3高含H2S、CO2气井管柱材料的评选

CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY高含H2S、CO2气井完井管柱耐蚀材料评选王秦晋高含H2S、CO2气井完井管柱耐蚀材料评选王秦晋CNPC石油管力学和环境行为重点实验室四川研究室四川石油管理局酸性油气田材料腐蚀检测评价中心2008年7月CNPC石油管力学和环境行为重点实验室四川研究室四川石油管理局酸性油气田材料腐蚀检测评价中心2008年7月CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY目录一、含H2S、CO2气井油井管的腐蚀二、含H2S环境油井管材料技术标准三、国外用于含H2S、CO2油气井的管材四、高含H2S、CO2气井管柱材料的评选CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY气井概况—2007.12已建井1452口生产井919口天然气产量：150×108m3/a井深：3000～5000m地层压力：30～60MPa井底温度：80～150℃井口压力：20～50MPa井口温度：20～50℃管串结构：套管13—9—7—5油套：27/8部分井有封隔器油井管：APISpec5CT套管：95级P110级油管：75、80、85、90、95级材质：APISpec5CTC-75、L-80、C90、T95级特殊抗硫管80～95级一、含H2S、CO2气井油井管腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY一、含H2S、CO2气井油井管腐蚀天然气产量：150×108m3/a其中含H2S、CO2天然气占：80%以上H2S：1%～17%CO2：1%～10%产水：初期凝析水，中后期地层水地层水矿化度高Cl-：2×103～2×105mg/L腐蚀性：属高温、高压H2S—CO2—Cl-—H2O腐蚀环境腐蚀特征：上世纪60～70年代，碳钢、低合金油管N-80级发生SSC断裂落井事故；80年代至今，采用抗硫油套管极少发生SSC断裂事故；产水气井电化学腐蚀严重，如：磨溪气田投产二年油管腐蚀断落、堵塞，造成全面修井更换油管。气井腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY表1重庆气矿含H2S、CO2气井腐蚀情况一、含H2S、CO2气井油井管腐蚀901米处接箍开裂，3473米处油管腐蚀穿孔。---120.8-5-2030.54792.5BGC90S+KO90S1992-1-182005-10七里43井油管在2789米处穿孔，4630.8～4920.01米减薄至2mm。0.69071.2547124.44138.4981037.74961AC80+NT80+KO80S1991-6-272005-5七里17井在4786米之井底内外壁腐蚀严重。0.69630.387440204.7149.1533.7-27.634.924926SM－80S1989-9-152003-5七里4井内壁未见明显腐蚀，外壁呈坑洼状腐蚀。0.04650.39981.25E+0516.640.1552.516.071928SM－80S1995-42002-11池28井油管本体和接箍溃疡状腐蚀；油管在512.66米断落。1.45560.7989460009.3850.6531.6621.721.0184085.0C751984-12-162003-5池12井腐蚀穿孔，第154根油管腐蚀断落。0.33180.1568702430.0580.0115.0460.481531.363327.63KO80SS1989-42005-10池6井外壁呈孔洞状和凹台、浓疮状局部腐蚀。0.581129115.91.1317.3530.946.1924.44015NT-80ss1992-112001-11铁山12井外壁溃疡状腐蚀，腐蚀严重段在1890O米之井底。0.24430.3276284.5670.3251.9842.8210.38.853970.8C95和C751983-12-122002-9成18井主要是溃疡斑状腐蚀。腐蚀严重0.07830.4902较低6.270.4425.9321.4114.9374789SM90S1988-5-162005-4罐10井液相气相g/m3％g/m3％腐蚀形态及评价模拟试验腐蚀速率（mm/a）Cl-含量(mg/L)H2S含量CO2含量产气量(×104m3/d)井口压力(MPa)井深（m）油管牌号及钢级投产日期—修井日期井号CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY罐10井0.07830.4902液相气相Cl-含量mg/LH2S含量CO2含量产水量×m3/d产气量×104m3/d井口压力MPa井深m油管材料较低6.270.4425.9321.410.6314.9374789SM90Sg/m3％g/m3％模拟试验腐蚀速率（mm/a）含H2S、CO2气井油井管的腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY井口至700m油管的腐蚀程度比700m以下的严重，位于油管外壁未拧紧的公扣处。腐蚀形貌是溃疡斑状腐蚀。罐10井SM90S投产日期：1988-5-16修井日期：2005-4CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY成18井0.24430.3276液相气相Cl-含量mg/LH2S含量CO2含量产水量×m3/d产气量×104m3/d井口压力MPa井深m油管材料284.5670.3251.9842.820.710.38.853971C95+C75g/m3％g/m3％模拟试验腐蚀速率（mm/a）含H2S、CO2气井油井管的腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY1)1800m以上油管基本完好。