【论文】孙金声院士，等：高温高压高含硫气井镍基合金油套管适用性评价方法

作者简介：孙金声，1965 年生，中国工程院院士，教授，博士；主要从事油气田钻井与完井工程方面的技术研究工作。地址：（102206）北京市昌平区黄河街5 号院1 号楼。ORCID: 0000-0003-1939-2801。

E-mail: sunjsdri@cnpc.com.cn

孙金声¹　王    熙¹   曾德智¹   杨   建²

李祚龙¹　罗建成¹　史胜垚¹　张  林²

1. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室• 

西南石油大学

2. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院

四川盆地高含硫气藏资源丰富，已探明高含硫天然气储量约9 200×10⁸ m³，开发潜力巨大^[1-4]。根据国家《“十四五”现代能源体系规划》，到2025 年， 天然气年产量要达到2 300×10⁸ m³ 以上，同时规划中明确指出，要加快推进四川盆地“气大庆”等标志性工程，促进天然气稳产增产。然而在高含硫气藏的极端酸性服役工况下井筒管柱面临巨大的腐蚀失效风险^[5-7]，完井管柱的合理选材是保障井筒安全和稳定生产的关键因素^[8]。

ISO 15156: 2020^[9] 基于H₂S 环境中材料的腐蚀开裂给定了井筒管柱的选择和评定，推荐材料包括抗开裂碳钢、低合金钢、铸铁、耐蚀合金和其他合金。由于极端酸性环境下碳钢和低合金钢管材耐蚀性差^[10-13]， 特别是在应力、温度和卤化物离子浓度等多因素耦合作用下腐蚀失效风险加剧，因此高性能的耐蚀合金是高温高压高含硫气井首选的管柱材料^[14-15]。

为了评价耐蚀合金钢的性能，合理选择高含硫气井适用的管柱材料，国内学者开展了系列的试验研究。张庆生等^[16] 开展了室内腐蚀试验，以腐蚀速率为评价指标提出了普光高含硫气田生产管柱的选材方法，认为生产套管应选用Incoloy825、SM2535 等耐蚀合金，产层上部套管选用抗硫钢如110SS、110TS 等，井下工具选用耐蚀合金718，而油管则选用耐蚀合金G3。雷振中等^[17] 模拟了高含H₂S 和CO₂ 环境，根据腐蚀实验评价结果得出NT-80SS 油管抗硫化物应力腐蚀开裂性能基本满足罗家寨气田使用要求。张智等^[18] 通过腐蚀实验计算了管材点蚀速率， 结合油套管强度以及预测寿命提出了渤海某油田选材建议。王建军等^[19-20] 进行了气液两相条件下的动态高温高压腐蚀试验，认为生产套管依据100% 液体环境（现有标准）选材，油管应按照低含水工况选材。杨利萍等^[21] 开展了P110SS 钢、T95 钢和G3 钢腐蚀试验评价，预测了管材寿命，建议在现场酸气回注过程中，纯注气条件下油管材质可选择T95 钢或P110SS 钢，在含水条件下建议选择G3 镍基合金等耐蚀合金作为油管钢材。薛丽娜等^[22] 考虑了高温酸性气藏套管腐蚀规律以及超深井套管强度要求，建议上部井段在满足施工要求下尽量选用低钢级材质， 封隔器预坐封井段及以下选用高镍基合金材质。苏镖等^[23] 依据ISO 15156、腐蚀评价试验结果认为元坝气田4 000 m 以内的气井选用4C 镍基合金，4 000 m 以上气井采用4D 镍基合金。侯铎等^[24] 开展了恒载荷应力腐蚀实验（加载应力80%σ_s），实验后C110 管材抗拉强度、屈服强度降低幅度分别达到4.7% 和5.0%。乐宏等^[25] 开展了温度对管柱材质强度的影响规律研究，发现随着温度升高管柱的屈服强度呈非线性降低，150 ℃时部分管材的强度已经降低到常温下的85%。张智等^[26] 还利用高温高压釜失重测试和拉伸力学性能测试评价了G3 镍基合金酸化后的力学性能，发现屈服强度降低22.5%，拉伸强度降低8.5%， 延伸率降低46.8%，并且酸化时间越长，材料力学性能下降越明显。综上可知，仅依据腐蚀速率指标对深层高温高压高含硫气井管柱进行选材依然存在潜在的失效风险^[27-30]，而井筒管柱应力腐蚀损伤、结构强度衰减也是深层高温高压高含硫气井油套管适用性评价的重要指标。

