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摘 要：本文说明了国外酸性气井管柱选材及试验标准，并以苏门答腊的中南部Lematang区块Singa气田为列，阐述了国外在酸性油气藏开发中管柱选材的思路。对国内在酸性气藏开发中实现降本增效具有重要的指导意义。
关键词：酸性油气井 腐蚀防治 管柱选材
酸性油气田开发中，管柱的腐蚀情况受井下温度、压力、地层水矿化度、H2S分压、CO2分压等多种因素影响，通常选用耐腐蚀的抗硫管材，而抗硫管材价格贵，换油管成本高，影响酸性气田开发的经济效益。国外在生产中，基于对气田经济效益的预测，根据相关的防腐选材标准，模拟井下的腐蚀环境进行试验，优选管柱材质，达到降低成本，安全生产的目标。
一、防腐管材选择标准
高含硫气井油管材质选择，通常根据美国防腐工程师协会制定的NACE MR-01-75标准进行选材。NACE国际标准试验法TM0177-964标准化了四种静载荷硫化物应力开裂试验方法（金属在H2S环境下抗应力开裂的实验室试验）。四种试验方法包括：方法A—NACE标准（轴向）拉伸试验；方法B—NACE标准（三点）弯梁试验；方法C—NACE标准C形环试验；方法D—NACE标准双悬臂梁试验。
《危险酸性油气井完井和作业的工业推荐作法（COMPLETING AND SERVICING CRITICAL SOUR WELLS INDUSTRY RECOMMENDED PRACTICE）》，以下简称《IRP2006》），是由加拿大钻完井协会、加拿大油气井防喷修井委员会、加拿大石油协会，加拿大石油服务协会等相关机构推荐，目的是通过提供酸性气井的完井与作业的标准，促进危险酸性井的安全完井、作业。
IRP2006》要求任何温度下的酸性环境，不同钢级管材必须进行试验，包括J55（无缝型或者电阻焊接）；K55套管（作为油管使用，无缝型或者电阻焊接）；L80 1型（无缝型或者电阻焊接）；C90 1型（无缝型）；T95 1型（无缝型）。如果选用这几种管材在酸气环境下使用，必须进行以下实验：拉伸试验淬硬性试验（L801型；硬度试验（J55/K55-22.0 HRC，L801型-23.0HRC C901型-25.4HRCT951型-25.4 HRC）；晶粒尺寸试验（L801型）；液压试验（额定最小屈服强度的情况下承压达到69MPa）； 硫化物应力开裂（SSC）试验；氢致开裂试验（J55和K55 ） 。硫化物应力开裂试验方法参考NACE标准。危险酸性井的井下维修和完井工具推荐用材质如表1所示。
2.防腐管材选择思路实例——苏门答腊中南部Lematang区块Singa气田
苏门答腊中南部Lematang区块预计总储量9.3×104亿立方米，预期生产寿命10年。以前的作业人员采用22Cr管柱材料和含13Cr材料做配件对最初的两口井完井。然而，材料老化问题造成了许多作业难题。第二口井2003年完井，采用22Cr管材完井，包括封隔器和安全閥。经过1年的生产，环空压力开始增加，完井设备的密封性失效。
Singa气田每口井目标产气85×104m3，生产周期为10年。因此，Singa气田需要耐腐蚀合金（CRA）材料，这种材料必需符合条件并在经济可行的方式下保持密封10年。然而，对于Singa气井的设计，22Cr材料的经济预算已超支，必须合理地选材，降低资金和成本，且完井设备必须持久耐用。除了已经使用的22Cr管柱，备选的管柱材质还包括13Cr-HP2型和15Cr-UHP。
早期的腐蚀测试表明在24.1mPa下，22Cr的腐蚀率为0.11mpy，而13Cr腐蚀率为26.37mpy。这说明22Cr的性能优于13Cr，但它的成本比13Cr要高两到三倍。因此，项目组更注重于去确定一种腐蚀率比13Cr好且成本比22Cr低的材料。同时，要注重材料的屈服强度。Singa气田的压力高（井底压力72.4mPa），根据化学成分和屈服强度，在Singa气田腐蚀性环境下，对13Cr-HP2和15Cr-UHP进行了测试。针对井筒下部开展了CO2通用腐蚀试验。测试中用到的参数为井底压力72.4MPa，CO2分压为23.2MPa，测试温度208℃，在高压釜内进行为期两周的测试。确定了CO2作用产生的腐蚀速率。
