SY／T 7619-2021  二氧化碳环境油管和套管防腐设计规程

5二氧化碳腐蚀条件下的管材选择与壁厚确定

1.1地层水氯离子含量小于25000mg/L、液相流速小于2.0m/s、初始溶液为中性的条件下，根 温度和二氧化碳分压，依据图2选择油管和套管材质。

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6.1.3当工况超出6.1.1条件时，应根据实际情况开展专题研究确定合适管材

消防标准规范范本二氧化碳腐蚀条件下油管和套管材质选择图版

根据6.1.1选择的材质，参照附录B列出的方法计算油管和套管在期望使用年限内需要的腐蚀 进行腐蚀后油管和套管强度校核，确定油管和套管的壁厚

7.1基于分压剖面的组合管柱防腐

油气井生产过程中从井底到井口温度降低、 分压变小，宜根据油气井高峰配产建立井筒温度、

7.2基于封隔器屏障的组合管柱防腐

利用生产封隔器在并中形 可降低封隔器以上套管材质级 参见C.3

7.3基于风险可控的组合管柱防腐

对于有侧钻需求的油气井，上部套管宜采用满足工况的防腐材质，下部套管选择服役年限的 示意图参见图C.1c），设计示例参见C.4。

7.4组合管柱电偶腐蚀

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通常井下环境两种金属的电 环境腐蚀的比例较小，组合管柱防腐设计可以

含二氧化碳油气井油管和套 采用缓蚀剂防腐，按GB/T35509的规

含二氧化碳油气井油管和套管采用内涂层防护，按SY/T6717的规定执行

9防腐设计的校对与审核

防腐设计文件一般由所在单位与设 及以上的专业技术人员负责校对，校对内容主 始数据来源的真实性、计算取值及计算过程的正确性等

防腐设计文件一般由所在单位技术主管或技术专家负责审核，审查内容主要为防腐设计方案 性及可能存在的风险等。

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二氧化碳腐蚀环境下，对于普通碳钢和低铬钢，当温度低于60℃时不能形成有效保护性腐蚀产 物膜；温度介于60℃～150℃时腐蚀产物膜厚而松，易点蚀；温度高于150℃时腐蚀产物膜细密，有 减缓腐蚀的作用

A.2二氧化碳分压的影响

二氧化碳腐蚀环境下，对于普通碳钢油管 当分压超过0.21MPa时，有腐蚀；分压为 0.02MPa～0.21MPa时，可能有腐蚀，分压小于0.02MPa时，视为无腐蚀。

A.3地层水及氯离子含量影响

A.3.1在无水环境下不发生二氧化碳电化学腐蚀，一般当原油中含水率超过25%时腐蚀加剧。 A.3.2地层水中的氯离子促进腐蚀产物膜之下油管钢的点蚀，氯离子含量大于30000mg/L时加剧 点蚀。

A.4地层出砂及流速冲蚀影响

A.4.1地层出砂会对腐蚀产物膜产生较大的冲蚀作用，易造成腐蚀产物膜的全面脱落和局部脱落， 加速油管和套管的全面腐蚀和局部腐蚀，同时流体含砂会影响腐蚀产物膜的成膜过程，导致产物膜疏 松、多孔，加速腐蚀进程。 A.4.2腐蚀性流体流速超过冲蚀的临界流速时腐蚀加剧，同时，由于腐蚀会导致管壁的粗糙度增大， 进一步增加流体与管壁界面的剪切力 发生商 中迎帮合效应 加速油管和套管损坏。

A.5.1在二氧化碳腐蚀环境下，随着pH值的增大，普通碳钢和低铬钢腐蚀形成的产物碳酸亚铁 FeCO，）的溶解度降低，产物膜保护性增强，腐蚀将趋缓。 A.5.2在二氧化碳腐蚀环境下，地层水的pH值一般为4～6，随着温度升高pH值升高，对不锈钢 表面形成钝化膜的稳定性影响较小。

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附录B （资料性） 二氧化碳腐蚀环境油管和套管腐蚀裕量计算及壁厚选择方法

管材的壁厚可按照如下步骤选择： a）根据图2选择的材质，采用B.2中相应的预测模型计算年腐蚀速率； b）利用上述计算的年腐蚀速率乘以期望的使用年限计算出需要的腐蚀裕量； c）校核腐蚀后的油管和套管强度，如果满足强度要求，则选择该壁厚的油管和套管；如不满足 强度要求，则应增加壁厚直至满足强度要求，如果该材质所有壁厚均不满足强度要求，则应 重新选择高一防腐等级或高一强度等级管材，重新校核腐蚀后的油管和套管强度，直至满足 强度要求。