四川盆地东北部（以下简称川东北）某高含硫气藏地层压力50 MPa、温度150 ℃、H₂S 分压7.5 MPa、CO₂ 分压3.5 MPa 且多含元素硫，面对极端条件的考验，低合金管材仍有穿孔、开裂风险，管柱选材转向了耐蚀性能优良的镍基合金。为此，依据现场拟选用完井管柱材质，开展了BG2532、SM2550 和G3 镍基合金长周期失重腐蚀试验、恒载荷应力腐蚀试验和拉伸试验，对材料的腐蚀速率、应力腐蚀损伤、力学性能损伤和成本等6 个指标进行了系统性评价， 基于层次分析法计算了各指标权重，建立了镍基合金油套管适用性评价方法，提出了保障高含硫气井井筒管柱长期安全服役的选材建议。

1 　镍基合金油套管适用性评价模型

1.1 　层次结构模型

层次分析法是指将一个复杂的多目标决策问题作为一个系统，将目标分解为多个目标或准则，进而分解为多指标（或准则、约束）的若干层次，通过定性指标模糊量化方法算出层次单排序（权数）和总排序，以作为目标（多指标）、多方案优化决策的系统方法^[31-35]。

由于考虑的参数指标对选材的贡献程度不一样， 3 种合金在各个参数下的排序也不一样，因此可以用层次分析法将定性指标模糊量化。首先建立层次结构模型如图1 所示，将合金的6 个评价参数指标作为准则层，3 种合金作为方案层。然后依据九标度赋值法并通过专家赋值构建6 个评价参数的准则层判断矩阵^[36-37]，接着构建各个单因素下3 种合金的方案层判断矩阵，同时进行一致性检验，最后进行总层次排序，得到BG2532、SM2550 和G3 合金用油管和套管的总权重，科学评价镍基合金油套管在高含硫气田的适用性。

1.2 　镍基合金管柱评价指标

采用腐蚀失重法和高温高压釜装置评价BG2532、SM2550 和G3 耐蚀合金在高温高压高含硫环境中的耐蚀性能，待测耐蚀合金化学成分如表1 所示。试样尺寸为30 mm×15 mm×3 mm，实验前用石油醚、清水和无水乙醇清洗试样，将试样放入纱布口袋，并在其中添加10 g 元素硫，以实现元素硫对试样的全覆盖。

为模拟川东北高含硫气井井下实际工况，设定腐蚀失重实验温度150 ℃，压力50 MPa，H₂S 分压7.5 MPa，CO₂ 分压3.5 MPa，实验周期30 d。实验溶液为川东北高含硫气田模拟地层水，离子含量如表2 所示，均匀腐蚀速率计算如下。

经30 d 腐蚀后，计算得到BG2532 的均匀腐蚀速率为0.011 8 mm/a，G3的均匀腐蚀速率为0.010 7 mm/a， SM2550 的均匀腐蚀速率为0.008 3 mm/a。3 种合金的腐蚀速率均低于0.076 mm/a，按均匀腐蚀速率排序， BG2532 ＞ G3 ＞ SM2550。

采用恒载荷应力腐蚀实验方法，将试样夹装在恒载荷应力腐蚀试验装置上，加载应力100%AYS， 在高温高压环境中进行应力腐蚀损伤评价实验^[15]。实验后利用Zwick z100 型电子万能试验机在150 ℃ 下对腐蚀后的试样进行拉伸测试，计算腐蚀后试样的力学性能衰减率。

经30 d 恒载荷应力腐蚀后3 种合金的屈服强度和抗拉强度及其衰减率如表3 所示。BG2532 的屈服强度和抗拉强度衰减率最大，G3 次之，SM2550 最小。以屈服强度衰减率和抗拉强度衰减率评价合金的应力腐蚀损伤程度，3 种合金排序为BG2532 ＞ G3 ＞ SM2550。

经30 d 恒载荷应力腐蚀后3 种合金的断后伸长率和断面收缩率及其衰减率如表4 所示。BG2532 的断后伸长率和断面收缩率衰减率最大，G3 次之，SM2550 最小。以断后伸长率和断面收缩率衰减率评价合金性能损伤程度，3 种合金排序为BG2532 ＞ G3 ＞ SM2550。

