高產氣井用13Cr-L80鋼油管的磨損性能

郭曉強，柳 軍，黃 亮，方達科，魏安超，王國榮

(1.西南石油大學機電工程學院，成都 610500；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，湛江 524057)

0 引 言

隨著淺層油氣資源的逐漸減少，我國的油氣開采不斷向高溫、高壓等復雜工況的深層發(fā)展。采用石油管對深層油氣進行開采時，隨著油氣開采量增加，管柱內的高速流體會誘發(fā)管柱發(fā)生非周期性縱向劇烈振動；這種振動會增大管柱的軸向載荷，引起管柱屈曲變形，導致石油管發(fā)生摩擦磨損失效[1-3]。石油管一旦失效，輕則修管、停產，重則報廢，這會造成重大的經濟損失。

20世紀70年代，學者們開始對石油管的摩擦磨損行為進行研究，研究集中在磨損機制方面[4-6]。研究發(fā)現(xiàn)，在低接觸應力作用下石油管的磨損為磨粒磨損，在高接觸應力作用下則為黏著磨損；由磨粒磨損轉變?yōu)轲ぶp的臨界接觸應力在1.01.7 MPa。WHITE等[7]采用能量法建立了石油管磨損量的計算模型，為后人研究石油管的磨損行為提供了參考。部分學者研究了往復頻率、作用力、磨損介質和接觸面積對油氣井管柱磨損行為(包括磨損量、摩擦因數、磨損率以及摩擦磨損機制)的影響，發(fā)現(xiàn)在定向井和水平井中，最大狗腿度位置的磨損均最嚴重[8-17]。

作者以南海西部某高產氣井現(xiàn)場使用的13Cr-L80鋼油管為研究對象，研究了接觸載荷、往復頻率、往復行程以及完井液密度對該油管磨損行為的影響，為延長油管的使用壽命提供試驗參考。

1 試樣制備與試驗方法

試驗材料為南海西部某高產氣井現(xiàn)場使用的13Cr-L80鋼油管(外徑114.3 mm、內徑100.3 mm)和13Cr-L80鋼套管(外徑177.8 mm、內徑165.8 mm)，化學成分見表1；屈服強度為599.6 MPa，抗拉強度為771.15 MPa，硬度為263.1 HV。套管和油管試樣的形狀均為圓弧形，如圖1所示，尺寸分別為30 mm×43.3 mm×6.09 mm和16.6 mm×6.35 mm×7.69 mm。

表1 13Cr-L80鋼的化學成分(質量分數)

圖1 油管和套管試樣的尺寸Fig.1 Size of tubing and casing specimens

按照GB/T 12444-2006，采用BRUKE UMT-TRIBOLAB型高性能磨損試驗機進行磨損試驗。摩擦副為油管和套管試樣，磨損介質為現(xiàn)場使用的環(huán)空完井液，完井液基礎組成為0.2%(體積分數，下同)氫氧化鈉+0.3%硫代硫酸鈉+3%磷酸鹽緩蝕劑+水，通過添加焦磷酸鉀(K4P2O7)調整完井液密度。基于前期研究[18]和磨損試驗機的尺寸要求，確定磨損試驗參數：接觸載荷分別為50，100，150，200，250 N，往復頻率為1.8 Hz，往復行程為10 mm，完井液密度為1.4 g·cm-3；往復頻率分別為0.6，0.9，1.2，1.5，1.8 Hz(實際油管柱的振動頻率小于1.8 Hz)，接觸載荷為200 N，往復行程為10 mm，完井液密度為1.4 g·cm-3；往復行程分別為2，4，6，8，10 mm，接觸載荷為200 N，往復頻率為1.8 Hz，完井液密度為1.4 g·cm-3；完井液密度分別為1.0(清水)，1.1，1.2，1.3，1.4 g·cm-3，接觸載荷為200 N，往復頻率為1.8 Hz，往復行程為10 mm。磨損時間均為60 min，每組參數下均做3次平行試驗取平均值。

在磨損試驗前后，均采用超聲波清洗儀(清洗液為丙酮和無水乙醇)清洗試樣表面，烘干后用精度為0.000 1 g的電子天平稱取試樣質量，計算磨損量。采用White模型[7]計算磨損率，表達式為

(1)

式中：η/Hb為磨損率，Pa-1；Δm為磨損前后試樣的質量差，即磨損量，kg；ρ為密度，kg·m-3；f為摩擦力，N；s為滑移行程(一半的往復行程與往復次數的比值)，m。

采用Bruker ContourGT-K型白光干涉儀觀察磨損后試樣表面三維形貌。

2 試驗結果與討論

2.1 接觸載荷對磨損性能的影響

由圖2(a)可知，油管的磨損量隨接觸載荷的增加幾乎呈線性增大，這與WHITE等[7]提出磨損量和接觸載荷成正比的結果一致。摩擦因數和磨損率與摩擦副材料、潤滑程度及表面溫度有關[19-20]，因此油管的摩擦因數和磨損率隨接觸載荷均未發(fā)生明顯變化，如圖2(b)和圖2(c)所示。

圖2 油管的磨損性能參數隨接觸載荷的變化曲線Fig.2 Curves of wear performance parameter vs contact load of tubing: (a) wear amount; (b) friction factor and (c) wear rate

