内涂层油管应用于油气井已有相关报道,具有很好的耐腐蚀性,且大部分油管内涂层的主要成分为改性环氧-酚醛树脂[1]。为评价与筛选内涂层油管的耐腐蚀性能,学者建立的实验方法有高温、高压釜试验,摇臂试验,耐酸性试验,钢丝绳磨损试验等[2,3,4]。在实际应用过程中由于内涂层油管应用的工况环境不同,耐腐蚀性能的评价指标就不相同。在海洋环境中,有学者试着给不同试验赋予不同权重来筛选涂层,但权重应怎样分配并无统一原则,不同工况条件下权重的分配及指标设定也无统一原则。随着内涂层油管在酸性气井中得到更多的应用[5],其在酸性环境中的耐腐蚀性能评价显得十分必要,但相关研究甚少。本文建立了一套现场用内涂层油管耐腐蚀性能的评价方法,这套方法可避免权重的分配而且可以直接对现场已涂敷的内涂层油管直接进行评价,通过评价程序所得结果可用于指导内涂层油管的现场应用。
1 评价方法建立
根据酸性气田所具有的含H2S/CO2、氯离子、凝析油等特殊工况,自行设计了一套内涂层油管不同工况条件下的耐腐蚀性能评价程序以及建立相应的评价指标。通过将内涂层油管以不同的封装方式浸泡于不同的工况条件下,采用适当的指标对内涂层油管进行评价,所得评价结果可用于筛选内涂层油管。
1.1 评价程序
为了评价内涂层油管的耐腐蚀性能,设计了一个不同工况条件的评价程序,如图1所示。
1.2 评价指标及方法
1.2.1 附着力指标及方法
依据ISO 21809-2:2014标准用电工刀的刀尖顶靠在钢尺上,在防腐层上划出30~50 mm的直线刀痕,划透防腐层直到金属表面,形成一个“X”形,2条划痕的交叉点大约成30°角,附着力等级为1级视为通过,否则不通过。
1.2.2 有机官能团测定指标及方法
采用岛津傅里叶红外光谱仪(IRPrestige-21)分析考察涂层官能团变化情况,官能团峰型发生变化视为不通过。
1.3 实验过程
通过调研分析,涂敷涂层厚度应满足设计要求,并且涂层无漏点,耐磨性≥2 L/μm以满足SY/T 6717—2016《油管和套管内涂层技术条件》,选取市场上适用于油井管的3个厂家的同种施工工艺的内涂层油管,编号分别为1#、2#、3#,其简介如表1所示,按照设计的评价程序进行评价。
表1 内涂层油管简介Table 1 Introduction of inner coating tubing |
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实验从以上3种涂层涂敷完整的内涂层油管上直接截取弧形试样,经不同封装方式处理后,浸泡于不同条件下,经一定实验周期后将试样取出进行评价指标分析。在涉及硫化氢环境下的介质均需用惰性气体(氮气/甲烷)将介质中的氧除去(除氧时间按1 h/L计算)。H2S/CO2饱和即常温常压下介质溶解的H2S/CO2与气相中的达到平衡(平衡前后2次测得介质中H2S/CO2含量不变)。
2 结果与讨论
2.1 耐渗性能评价
2.2 耐H2S/CO2性能评价
将自行设计的实验工装封装好的试样分别浸泡于5%NaCl溶液中,用隋性气体除氧后在室温条件下用H2S/CO2气体将溶液通饱和,实验期间定期往溶液中通入H2S/CO2气体。浸泡90 d后取出分析,结果如图4所示。
2.3 耐温性能评价
将不同封装样品的试样在用隋性气体除氧后的5%NaCl溶液及总压3 MPa、H2S分压1.5 MPa、CO2分压1.5 MPa的条件下,在不同温度浸泡7 d,结果如图6~8所示。
