何松，王贝，谢仁军，王赟，谷林，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）

随着含硫油气藏的不断开采，近年来对高强度抗硫钢的需求日益迫切。其中，高强度抗硫套管110SS 在含硫油气藏中已有较多应用，关于其在CO2/H2S 环境中的耐蚀性能目前已有较多研究[1-11]。研究表明，110SS 具有非常好的抗硫性能，其在饱和H2S 的A 溶液中加载90%名义屈服强度下720 h不开裂[1]。110SS 的耐蚀性能受温度、H2S 分压、CO2分压、Cl–等因素影响。陈文等[2]发现110SS 的气液相腐蚀速率最大值出现在90 ℃，在90 ℃气相中的腐蚀速率为 0.838 mm/a，液相中腐蚀速率为1.130 mm/a，且腐蚀产物以硫铁化合物为主。王云帆等[3]模拟了井口、井中、井底不同位置工况下110SS 的服役工况，发现随H2S 分压 、CO2分压 、 温度增加，110SS 的腐蚀速率先降低再升高 。伍丹丹等[4]的研究表明，110SS 腐蚀速率随介质中Cl–浓度的升高先增加、后减小。刘丽等[5]研究了 H2S/CO2分压比对110SS 钢腐蚀产物膜结构和性能的影响，结果表明，CO2/H2S 共存工况下，腐蚀产物以FeS1－x为主，且随着CO2分压的增加，FeS1－x腐蚀产物膜的保护性增强。

随着深海油气田的开采，油套管材面临的服役工况日趋恶劣，我国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），且含有一定量的H2S。此时井下管柱处于极端高温高压（Ultra-HTHP）超临界CO2腐蚀工况。目前绝大部分超临界CO2腐蚀领域的研究集中于温度较低、CO2分压10 MPa 以下的工况，更为恶劣的服役工况下的研究成果仍然极为缺少。已有结果表明，在超临界CO2工况下，材料可能面临严重的腐蚀问题[12-25]，如Zhang 等[12]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。……