李炎军，张超，丁剑，吴江，张万栋，张智

（1.中海油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500）

南海莺琼盆地作为世界三大海上高温高压地区，其储层温度高达 249 ℃，储层压力梯度高达2.4 MPa/100 m，储层产出气含有高浓度CO2，导致其井下管柱材料面临苛刻的工况环境[1]。石油天然气开采过程中，CO2作为伴生气的一部分，在有水条件下，CO2对钢铁材料有极强的腐蚀性，常常给石油天然气的开发设施带来严重腐蚀和安全隐患[2]。随着世界天然气的广泛勘探与开发，气井开采环境越趋苛刻，这使得油井管面临的腐蚀环境更趋严酷，导致CO2腐蚀已经成为国内乃至全球凝析气田开发过程中的主要腐蚀问题之一[3-4]。

在油气井生产过程中，CO2腐蚀是井筒完整性失效的主要原因之一[5]。CO2溶于水后，对井下管柱有极强的腐蚀性，其腐蚀形式主要为点蚀，而点蚀极易造成井下管柱失效[6]。同时，随着油气田开发进入中后期，产出水及CO2浓度不断上升，使得井筒CO2腐蚀问题更加趋于严重，造成管柱的服役寿命远低于设计寿命，产生巨大的经济损失，甚至会引发油气泄漏等重大事故[7-8]。

目前，关于井下工况条件下CO2腐蚀已有大量研究。2018 年，张智等[9]通过腐蚀实验研究分析了4 种常用Cr 钢和碳钢在高温高压CO2-Cl-共存体系下的腐蚀行为。李玲杰等[10]通过电化学试验方法研究了CO2分压、温度、腐蚀时间等因素对N80 钢在高含CO2腐蚀环境中腐蚀行为的影响。2019 年，吴滔等[11]通过高温高压反应釜模拟吉林油田腐蚀环境，对不同Cr 含量合金钢在CO2腐蚀环境中的腐蚀行为进行了研究。……