲变形,因此,连续油管在起下井过程中遭遇了低周疲劳。随着连续油管技术的不断发展,连续油管已经逐渐在酸性气田得到应用,当连续油管在酸性井作业时,在含H2S的井下腐蚀介质的作用下,连续油管存在氢脆(HE)、氢致开裂(HIC)、硫化物应力开裂(SSC)的风险,连续油管的塑性将会降低,导致连续油管在酸性环境下的疲劳寿命较非酸性作业环境更短[4-12]。

2009年,宝鸡管厂研发的国产连续油管成功下井应用[13],连续油管技术在国内油气田具有更广阔的应用前景。国内酸性气田的分布较广,特别是川渝地区,大部分天然气井都含有H2S,属于酸性环境。为了确保连续油管在酸性环境下的安全应用,熟悉连续油管在酸性工况下的弯曲疲劳性能变化趋势十分重要。因此,本文拟通过对国外连续油管在酸性环境使用时出现的腐蚀问题及其防护措施进行综述介绍,为连续油管在酸性气田井下安全作业应用提供帮助和参考。

1 H2S对碳钢连续油管的影响

在甜气环境下(非酸性环境),连续油管主要的腐蚀机理是电化学腐蚀,其腐蚀宏观形貌体现为点腐蚀和均匀腐蚀,点腐蚀坑和壁厚减薄会降低连续油管的低周疲劳寿命。

当连续油管在酸性环境中应用时,连续油管会遭受H2S引起的损伤机理,诸如氢脆(HE)、氢致开裂(HIC)、硫化物应力开裂(SSC)等,其中HIC和SSC损伤是一种永久性的损伤。在酸性环境下,H2S与油管材料发生化学反应,产生氢原子,硫化氢能“毒化”金属表面,促进氢原子渗透进入管体,从而损害油管材料性能,使连续油管脆化(塑性降低)。根据笔者前期的研究成果[11],连续油管试样在含H2S环境下浸泡后,拉伸性能和弯曲性能都会下降,且H2S损伤不会因试样离开H2S环境而消除,即连续油管的H2S损伤存在累加效应。

连续油管在起下井过程中,会绕导向拱和卷轴发生反复的弯—直变化,其变形超过了弹性范围,存在明显的塑性变形。当连续油管在含H2S井下进行作业时,H2S导致的损伤将会和起下井过程中的塑性弯曲疲劳相互影响,SSC和HIC引起的损伤均会导致材料的塑性下降,使得每次弯曲变形引起的残余塑性变形逐渐增大,弯曲疲劳寿命明显降低;同时,周期性的塑性变形又可能进一步促进SSC的发生。

随着连续油管在H2S环境下的推广应用,国内外的实践经验显示:连续油管在H2S环境下作业时的起下井次数小于非酸性环境的作业次数,时有连续油管提前报废的案例。下面列举3个H2S环境下连续油管失效的典型案例。

案例2: 1.5″的90钢级连续油管,在一次氮气气举作业的回取过程中失效,在进行本次气举作业之前,还进行了10次作业,其中8次是酸化作业,有5次作业是在含H2S井下进行的。在最后一次气举作业时,该井并不含H2S,但是,倒数第二次作业是在含H2S井下的酸化作业,在进行这次作业前并不知道该井含H2S,因此未加注SSC缓蚀剂进行保护。该井的H2S分压为0.04 MPa,该井的井流物的pH值未知。通过实验室内的失效分析得知,该连续油管的失效主要是SSC导致的。

案例3: Ф 31.8 mm×3.18 mm国产连续油管在含H2S井进行2次氮气气举作业后发生断裂,两次作业均未向井内加注缓蚀剂进行保护。对其进行失效分析认为断裂的主要原因是发生了应力腐蚀开裂。

实践经验表明:连续油管在酸性环境下应用时,由于H2S影响,存在一种特有的失效形式——H2S致脆性开裂。H2S导致的损伤是一个严重的安全隐患,一是在井下作业过程中发生脆性开裂,甚至使连续油管掉入井内,造成经济损失;二是地面开裂导致H2S泄漏,危及地面工作人员的人身安全。