硬化指数的衰减表明抵抗塑性变形的能力降低， 断裂韧性的衰减表明阻止裂纹扩展的能力减弱。经30 d 恒载荷应力腐蚀后3 种合金的硬化指数和断裂韧性及其衰减率如表5 所示。BG2532 的硬化指数衰减率和断裂韧性衰减率最大，G3 次之，SM2550 最小。以硬化指数衰减率和断裂韧性衰减率评价合金的应力腐蚀损伤程度，3 种合金排序为BG2532 ＞ G3 ＞ SM2550。综上分析，SM2550 抗应力腐蚀开裂的能力最好。

以气井产量100×10⁴ m³/d 为例，基于ISO 10400:2018^[38] 标准中规定的强度计算式，在管柱强度的设计过程中，引入不同温度下强度的衰减系数，并考虑均匀腐蚀对管柱壁厚的影响。参照GB/T 228.2—2015^[39]， 以发生0.2% 塑性应变时的名义屈服应力作为合金的屈服强度，不同温度下的屈服强度如图2 所示。以25 ℃时合金的强度为基准，通过多项式拟合得到BG2532、SM2550 和G3 在不同温度（T）下屈服强度衰减率（η_s）如下。

在高温条件下，原子之间的结合力下降，原子的位错运动能力增加，金属原子在高温下的活动能力增加，容易发生迁移和扩散，空位形成的概率和密度增加，与之相伴位错运动能力也明显增加，这是导致高温下合金强度降低的本质原因^[40-41]。

考虑温度对管柱屈服强度的影响以及腐蚀后壁厚的减薄，以上诉实验得到的均匀腐蚀速率以及管柱壁厚与外径随服役时间的变化关系为依据，计算弹性挤毁修正项Δp_e 如式（3），屈服挤毁修正项Δp_y 根据Tresca 设计屈服压力（Δp_yT）和von Mises 设计屈服压力（Δp_yM）两者的大小来决定。

管柱的轴向拉力会使抗外挤强度减小，而内压会使抗外挤强度增大。在轴向拉力（F_a）、内压（p_i）以及外压（p_o）共同作用下，使用弹性挤毁修正项（Δp_e）和屈服挤毁修正项（Δp_y）代替ISO 10400:2018 中K—T 式的对应项，得到在轴向拉力、内压以及外压共同作用下的挤毁强度（p_c）：

在考虑抗外挤强度时，应优先考虑井底管柱的抗外挤强度。由图3 可知，油管服役8 年内G3 的抗外挤强度最大，8 年以后SM2550 的抗外挤强度最大。套管服役10 年内，G3 的抗外挤强度最大，10 年以后SM2550 的抗外挤强度最大。从长期服役需求考虑，以抗外挤强度为依据对3 种合金进行排序为：SM2550 ＞ G3 ＞ BG2532。

考虑强度衰减与腐蚀导致的壁厚减薄管柱抗内压强度计算如下。

在考虑抗内压强度时，应优先考虑井底管柱的抗内压强度。由图4 可知，油管服役26 年内G3 的抗内压强度最大，26 年以后，SM2550 的抗内压强度最大。套管服役40 年内G3 的抗内压强度最大。以抗内压强度对3 种合金进行排序为：油管SM2550 ＞ G3 ＞ BG2532，套管G3 ＞ SM2550 ＞ BG2532。

井下管柱由于自身重量的原因会受到轴向拉力， 考虑强度衰减和腐蚀后壁厚减薄的管柱抗拉强度计算如下。

式中T_s 表示抗拉强度，kN。

在考虑抗拉强度时，优先考虑井口处管柱的抗拉强度。由图5 可知，油管和套管服役40 年内， G3 的抗拉强度最大，BG2532 次之，SM2550 的最小。以抗拉强度为依据对3 种合金进行排序为G3 ＞ BG2532 ＞ SM2550。

BG2532、SM2550 和G3 耐蚀合金的单价分别为25.1 万元/t、30.3 万元/t 和30.2 万元/t，川东北某高含硫气井镍基合金油管长度为5 000 m，封隔器以下采用镍基合金套管，长度为1 730 m，根据式（8）计算得到BG2532、SM2550、G3 用于油管时总价分别为2 409.3 万元、2 908.5 万元、2 898.9 万元，用于套管时总价分别为1 721.5 万元、2 078.2 万元、2 071.3 万元。对于油管和套管，以合金价格为依据对3 种合金进行排序为：BG2532 ＞ G3 ＞ SM2550。

1.3 　单指标镍基合金排序

综上分析可得BG2532、SM2550 和G3 合金的6 个评价指标对比结果如表6 所示。在每个指标下对3 种合金进行排序，1 表示在当前指标下该合金最优， 2 次之，3 最差。

