摘要：连续油管井下作业优点突出，但在酸性环境使用过程中其使用寿命显著下降。为此，根据连续油管的失效统计和试验研究进展，介绍了连续油管在酸性环境下的腐蚀问题和防护措施：硫化物应力开裂和氢致开裂造成的损伤不可消除，存在累积效应；在酸性环境下，经过周期性的弯曲塑性变形和湿H₂S腐蚀介质的共同作用，导致连续油管性能退化，其使用寿命明显降低；较之非酸性环境还新增一种失效形式——H₂S引起的脆性开裂；采用添加合适的缓蚀剂和脱硫剂，可以提高碳钢连续油管在酸性环境下的使用寿命。此外，镍基合金(625)连续油管在酸性环境下具有良好的耐蚀性能。该研究成果对川渝地区在酸性气田井下作业应用具有重要的参考价值。

关键词：连续油管；失效；腐蚀；硫化物应力开裂；硫化氢；脆性开裂；缓蚀剂；脱硫剂

    国外连续油管作业技术开始于20世纪60年代初，初期主要是用于油气井的冲砂洗井作业，目前，连续油管已经在钻井、完井、防砂、试油、采油、修井、测井等井下作业领域得到广泛应用^[1～2]。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，在加拿大等国外地区，连续油管在酸性环境下使用已经有超过20a的成功经验^[1]。Stanley、Van Adrichem、Crabtree等人^[1～8]对连续油管的失效原因进行了详细分析统计，不同的研究人员对腐蚀原因有不同的归类。尽管这些统计列举出的失效原因不完全相同，其所占的比例也不完全一致，但这些统计结果显示了一个共同特点：腐蚀是连续油管失效的主要原因之一。随着国产连续油管的成功开发，我国的连续油管井下作业将迎来巨大的发展。然而，在川渝地区，大部分天然气井都含有H₂S，属于酸性环境。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介绍，以期为连续油管在酸性气田井下作业应用提供一些帮助和参考。

   在加拿大等欧美发达国家，连续油管的使用较为广泛，积累了较为丰富的使用经验。一些科研学者对过去几十年连续油管的使用情况进行了大量的调研统计，Stanley、Van Adrichem、Crabtree等人^[1～10]对连续油管的失效原因进行了详细分析统计，主要包括：①制造缺陷；②机械损伤；③误操作；④过载；⑤撕裂；⑥腐蚀；⑦疲劳。其中，腐蚀又包含硫化物应力开裂(SSC)、点蚀、冲刷腐蚀等多种腐蚀行为。1998年，Stanley等人^[7]对国外连续油管失效事故的原因分析统计认为大约51%的失效与腐蚀相关。1995—2001年期间，Van Adrichem等人^[3～8]对126N井的连续油管的失效分析进行了逐年统计，失效原因主要按过载、机械损伤、疲劳、点蚀、均匀腐蚀、制造、未知原因、其他原因这8个方面进行统计，每一年各种失效原因所占的比例不尽相同，在这6a的时间内，35%～50%的连续油管失效与腐蚀有关。Crabtree等人^[1～2]对1997—2007年间的连续油管失效分析统计发现：33%的失效由于腐蚀引起，8%的失效与H₂S环境下的开裂有关，2%的失效与冲蚀有关，15%的失效与制造缺陷有关，29%的失效由于机械损伤引起，9%的失效由于误操作导致，焊接原因引起的失效占2%，疲劳和过载引起的失效各占1%。此外，根据Larsen等人^[6]的调查显示：如果气田中产砂，还会导致连续油管内壁磨损，从而导致爆管。根据以上失效分析统计可见，连续油管的腐蚀是连续油管失效的主要因素之一，随着连续油管向H₂S环境的推广，出现了H₂S导致的开裂。

    Crabtree等人^[2，10]的调查显示：连续油管的管径越大，发生失效的事故率越高。大部分连续油管的实际使用寿命都低于75%的疲劳寿命，近70%的连续油

管的实际使用寿命不足50%的疲劳寿命，酸性环境下，实际使用寿命更低。

    在非酸性环境下，连续油管的腐蚀主要是电化学腐蚀，酸化液和储层液是影响电化学腐蚀的主要因素。在酸性环境下，连续油管也存在电化学腐蚀，其电化学腐蚀与非酸性环境类似，此外，腐蚀失效原因还增加了H₂S引起的开裂。

