何松，王贝，冯桓榰，路民旭，周定照，邢希金

（1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.北京科技大学，北京 100083）

CO2腐蚀是国内乃至全球气田开发过程中的主要腐蚀问题之一。随着世界天然气的广泛应用，以及受我国能源结构优化调整的影响，天然气需求与日俱增，气井开采进程加快，开采环境越趋苛刻（温度、压力上升）。据了解，国内某些气井井底温度可达200 ℃以上，压力90 MPa 以上，CO2含量更是最高可达70%（质量分数）。此时井下管柱处于极端高温高压（Ultra-HTHP）超临界CO2腐蚀工况，材料可能面临着严重的超临界CO2腐蚀问题。Zhang 等[1]研究发现，在腐蚀初期，X65 钢在含有超临界CO2的去离子水中的腐蚀速率比在低压（1 MPa）下的腐蚀速率大3 倍。Wei[2]、Hua[3-5]和Xiang[6]等也发现在某些超临界CO2环境中，钢的腐蚀速率甚至会大于10 mm/a。关于超临界CO2工况下材料的腐蚀行为及机理一直是近年来的研究热门，但目前已有的研究却很少涉及到温度、CO2分压水平这么高的工况[1-13]，此类工况下应如何选择井下油套管材质，从而达到防腐与经济效益兼顾的目的，是目前亟需解决的一大难题。

超级13Cr 钢具有高强度、低温韧性和较强抗腐蚀性能的综合特点[14-16]，是目前较为常用的油套管材质。目前对于超临界CO2腐蚀的绝大多数研究集中在碳钢及低铬钢上，关于超级13Cr 在超临界CO2相中的耐蚀性能、耐蚀机制文献资料非常有限，工况与上述极端苛刻油气井下工况相差甚远。部分相关研究的压力多在 15 MPa 以下，仅有一例研究达到了 28 MPa[17]。从已有的资料来看，相较于碳钢，马氏体不锈钢在超临界CO2工况下的腐蚀速率要低很多，但当温度超过150 ℃以后，其点蚀风险明显上升[18-21]。……