2 酸性环境下连续油管的疲劳试验方法

在酸性环境下碳钢和低合金钢可能会遭受H2S导致的损伤,如HIC、SSC等;此外,连续油管还会产生低周弯曲疲劳,当连续油管用于酸性环境下时,H2S损伤和疲劳交叉作用会导致较为复杂的腐蚀疲劳。HIC和SSC试验可依据标准开展,目前国内外已经采用的试验方法包括双悬臂梁法(DCB)、慢应变拉伸法(SSRT)、应力环法(NACE Proof-Ring)、弯梁法(BB)。然而,对于连续油管在酸性环境下作业的腐蚀疲劳,由于没有可参照的试验标准,其试验为非标试验,至今还没有一个公认的方法,评价方法需要多方协调确定。国内还没有相关的研究,国外已经建立了试验方法并开展了试验研究[7-9,11,13-22],国外针对连续油管在酸性环境下开展的疲劳试验主要分为低周腐蚀疲劳试验方法(LCCF)和弯曲腐蚀疲劳方法。

2.1 低周腐蚀疲劳试验方法(LCCF)

试验管段外壁接触酸性试验溶液,通过可往返加载的液压设备提供轴向载荷,将整管拉伸至试验要求的塑性变形量,然后卸载,而后不停地拉伸和卸载,从而实现腐蚀疲劳。

该方法要求试验浸泡装置和疲劳试验加载装置组合成一套完整的试验装置,试验设备的要求很高,该试验方法可以直接获得腐蚀工况下疲劳寿命,但是该试验疲劳并非弯曲疲劳模式。

2.2 弯曲腐蚀疲劳方法

该试验方法由腐蚀浸泡试验和弯曲疲劳试验两部分组成,先将试验管段浸泡在含H2S的试验容器中开展非标HIC或者SSC试验,然后取出试验管段在整管弯曲疲劳试验机上完成弯曲疲劳试验。

该方法需要的试验浸泡装置、疲劳试验加载装置可以是两套单独的试验装置,试验设备要求比低周腐蚀疲劳试验方法低,能获得在酸性环境下浸泡某一时间后疲劳寿命的下降情况,但是,该方法不能体现H2S损伤和塑性变形多次交叉作用的综合后果。

3 酸性环境下疲劳研究进展与存在的问题

将连续油管向酸性环境推广应用的过程中,逐渐发现H2S引起的损伤导致连续油管经常过早失效,甚至发生了连续油管断裂在井筒中的情况。鉴于酸性环境下腐蚀是一个急需解决的问题,埃克森美孚发展公司(ExxonMobil Development Comapny)、加拿大壳牌公司(Shell Canada)和BJ服务公司(BJ Services)联合成立了一个JIP项目组针对连续油管在酸性环境下进行试验研究[14-20],拟根据研究成果来修订加拿大连续油管在酸性环境下作业的工业推荐做法。

对比低周腐蚀疲劳和弯曲腐蚀疲劳试验的结果,发现两种试验方法的结果存在一定差异,弯曲腐蚀疲劳的试验值相对更高,低周腐蚀疲劳试验的结果更保守。当试验溶液中加入防止开裂的缓蚀剂时,其试验结果也存在差异,弯曲腐蚀疲劳试验下缓蚀剂的效果明显不如低周腐蚀疲劳试验效果。尽管两种试验方法得到的试验结果存在显著差异,但通过这些试验,仍可以说明一个问题,那就是H2S损伤对连续油管的弯曲疲劳影响显著。

4 认识与建议

根据国内外连续油管在酸性环境下的使用经验和试验研究,对于酸性环境下连续油管的安全使用得到以下认识:

1)连续油管在酸性环境下使用时,由于H2S引起的损伤,连续油管弯曲疲劳寿命显著下降。

2)当连续油管发生HIC和存在外部机械损伤时,连续油管的弯曲疲劳寿命显著下降,横向机械损伤的影响比纵向损伤更显著。

3)连续油管对接接头在酸性环境下仅有很低的疲劳寿命,应该避免在酸性环境中采用连续油管对接接头。

为了进一步确保连续油管在酸性环境下的安全应用,从连续油管自身特性、疲劳使用限制以及防护措施方面提出如下建议:

1)连续油管方面，严格控制连续油管的化学成分,特别是有害元素S和P;严格控制连续油管的机械性能,硬度不大于22 HRC,焊缝应在焊后进行退火处理,冷成型的连续油管管体应进行消应力处理。

3)防护措施方面，添加H2S缓蚀剂和除硫剂,这些化学试剂现场推广应用前需在实验室内进行评估;采用合适的无损检测方法检测机械损伤、点蚀、椭圆度、壁厚损失和开裂。如果能检测到局部穿透的裂纹和局部壁厚损失,对后期的工作很有价值。

连续油管在井下作业时的作业方式和工作环境复杂多变,尽管开展了大量的试验研究,并且积累了一定的应用经验,仍需要进一步总结完善,不断优化。