腐蚀严重井段集中在1890m至井底的中下部油管。2)外壁腐蚀形式为斑点腐蚀、溃疡状腐蚀、点腐蚀。3)接箍绝大部份腐蚀轻微，腐蚀主要集中在端部，腐蚀形式主要为溃疡状腐蚀和点腐蚀。4)中下部油管外壁腐蚀严重，内壁腐蚀轻微。投产日期：1983-12修井日期：2002-9成18井C95+C75CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY池6井0.33180.1568液相气相Cl-含量mg/LH2S含量CO2含量产水量×m3/d产气量×104m3/d井口压力MPa井深m油管材料702430.0580.0115.0460.48801531.363327KO80SSg/m3％g/m3％模拟试验腐蚀速率（mm/a）含H2S、CO2气井油井管的腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY上部油管腐蚀稍轻，从第72根油管开始穿孔，第128根油管接箍破损严重，气液界面在第134根油管处，井深约为1313.22m，在此以上，油管呈黑色，以下呈黄褐色。第154根油管断落，134～154根油管表面锈蚀、坑蚀、穿孔严重，几乎每根油管腐蚀呈筛管状。投产日期：1989-4修井日期：2005-10池6井KO80SSCHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY池28井0.04650.3998液相气相Cl-含量mg/LH2S含量CO2含量产水量×m3/d产气量×104m3/d井口压力MPa井深m油管材料12500016.6371.160.1550.0080.52.516.071928SM-80Sg/m3％g/m3％模拟试验腐蚀速率（mm/a）含H2S、CO2气井油井管的腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY油管腐蚀集中在井口以下300多米，温度约23℃处，内壁未见明显腐蚀，外壁腐蚀严重，管体存在洼状腐蚀坑，节箍腐蚀呈坑洼状腐蚀。油管无穿孔、无严重减薄，未断裂。投产日期：1995-4修井日期：2002-11池28井SM-80SCHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY七里4井0.69630.3874液相气相Cl-含量mg/LH2S含量CO2含量产水量×m3/d产气量×104m3/d井口压力MPa井深m油管材料40204.710.3349.1532.270.33.7～27.634.924926SM80Sg/m3％g/m3％模拟试验腐蚀速率（mm/a）含H2S、CO2气井油井管的腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY油管内外壁腐蚀严重井段集中在4786.355米至井底，越往下腐蚀产物阻塞越严重。属于残酸未排尽，腐蚀重的气井。投产日期：1989-9修井日期：2003-5七里4井SM80SCHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY七里43井Cl-含量mg/LH2S含量CO2含量产水量×m3/d产气量×104m3/d井口压力MPa井深m油管材料－120.7658.42－－1～65～2030.54793BGC90S+KO90Sg/m3％g/m3％含H2S、CO2气井油井管的腐蚀CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY在1997年因901米处接箍破裂后，油管下坠，在坠落的过程中在1441米冲击断开。从3460米（实际井深在3750米）处开始有明显腐蚀坑洼，3473米处腐蚀穿孔。上部油管主要为均匀腐蚀。投产日期：1992-1修井日期：2005-10七里43井BG90S+KO90SCHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY二、含H2S环境油井管材料技术标准—APISpec5CT《套管和油管规范》—GB/T19830/ISO11960《石油天然气工业油气井套管或油管用钢管》对C90、T95钢级的抗SSC性能要求1）淬透性：淬火后马氏体＞90%硬度值HRCmin=58×(C%)+272）晶粒度：原始奥氏体晶粒度高于ASTM5级3）硬度：≤25.4HRC＞27.0拒收CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY二、含H2S环境油井管材料技术标准4）SSC试验：a、NACETM0177方法A拉伸试验加载应力：80%YSmin（Φ6.35mm）tf≥720h72%YSmin（Φ3.81mm）tf≥720hb、NACETM0177方法B弯梁试验C90Sc≥12.0T95Sc≥12.6C、NACETM0177方法DDCB试验临界应力强度系数Kissc≥33.0MPam½CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY二、含H2S环境油井管材料技术标准ISO15156《石油天然气工业石油和天然气生产中含H2S环境使用的材料》SSC环境严重度分区：图1碳钢和低合金钢SSC的环境严重程度分区图2.5～6.54.0～6.53.5～6.52.5～5.5＜0.00030.0003～0.10.0003～1.00.0003～1.00区1区2区3区pHPH2S（MPa）区域CHINAPETROLEUMENGINEERINGC0.,LTDSOUTUWESTCOMPANY—按ISO15156-2附录A的规定选用1、ISO和API等级的套管和油管在表A.3给出的温度区间内可以使用；2、硬度不超过30HRC，屈服强度为690MPa，720MPa和760MPa，进行淬火和回火的Cr-Mo低合金钢油管和管件可接受；每个试验批的抗SSC性能试验（UT）作记录；3、硬度不超过26HRC，屈服强度为690MPa，720MPa