谢涛，张晓诚，林海，窦蓬，孙连坡，闫伟

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司 & 海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300459；2.中国石油大学(北京)，北京 102249）

石油天然气开采过程中，套管腐蚀与防护研究成为油田开发的重要课题。CO2、H2S、Cl-等介质对油管、套管的腐蚀及油气开发造成了巨大损失[1-3]。目前，国内外学者对CO2或H2S 单一腐蚀机理认识得较为清晰，对于CO2和H2S 共存条件下的腐蚀研究比较少且分散，没有形成完整的理论体系[4-6]。

渤海某油田井下为CO2和H2S 共存的腐蚀环境，依据现存的油套管选材图版，只能选择13Cr 含量的材质，大大增加了钻完井成本。为进一步优化该油田的油套管材质，根据该油田的腐蚀环境进行腐蚀实验，研究N80、1Cr、3Cr、13Cr 不同材质套管钢在CO2和H2S 共存腐蚀环境的腐蚀行为，分析对比其腐蚀速率和腐蚀产物形貌成分，探讨微量H2S 的存在对油套管腐蚀的影响机理，为该油田套管设计提供理论基础。在安全生产的前提下，合理选择套管材质，保证油田经济效益最大化。

1 试验

1.1 材料与设备

试验材料选取N80、1Cr、3Cr 和13Cr 钢，取自油田套管本体，如图1 所示。试验设备包括CWYF-1型高温高压釜，FEI Quanta 200F 型扫描电镜，EDAX能谱仪，Bruker AXS D8 Focus X 射线衍射仪等。

图1 腐蚀试验挂片Fig.1 Casing steel samples of corrosion experiment

1.2 试验条件

根据油田采出水常规分析结果，储层段地层水的离子含量见表1。为确保整个井筒安全，并探讨温度对CO2和H2S 腐蚀机理的影响，分别进行50、70、85 ℃温度下的腐蚀试验。根据油田日产液量及高压釜的最佳转速，确定试验流速为0.77 m/s。该油田埋深2569 m，地层压力为24.49 MPa，地层温度为85 ℃，地层饱和压力为15.29 MPa，以此作为系统压力。……