由图6可知,使用L360夹具封装的涂层试片在5%NaCl溶液、H2S分压1.5 MPa、CO2分压1.5 MPa,100 ℃条件下浸泡7 d,1#和3#涂层均出现大面积鼓泡开裂现象,并在夹具封装边缘出现涂层本体鼓泡。将温度降低,在80 ℃条件下,无封装的3#涂层在边缘切割影响区的地方出现鼓泡,中间不出现鼓泡,全封装的3#涂层完好无损,夹具封装的1#、3#涂层也出现鼓泡,但1#涂层边缘本体鼓泡,3#涂层边缘本体无鼓泡现象。将温度升高,在120 ℃条件下,1#、3#涂层在无封装的条件下完全剥离且涂层本体均出现鼓泡,1#涂层特别严重。使用自身涂层全封装的试样在120 ℃条件下,3#涂层完好无损。结果表明,3#涂层较1#涂层适合于在高温高压高酸性环境下使用,但涂层不能出现裸露金属,且随着温度的升高,涂层由剥离转变为本体鼓泡。
内涂层油管试片在高温高压下使用夹具封装在低温80 ℃下出现大面积鼓泡,而无封装试片则不出现同种情况,原因可能在于L360夹具采用软密封,在高温高压条件下,介质在实验过程中渗入夹具内部,实验结束后泄压致使夹具内压大于外压,蒸汽从截面渗入涂层导致涂层起泡失效,从另一方面也可说明温度较低条件下,涂层已发生剥离失效,推断原因在于酸性环境下,氢离子在S2-作用下易渗入金属变成氢原子,氢原子的存在导致涂层与基体结合力降低,发生剥离失效。随着温度的升高,分子运动更加剧烈,介质渗入涂层速率增加造成鼓泡失效。80 ℃条件下,夹具封装的1#涂层相比3#涂层已经发生开裂现象,表明3#涂层耐腐蚀性能更好。
2.4 整管段接箍耐腐蚀性能评价
为了考察在役内涂层油管接箍的耐腐蚀性能,本文截取带接箍短节进行耐腐蚀性能评价,截取位置使用环氧树脂封装,而后将试样在惰性气体除氧后的5%NaCl溶液,温度120 ℃,总压3 MPa、H2S分压1.5 MPa、CO2 分压1.5 MPa条件下浸泡168 h,结果如图9、10所示。
为了考察裸露金属存在下涂层耐腐蚀性能,将切割好的试样无封装直接放置于用惰性气体除氧的5%NaCl溶液、温度120 ℃、CO2分压1.5 MPa、不同硫化氢分压条件下浸泡168 h,结果如图11、12所示。
由图11、12可知,在高温120 ℃条件下,不同硫化氢分压下内涂层油管试片均无明显鼓泡、变色现象,0.1 MPa条件下涂层附着力1级,0.3 MPa条件下涂层附着力在5级以下,1.0 MPa、0.5 MPa条件下涂层出现剥离现象。对比1.5 MPa分压条件下涂层出现剥离鼓泡,可推断随着硫化氢分压增大,导致涂层剥离失效的金属渗氢速率增速变缓,而导致涂层鼓泡失效的介质在涂层中的渗透速率增速变大,因此,内涂层油管失效形式由阴极剥离失效转变为鼓泡失效。
3 结 语
(1)本文建立的耐腐蚀性评价方法可筛选出具有高耐氯离子、氢离子、凝析油的耐渗透涂层,且可为酸性环境下筛选不会改变耐渗透性能的涂层。
(2)本方法揭示了在高温高压高酸性环境下,随着温度升高及硫化氢分压的升高,涂层失效由阴极剥离失效转变为鼓泡失效,低温条件下更关注涂层与基体结合力及涂层漏点情况,高温条件下则关注涂层耐介质渗透性能。
(3)无金属裸露条件下的3#涂层可以耐5%NaCl溶液、总压3 MPa、H2S分压1.5 MPa、CO2分压1.5 MPa;金属裸露条件下,耐受硫化氢分压急剧下降。