海上油氣田油套管用材110Cr13S 適用性研究

蔣東雷，余 意，王 恒，刁 歡，肖 譚，王應好

(中海石油(中國) 有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

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在海上深海油氣田的開采過程中，油套管的腐蝕環(huán)境通常呈現(xiàn)深水、高溫、高壓、CO2與H2S 共存的特點，這種開采條件給油套管的腐蝕控制帶來極大的困難[1]。當油管、套管和管線鋼服役于含有H2S 和CO2腐蝕性氣體的石油和天然氣生產(chǎn)環(huán)境時，金屬材料會發(fā)生內(nèi)部和外部腐蝕[2-5]，導致高成本的維修、停機，以及因腐蝕失效而造成的人員健康和環(huán)境危害[6]。在高溫高壓、CO2與H2S 共存條件下進行油套管材質(zhì)適應性評價__[7]，有助于指導海上天然氣生產(chǎn)中對現(xiàn)有油套管材料的優(yōu)化選擇，從材料的耐蝕性角度制定合理的防腐蝕方案。

CO2在含水介質(zhì)中能引起鋼鐵發(fā)生迅速的全面腐蝕和嚴重的局部腐蝕[8]，且腐蝕類型和腐蝕速率的影響因素較多，其中主要因素如下:材料性能、介質(zhì)流速、溫度、氣液比、pH 值和CO2分壓等。而在H2S 環(huán)境中鋼材主要的腐蝕形態(tài)是氫鼓泡(HB)、氫致開裂(HIC)、硫化物應力腐蝕開裂(SSCC)和應力導向氫致開裂(SOHIC)等。分壓比是CO2/H2S 腐蝕環(huán)境中特有的影響因素，也是研究混合氣體腐蝕特點和規(guī)律的切入點。相關研究[9-12]表明，在CO2與H2S 共存條件下，少量H2S的存在對CO2的腐蝕具有抑制作用，這種抑制作用的機理主要表現(xiàn)為沉積物會在金屬表面腐蝕產(chǎn)物膜的第一層優(yōu)先生成致密性好的硫化物[13，14]，但H2S 的存在可能會導致油套管鋼發(fā)生氫脆，使得油套管鋼在服役周期中存在發(fā)生脆性斷裂的風險[6，15-18]。

因此，針對CO2與H2S 共存條件下油套管鋼的腐蝕行為研究，不僅要關注CO2與H2S 對油套管鋼本身所造成的腐蝕問題，同時還需關注油套管鋼在服役過程中的抗硫化物應力腐蝕敏感性。……