2 　镍基合金油套管柱适用性评价

不同气藏对油套管柱的性能要求不同，6 个参数指标对选材的影响也不相同。因此，仅凭表6 的单指标排序仍难以筛选，需综合考虑多个指标定量评价。

2.1 　构建准则层判断矩阵

由油田现场专家赋值得到油管和套管准则层的重要性判断矩阵分别为A_y 和A_t。

2.2 　准则层权重向量计算与一致性检验

利用几何平均法求得各因素的权重：

为评价层次排序的有效性，必须对判断矩阵的评定结果进行一致性检验，以分析现场专家对各项指标相对重要性的判断是否合理。通常使用随机一致性比值（CR）检验是否满足一致性，CR 的计算如式（12）。当CR=0 时，认为完全满足一致性；当CR ＜ 0.1 时，认为一致性得到满足；当CR ≥ 0.1 时，认为相对重要性不合理，应返回到专家赋值阶段，直到得到满意的一致性为止。

式中CR 表示随机一致性比值；CI 表示一致性指标；RI 表示平均随机一致性指标。

一致性指标CI ：

式中λ_max 表示判断矩阵的最大特征根；n 表示判断矩阵的阶数，n 取3 时RI 为0.52，n 取6 时RI 为1.25。

油管和套管准则层的权重如表7 所示。油管和套管准则层重要性矩阵的随机一致性比值（CR）分别为0.022 和0.012，均小于0.1，满足一致性。其中B₁ 对应腐蚀速率评价指标，B₂ 对应应力腐蚀损伤评价指标，B₃ 对应抗外挤强度评价指标，B₄ 对应抗内压强度评价指标，B₅ 对应抗拉强度评价指标，B₆ 对应成本评价指标。

2.3 　构建方案层判断矩阵

由表6 构建各个单因素下油管和套管的方案层判断矩阵，分别如式（14）、（15）。其中D₁ ～ D₆ 分别为准则层B₁ ～ B₆ 的重要性判断矩阵。

油管的方案层重要性判断矩阵如下：

套管的方案层重要性判断矩阵如下：

2.4 　方案层权重向量计算与一致性检验

利用几何平均法，求得油管方案层重要性判断矩阵的权重向量和套管方案层重要性判断矩阵的权重向量。油管和套管方案层的权重和随机一致性比值（CR）的计算结果如表8 和表9 所示。油管和套管方案层重要性矩阵的CR 均小于0.1，满足一致性。其中C₁ 对应BG2532，C₂ 对应SM2550，C₃ 对应G3。

2.5 　合成权重及总体排序

将方案层和准则层的对应权重向量相乘，可得合成权重如式（16）、（17）。

对于油管，BG2532、SM2550 和G3 的权重分别为0.296、0.428 和0.276。对于套管，BG2532、SM2550 和G3 的权重分别为0.248、0.320 和0.432。因此在高含硫气井中油管的推荐选用顺序为：SM2550 ＞ BG2532 ＞ G3，套管的推荐选用顺序为：G3 ＞ SM2550 ＞ BG2532。依据上述结果，川东北深层高温高压高含硫气井完井方案设计中，油管选用了SM2550 镍基合金，套管选用了G3 镍基合金。

3 　结论

1）在模拟川东北腐蚀工况条件下，经30 d 腐蚀后，BG2532、G3 和SM2550 的腐蚀速率分别为0.011 8 mm/a、0.010 7 mm/a 和0.008 3 mm/a， 低于油田控制指标0.076 mm/a，BG2532、G3 和SM2550 在高含硫环境中具有较好的耐蚀性能。

2）在高含硫模拟工况和拉应力加载的条件下， BG2532、G3 和SM2550 腐蚀后的屈服强度和抗拉强度出现了不同程度的下降，其中BG2532 应力腐蚀损伤程度最高，屈服强度和抗拉强度衰减率分别为5.56% 和5.18% ；SM2550 应力腐蚀损伤程度最小， 屈服强度和抗拉强度衰减率分别为4.56% 和4.29%。

3）构建了以腐蚀速率、应力腐蚀损伤程度、抗外挤强度、抗内压强度、抗拉强度和成本为考核指标的高温高压高含硫气井管材适用性评价新方法，依据川东北高含硫气井模拟工况下的评估结果，油管推荐选用SM2550，油层套管推荐选用G3，该选材方案在川东北高含硫气井的完井管柱设计中成功应用。