    连续油管在酸性环境下的腐蚀更为复杂，除了电化学腐蚀外，还包括H₂S导致的开裂。在酸性环境下，H₂S与油管材料发生化学反应，产生氢原子，H₂S能“毒化”金属表面，促进氢原子渗透进入管体，形成H₂S损伤(HE、SSC、HIC等)，导致材料性能下降。连续油管绕导向拱和卷轴进行起下井时会遭受弯曲和变直变化，由于导向拱和卷轴的半径均小于连续油管的最小弯曲半径，因此起下井遭受的弯曲变形会导致塑性应变。连续油管在周期性的塑性应变与H₂S“毒化”的协同作用下，材料性能退化，塑性降低，其脆性开裂更为严重。随着连续油管向H₂S环境下的推广应用，连续油管已经遭受H₂S引起的脆性开裂，下面列举2个H₂S环境下连续油管失效的典型案例。

    案例1：1.5”(38.1mm)的90钢级连续油管，在一次氮气气举作业的回取过程中发生了失效，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，但在倒数第二次作业是含H₂S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。H₂S分压为0.04MPa，该井的井流物的pH值未知，但是考虑到酸化时的低pH值特点，认为连续油管使用的环境分区应该是处于SSC区域内。通过实验室内的失效分析，该连续油管的失效主要是因为SSC导致的，其断口宏观照片见图1。

 

 

 

案例2：1.5″(38.1mm)的80钢级连续油管在川渝气田某井进行排液作业，在连续油管回取过程中，连续油管发生了开裂。该井为含硫井，作业过程中未加注SSC缓蚀剂。该卷连续油管之前还在含H₂S气井中进行过4次气举排液作业。连续油管的回起过程中发生了开裂，该连续油管电化学腐蚀严重，断口具有脆性特征，其断口见图2。

 

    连续油管在酸性环境下的失效分析统计发现，与非酸性气环境下连续油管的腐蚀失效特征相比，H₂S环境存在一种特有的失效形式——H₂S导致的脆性开裂。以上案例表明：H₂S导致的材料脆化存在累积效应，当这种脆化效应累积到一定程度，就会导致连续油管的脆性开裂，特别是在连续油管发生塑性变形的情况下，更易发生脆性开裂。H₂S脆性开裂可能产生严重的安全隐患，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。

    连续油管的腐蚀形式多种多样，腐蚀问题比静态油管串的腐蚀更为复杂。井下作业用连续油管和井下静态管柱相比，其受力特点存在显著差异。连续油管在起下井过程中需要经历6次弯曲，由于导向拱和卷轴的半径小于连续油管极限曲率半径，因此，连续油管每个作业周期内均会遭受6次弯曲塑性变形。赵广慧等^[11]详细分析了连续油管向滚筒上缠绕过程的力学行为，连续油管在绕滚筒进行弹塑性拉弯大变形过程中，滚筒上连续油管截面的弹性层高度较小，近似计算中可以将截面应力分布近似为塑性极限应力分布。此外，连续油管被反复弯曲，还存在一个疲劳问题，因此，作为井下作业用连续油管还存在一，个独特的腐蚀形式——腐蚀疲劳。腐蚀疲劳是腐蚀与机械动力学综合作用的结果，它对材料使用性能的影响远大于单一腐蚀或单一疲劳。

    连续油管在非酸性环境的推广应用已经获得成功，加拿大等欧美国家逐渐将连续油管的应用范围延伸至酸性环境。但是，在酸性环境中，连续油管腐蚀引起的脆性开裂导致油管经常过早失效。鉴于酸性环境下腐蚀是一个急需解决的问题，加拿大专门成立了一个JIP项目，对欠平衡钻井用连续油管开展试验研究，分别由加拿大壳牌公司(Shell Canada)和BJ服务公司(BJ Services)负责，其研究成果将被用于加拿大酸性井钻井的工业推荐实施细则(IRP)。

