引言

  东海某油田开发井储层地层压力为40.82MPa~60.3MPa，地层温度为125～156℃，储层流体中按照天然气组分计算CO2分压为1.1MPa~3.0MPa，按照Q/HS14015-2012《海上油气井油管和套管防腐设计指南》CO2腐蚀条件下油管材质选择图版，该开发储层的B2H井工况使用13Cr油管已经超出了图版选择范围（图版中黄色标记处），因此，需要根据实际工况研究13Cr油管材质可行还是选择更高等级油管材质。

  图1 油管选材图版

  室内模拟研究

  参照JB/T7901-1999金属材料实验室均匀腐蚀全浸试验方法， 选定B2H井井口、井中、井底三个位置处的环境进行腐蚀模拟研究实验，模拟设备为美国CORTEST公司生产的动态高温高压釜。

  每组实验做三个平行试片，实验结束后将试片取出放入10%稀盐酸加缓蚀剂的清洗液中浸泡5min，同时用镊子夹少量脱脂棉轻拭试片表面的腐蚀产物。从清洗液中取出试片，用自来水冲去表面残酸后，立即将试片浸入氢氧化钠溶液（60g/L）中，30s后再用自来水冲洗，然后放入无水乙醇中浸泡约5min，清洗脱水两次。取出试片放在滤纸上，用冷风吹干，用滤纸将试片包好，贮于干燥器中，放置1h后称量，精确至0.1mg。

  模拟结果分析

  01   腐蚀速率结果分析

  表4 油管腐蚀室内研究平均腐蚀速率

  根据室内模拟实验结果，随着井深的不断增加，温度、CO2分压逐渐升高，两种材质的腐蚀速率均逐渐增高。

  13Cr两种钢级的材质均具有较好的耐蚀性能，其中P110较L80挂片腐蚀速率更低，从井口到井底均属于低度腐蚀， L80-13Cr挂片在井底环境下腐蚀速率属于中度腐蚀（腐蚀程度评定参照美国腐蚀学会NACE RP0775-2005标准）。

  图2 13Cr油管腐蚀形貌

  02   点蚀情况分析

  从宏观形貌来看，P110-13Cr和L80-13Cr油管材质均没有发现点蚀现象，腐蚀以均匀腐蚀为主，分别对井底工况下的腐蚀挂片形貌进行微观SEM扫描，发现挂片表面虽出现一定的腐蚀痕迹，但没有发现点蚀坑。

  图3 井底工况下的腐蚀挂片形貌

  寿命评估

  01   超声波测厚

  对于13Cr材质的P110级和L80级试验管段，其标称外径为2-7/8英寸（73.02mm），壁厚均为5.51mm。其超声波壁厚测试结果如下：

  可见，两种管材的壁厚符合其标称的值。

  02   拉伸性能

  取样位置按照API 5CT的要求。拉伸性能的平行试样为三个，按照GB/T 228进行室温试验。

  API 5CT的附表C.6规定，对于L80级13Cr材料的屈服强度应在552~655MPa之间，抗拉强度大于655MPa，加载后的伸长率大于0.5%。

  对于P110材料的屈服强度应在758~965MPa之间，抗拉强度大于862MPa，加载后的伸长率大于0.6%。

  由试验结果可见，两种管材的实测拉伸性能均满足API 5CT的要求。

  04   剩余腐蚀寿命

  管道的内腐蚀通常是一旦腐蚀缺陷产生，在深度方向的发展速率便成为管道内腐蚀的主要部分，向管道轴向方向的发展速率和环向方向的发展速率将趋于减缓。由于目前处于设计阶段，所以对于管道内部腐蚀剩余寿命评估是基于实验数据的评估， 其均匀腐蚀剩余寿命计算如下表：

  表9 油管材料均匀腐蚀剩余寿命

  结论和建议

  结论

  （1）油管材质腐蚀速率随井深的增加而增大；

  （2）室内腐蚀模拟实验（7天）13Cr材质挂片均匀腐蚀，没有发生点蚀；

  （3）在假设13Cr材质不会形成钝化膜的情况下，按照实验短期腐蚀速率进行两种油管材质的寿命评估，P110-13Cr在B2H井中的均匀腐蚀剩余寿命为47.1年；L80-13Cr在B2H井中的均匀腐蚀剩余寿命为12.7年，不能满足使用要求（设计油井寿命30年）；

  （4）在腐蚀介质的作用下，变径处的冲蚀最为严重，可能导致腐蚀穿孔。

  建议

  （1）建议本项目油管使用P110-13Cr材质；

  （2）建议在生产管柱内径发生变径的地方增加厚壁管。