对于SSC测试，运用NACE测试方法C中100%的屈服强度对样本进行测试。考虑到井筒上部油管，所以以测试温度为环境温度。随着温度的升高，SSC影响可能会减小并被氢脆替代。H2S分压采用7.24kPa，为了稳定pH值，注入CO2，使溶液PH值稳定在3（CO2 6.0MPa）。测试期为1个月或连续测试的720小时。此次测试用于确定当向C形环状样品施加应力时，是否会发生由SSC导致的开裂。
根据腐蚀试验，15Cr-UHP的平均腐蚀速率为6.5mpy，在Singa气田10多年的生产中为人们所接受。对于Singa气田的环境，含100ppm的H2S，两种材料都符合要求。 13Cr-HP2材质表现出明显的腐蚀，腐蚀速率为25.5 mpy。15Cr没有点蚀，平均腐蚀速率为6.5 mpy。基于这个CO2测试结果，15Cr-UHP2对于Singa气田是可以接受的。
根据测试结果，发现两种材质在SSC测试中可以接受。没有出现由于H2S形成的明显开裂。试验方法C表明，15Cr-UHP和13Cr-HP2样品均没有应力腐蚀开裂。表明这两种材料可以承受含有100ppmH2S的Singa气田环境。站在成本的立场来看，15Cr -UHP比22Cr经济很多。
二、结论
酸性油气田开发过程中，选用的管柱材质要求在目标产量下实现长期密封，在井的生产期内必须有效地运作。首先制定开发方案，合理预测生产目标。再根据流体性质、含量及井下环境，按照选材标准模拟井下实际环境进行试验，根据试验结果显示的管材性能，优选管柱材质。采用该思路选材，能够尽可能的减小开发成本，进一步提高油气田开发效益。
参考文献
[1] Material and Completion Equipment Selection for HPHT Sour Gas Field，SPE 136163.
[2] 徐兴权，姜建平，赵胜兰. 建南酸性气藏完井生产技术探讨，科技创业，2010.6：152-154.
关键词：酸性油气井 腐蚀防治 管柱选材
酸性油气田开发中，管柱的腐蚀情况受井下温度、压力、地层水矿化度、H2S分压、CO2分压等多种因素影响，通常选用耐腐蚀的抗硫管材，而抗硫管材价格贵，换油管成本高，影响酸性气田开发的经济效益。国外在生产中，基于对气田经济效益的预测，根据相关的防腐选材标准，模拟井下的腐蚀环境进行试验，优选管柱材质，达到降低成本，安全生产的目标。
一、防腐管材选择标准
高含硫气井油管材质选择，通常根据美国防腐工程师协会制定的NACE MR-01-75标准进行选材。NACE国际标准试验法TM0177-964标准化了四种静载荷硫化物应力开裂试验方法（金属在H2S环境下抗应力开裂的实验室试验）。四种试验方法包括：方法A—NACE标准（轴向）拉伸试验；方法B—NACE标准（三点）弯梁试验；方法C—NACE标准C形环试验；方法D—NACE标准双悬臂梁试验。
《危险酸性油气井完井和作业的工业推荐作法（COMPLETING AND SERVICING CRITICAL SOUR WELLS INDUSTRY RECOMMENDED PRACTICE）》，以下简称《IRP2006》），是由加拿大钻完井协会、加拿大油气井防喷修井委员会、加拿大石油协会，加拿大石油服务协会等相关机构推荐，目的是通过提供酸性气井的完井与作业的标准，促进危险酸性井的安全完井、作业。
IRP2006》要求任何温度下的酸性环境，不同钢级管材必须进行试验，包括J55（无缝型或者电阻焊接）；K55套管（作为油管使用，无缝型或者电阻焊接）；L80 1型（无缝型或者电阻焊接）；C90 1型（无缝型）；T95 1型（无缝型）。如果选用这几种管材在酸气环境下使用，必须进行以下实验：拉伸试验淬硬性试验（L801型；硬度试验（J55/K55-22.0 HRC，L801型-23.0HRC C901型-25.4HRCT951型-25.4 HRC）；晶粒尺寸试验（L801型）；液压试验（额定最小屈服强度的情况下承压达到69MPa）； 硫化物应力开裂（SSC）试验；氢致开裂试验（J55和K55 ） 。硫化物应力开裂试验方法参考NACE标准。危险酸性井的井下维修和完井工具推荐用材质如表1所示。