    国外已大量开展连续油管在酸性环境下的试验研究，试验方法也从原有的双悬臂梁(DCB)、慢应变拉伸(SSRT)、应力环法(NACE Proof-Ring)、弯梁法(BB)发展到如今采用的低周腐蚀疲劳试验方法(LCCF)。Luft和Smuga-Otto等^[5,12]采用慢应变拉伸试验方法^[5,10]，对80钢级和70钢级的低合金钢连续油管进行了SSC敏感性测试。试验结果显示：在弹性变形阶段，空气环境和H₂S环境下的拉伸曲线基本一致，但是，在塑性变形阶段，空气环境和H₂S环境下的拉伸曲线存在显著差异，H₂S环境下的最大塑性变形量远小于空气环境下的最大塑性变形量。Luft等^[12]对625合金连续油管开展的慢拉伸试验结果则显示：625合金连续油管在H₂S环境下仍具有良好的延展性。随后，McCoy等^[13～14]采用慢应变拉伸试验方法，对QT-900和QT-1000在0.1MPa的H₂S环境下的SSC试验进行了研究。其结果显示：QT-900和QT-1000在0.1MPa的H₂S环境下对SSC十分敏感，但是，当试验溶液中加入0.2%的CG型缓蚀剂，QT-900和QT-1000具有较好的抗SSC性能。此外，Luft等^[12]对80钢级的低合金钢连续油管在酸性环境下低周腐蚀疲劳开展了试验研究，结果显示：试验溶液中加入合适的缓蚀剂时，连续油管的疲劳寿命约为空气环境中的2/3、无缓蚀剂条件下的4倍。

    尽管连续油管在酸性环境下的试验方法已经获得较大的发展，但是，连续油管实验评价至今还没有一个公认的方法，评价方法需要用户和制造厂协调确定。此外，虽然国外对连续油管在酸性环境下的失效进行了长期的调查统计，并开展了大量的试验研究，积累了丰富的经验，但是至今仍未能建立起一套完整的酸性环境下连续油管性能限制要求。

    Nasr-Ei-Din等^[4]对如何避免连续油管在酸性环境下应用时失效的经验进行了分析总结，并对酸性环境下连续油管钻井提出了如下推荐意见：

    1) 酸性环境用连续油管订货应遵循以下额外的要求：最大抗拉强度80kpsi(1psi=6.895kPa，下同)，最大屈服强度75kpsi，最小屈服强度70kpsi，最小延长率25%(整管试验)，最大局部硬度20HRc；有害元素含量控制：S≤0.002%(质量分数，下同)，P≤0.025%，C＜0.6%；疲劳寿命数据：制造商对每卷连续油管在非酸性条件下进行疲劳试验，试样取自连续油管末端，并向购方提供试样和试验数据。

    2) 对连续油管的应用历史情况进行分析，特别是之前在酸性气井服役的情况。

    3) 可以应用70kpsi和80kpsi的连续油管，其中优先选用70kpsi，并加注H₂S缓蚀剂。

    4) 连续油管在酸性环境下的工作疲劳寿命最多用到非酸性环境下疲劳寿命的一半。

    5) 腐蚀试验的试验环境应尽可能接近真实的井下工况。

    6) 添加除硫剂。

    7) 通过协商，采用慢拉伸检验连续油管在酸性环境下的延展性。

    8) 详细保存所有油管卷的原始数据和使用记录。

    9) 作业期间，应采集并分析所有泵注流体和回收流体。

    10) 使用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。

    目前，连续油管在国内主要用于酸化处理、气举排水等井下作业，作业形式与钻井存在差异。钻井承载动载荷，受力更复杂；但是，连续油管进行酸化和气举排水时，其油管外壁接触湿H₂S的时间更长，腐蚀将更为严重。笔者认为在川渝地区酸性气井采用连续油管进行井下作业时，Nasr-Ei-Din等人的推荐意见仍具有很好的参考价值。

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