由圖3可以看出：當接觸載荷為50 N時，油管表面明顯可見多條溝壑，說明油管發(fā)生了磨粒磨損[21]；當接觸載荷增大至150 N時，油管表面的溝壑深度差顯著增加，中間位置出現(xiàn)凹坑，磨損不均勻，說明油管除發(fā)生磨粒磨損外，局部還發(fā)生了黏著磨損；當接觸載荷為200，250 N時，油管以黏著磨損為主，表面出現(xiàn)片狀剝離破壞[22-23]特征，表面凹坑尺寸減小，磨損變得均勻，磨損量增加。當接觸載荷增大時，摩擦副的接觸表面壓得更實，更容易發(fā)生黏著磨損，并且隨著接觸載荷增大，黏著磨損的破壞程度增強。綜上，在現(xiàn)場作業(yè)過程中，可通過降低油/套管的接觸載荷來減緩油管的磨損。

圖3 不同接觸載荷下磨損后油管的表面三維形貌Fig.3 Surface three dimensional morphology of tubing after wear under different contact loads

2.2 往復頻率對磨損性能的影響

由圖4可以看出，隨著往復頻率增加，油管的磨損量增加，摩擦因數和磨損率變化較小。往復頻率越大，同一位置油/套管的接觸次數越多，接觸表面溫度上升越快，因此磨損速率加快，磨損量增加[24]。

圖4 油管磨損性能參數隨往復頻率的變化曲線Fig.4 Curves of wear performance parameter vs reciprocating frequency of tubing: (a) wear amount; (b) friction factor and (c) wear rate

由圖5可以看出：當往復頻率為0.6，0.9 Hz時，油管表面呈凹坑形貌，磨損不均勻，其磨損方式主要為磨粒磨損，局部為腐蝕磨損；當往復頻率增加到1.2 Hz時，油管表面存在明顯的條紋溝壑，同時存在少量凹坑，磨損較均勻，其磨損方式主要為黏著磨損；當頻率為1.5，1.8 Hz時，油管表面磨損均勻，且出現(xiàn)片狀剝離，未見局部腐蝕磨損特征，磨損方式為黏著磨損。

圖5 不同往復頻率下磨損后油管的表面三維形貌Fig.5 Surface three dimensional morphology of tubing after wear at different reciprocating frequencies

2.3 往復行程對磨損性能的影響

由圖6可以看出，隨往復行程的增加，油管的磨損量呈線性增大，摩擦因數和磨損率變化不明顯，這與White磨損模型[7]計算得到的結果一致。

圖6 油管磨損性能參數隨往復行程的變化曲線Fig.6 Curves of wear performance parameter vs reciprocating stoke of tubing: (a) wear amount; (b) friction factor and (c) wear rate

由圖7可以看出：當往復行程為2 mm時，油管邊緣出現(xiàn)明顯的黏著磨損特征，邊緣磨損嚴重；隨著往復行程的增加，油管表面的磨損越來越均勻，磨損方式均以黏著磨損為主;當往復行程為6，8 mm時油管表面出現(xiàn)塊狀剝落。往復行程的變化并不改變油管的磨損方式，但會影響油/套管接觸表面的磨損深度及磨損區(qū)域大小，可通過減小油管的縱向振動位移(往復行程)來延緩磨損，從而延長油管的使用壽命。

圖7 不同往復行程下磨損后油管的表面三維形貌Fig.7 Surface three dimensional morphology of tubing after wear at different reciprocating strokes

2.4 完井液密度對磨損性能的影響

由圖8可以看出，隨著完井液密度的增加，油管的磨損量和磨損率均降低，摩擦因數先降低，當完井液密度增加至1.2 g·cm-3及以上時保持穩(wěn)定。隨著完井液密度增加，油/套管摩擦副的潤滑程度增大，有效抑制了油管的磨損，從而降低了磨損量；同時完井液中溶質增多，其填充到油/套管接觸表面凹坑中的量增加，使得接觸表面越來越光滑，從而降低了摩擦因數，當溶質含量增加到一定程度，表面凹坑被填充滿，此時摩擦因數保持穩(wěn)定。

圖8 油管磨損性能參數隨完井液密度的變化曲線Fig.8 Curves of wear performance parameter vs completion fluid density of tubing: (a) wear amount; (b) friction factor and (c) wear rate

由圖9可以看出:在清水中磨損后，油管磨損嚴重，表面出現(xiàn)一條條明顯的溝壑，油管主要發(fā)生磨粒磨損；在密度1.1 g·cm-3完井液中磨損后，油管表面僅出現(xiàn)兩條明顯的溝壑，大部分區(qū)域出現(xiàn)塊狀剝落，此時油管主要發(fā)生黏著磨損，局部為磨粒磨損；在密度不小于1.2 g·cm-3完井液中，由于油/套管的潤滑程度較大，油管主要發(fā)生黏著磨損，且磨損均勻，磨痕較淺。

圖9 在不同密度完井液中磨損后油管的表面三維形貌Fig.9 Surface three dimensional morphology of tubing after wear in completion fluid with different densities

3 結 論

(1) 隨著接觸載荷、往復頻率和往復行程的增加，高產氣井用13Cr-L80鋼油管的磨損量增大，摩擦因數和磨損率均變化不明顯；隨著完井液密度的增加，油管的磨損量和磨損率均降低，摩擦因數先降低，當完井液密度增大到1.2 g·cm-3時油管的摩擦因數趨于穩(wěn)定。

(2) 試驗條件下，隨接觸載荷、往復頻率及完井液密度的增加，油管的磨損方式均由磨粒磨損轉變?yōu)轲ぶp，不同往復行程下油管的磨損方式均為黏著磨損。