2.防腐管材选择思路实例——苏门答腊中南部Lematang区块Singa气田
苏门答腊中南部Lematang区块预计总储量9.3×104亿立方米，预期生产寿命10年。以前的作业人员采用22Cr管柱材料和含13Cr材料做配件对最初的两口井完井。然而，材料老化问题造成了许多作业难题。第二口井2003年完井，采用22Cr管材完井，包括封隔器和安全閥。经过1年的生产，环空压力开始增加，完井设备的密封性失效。
Singa气田每口井目标产气85×104m3，生产周期为10年。因此，Singa气田需要耐腐蚀合金（CRA）材料，这种材料必需符合条件并在经济可行的方式下保持密封10年。然而，对于Singa气井的设计，22Cr材料的经济预算已超支，必须合理地选材，降低资金和成本，且完井设备必须持久耐用。除了已经使用的22Cr管柱，备选的管柱材质还包括13Cr-HP2型和15Cr-UHP。
早期的腐蚀测试表明在24.1mPa下，22Cr的腐蚀率为0.11mpy，而13Cr腐蚀率为26.37mpy。这说明22Cr的性能优于13Cr，但它的成本比13Cr要高两到三倍。因此，项目组更注重于去确定一种腐蚀率比13Cr好且成本比22Cr低的材料。同时，要注重材料的屈服强度。Singa气田的压力高（井底压力72.4mPa），根据化学成分和屈服强度，在Singa气田腐蚀性环境下，对13Cr-HP2和15Cr-UHP进行了测试。针对井筒下部开展了CO2通用腐蚀试验。测试中用到的参数为井底压力72.4MPa，CO2分压为23.2MPa，测试温度208℃，在高压釜内进行为期两周的测试。确定了CO2作用产生的腐蚀速率。
对于SSC测试，运用NACE测试方法C中100%的屈服强度对样本进行测试。考虑到井筒上部油管，所以以测试温度为环境温度。随着温度的升高，SSC影响可能会减小并被氢脆替代。H2S分压采用7.24kPa，为了稳定pH值，注入CO2，使溶液PH值稳定在3（CO2 6.0MPa）。测试期为1个月或连续测试的720小时。此次测试用于确定当向C形环状样品施加应力时，是否会发生由SSC导致的开裂。
根据腐蚀试验，15Cr-UHP的平均腐蚀速率为6.5mpy，在Singa气田10多年的生产中为人们所接受。对于Singa气田的环境，含100ppm的H2S，两种材料都符合要求。 13Cr-HP2材质表现出明显的腐蚀，腐蚀速率为25.5 mpy。15Cr没有点蚀，平均腐蚀速率为6.5 mpy。基于这个CO2测试结果，15Cr-UHP2对于Singa气田是可以接受的。
根据测试结果，发现两种材质在SSC测试中可以接受。没有出现由于H2S形成的明显开裂。试验方法C表明，15Cr-UHP和13Cr-HP2样品均没有应力腐蚀开裂。表明这两种材料可以承受含有100ppmH2S的Singa气田环境。站在成本的立场来看，15Cr -UHP比22Cr经济很多。
二、结论
酸性油气田开发过程中，选用的管柱材质要求在目标产量下实现长期密封，在井的生产期内必须有效地运作。首先制定开发方案，合理预测生产目标。再根据流体性质、含量及井下环境，按照选材标准模拟井下实际环境进行试验，根据试验结果显示的管材性能，优选管柱材质。采用该思路选材，能够尽可能的减小开发成本，进一步提高油气田开发效益。
参考文献
[1] Material and Completion Equipment Selection for HPHT Sour Gas Field，SPE 136163.
[2] 徐兴权，姜建平，赵胜兰. 建南酸性气藏完井生产技术探讨，科技创业，2010.6：152-154.