B.2腐蚀裕量计算模型

B.2.1基于De.Warrd模型的腐蚀速率预测模型

化碳分压下纯水溶液的pH值可按公式（B.1）计

Acoz某二氧化碳分压下溶解于纯水的pH值，无量纲。 T一温度，单位为摄氏度（℃）； Pco 二氧化碳分压，单位为兆帕（MPa）。 B.2.1.2不同材质在不同温度和二氧化碳分压条件下的短期（7d）腐蚀速率计算见公式（B.2）～公 式（B.6) ： a）碳钢腐蚀速率预测模型

b）1Cr腐蚀速率预测模型：

c）3Cr腐蚀速率预测模型：

d）9Cr腐蚀速率预测模型：

Ig R = 9.0949 3872.8 T + 273.15

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e）13Cr腐蚀速率预测模型：

R—腐蚀速率，单位为毫米每年（mm/a）； T——温度，单位为摄氏度（℃）； Pco2 一二氧化碳分压，单位为兆帕（MPa）；

B.2.2长期腐蚀速率预测模型

根据B.2.1预测模型计算得出短期平均腐蚀速率后，需转换成长期平均腐蚀速率。不同温度和不 同二氧化碳分压条件下的长期平均腐蚀速率计算模型不同，公式（B.7）、公式（B.8）、公式（B.9） 分别给出碳钢、1Cr和3Cr材质在90℃、二氧化碳分压0.6MPa条件下的长期腐蚀速率计算模型： a）碳钢长期腐蚀速率计算模型：

b）1Cr长期腐蚀速率计算模型：

长期平均腐蚀速率，单位为毫米每年（mm/a）； 腐蚀时间，单位为天（d）。 条件下的长期腐蚀速率计算模型采用“短期腐蚀速率比”作为修正系数，例如90℃、二氧 为0.6MPa条件下3Cr材质的短期腐蚀速率为2.2151mm/a；50℃、二氧化碳分压为0.1MPa Cr材质短期腐蚀速率为0.608mm/a，则该条件下（50℃，0.1MPa）3Cr材料的长期腐蚀速

某油田二氧化碳分压为0.28MPa，井底温度为90℃，期望开发20年，244.5mm（9/gin）油月 材质、腐蚀裕量及壁厚选择如下。 根据图2选择3Cr材质，将二氧化碳分压和井底温度代入公式（B.1）：

计算Acoz得4.36。 将实际数据代入3Cr腐蚀预测模型公式（B.4

Aco,=3.71+0.00417T0.5lgpco2

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计算得短期腐蚀速率R=1.3772mm/a，代人长期腐蚀速率计算模型（修正模型）

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C.1组合管柱防腐示意图

组合管柱防腐示意图如图C.1所示

附录C （资料性） 二氧化碳腐蚀环境组合管柱防腐设计示例

C.2基于分压部面的组合管柱防腐示例

图C.1三种组合管柱防腐示意图

二氧化碳含量29%，地层水氯离子含量17000mg/L，根据油管尺寸与配产生产流速最高为0.8m/s，满 足使用图2选材条件，该井设计生产年限为25年，电潜泵采油。根据油藏高峰配产，计算该井温度、 二氧化碳分压沿井筒剖面如图C.2所示。 根据图2选材图版，深度670m时的二氧化碳分压和温度条件为3Cr材质的使用边界，因此，沿 井筒面670m以上套管设计采用3Cr管材，670m以下套管设计采用13Cr管材，油管推荐3Cr材 质，检泵发现腐蚀后更换。

C.3基于封隔器屏障的组合管柱防腐示例

Y气井井深2800m，垂深2000m，储层温度115℃，储层压力30MPa，生产流体含4.8%的二氧 化碳，地层水氯离子含量为14000mg/L，经计算二氧化碳分压为1.42MPa。Y井设计生产年限为20 年，完井管柱设计生产封隔器下深1800m。 根据图2需选用13Cr管材，为降低套管和油管投资，设计为利用封隔器防腐，封隔器以上150m 至井底采用13Cr管材，井口至封隔器以上150m采用N80管材，油管采用13Cr材质。

C.4基于风险可控的组合管柱防腐示例

Z油井垂深1800m，储层温度90℃ 为14%密封圈标准，地层水中氯离子含量为15000mg/L，经计算二氧化碳分压为1.37MPa。Z井计划生产5

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后侧钻，生产封隔器下入490m，油管和套管环空控制压力上限为4.9MPa，储层以上不存在盐膏层、 高压水层和断层。 根据图2需选用13Cr管材防腐。分别计算地层破裂压力曲线和环空压力曲线，其中环空压力需 要考虑静液柱压力附加环空控制压力，两条曲线的交汇点即为转换点，计算结果如图C.3所示，转 换深度为750m。如垂深750m及以下生产套管发生腐蚀穿孔，不存在压破地层导致的地质溢油风险。 考虑50m安全余量，生产套管设计垂深800m至井底采用3Cr材质，井口至垂深800m采用13Cr材 质组合防腐，油管采用3Cr材质，检泵期间发现腐蚀后更换

图C.2X井沿井筒温度、二氧化碳分压剖面

铝合金标准规范范本图C.3转换深度确定方法示意

中华人民共和国 石油天然气行业标准 二氧化碳环境油管和套管防设计规程 SY/T 7619—2021 石油工业出版社出版 （北京安定门外安华里二区一号楼） 北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷 新华书店北京发行所发行 880×1230毫米16开本1印张28千字印1500 2022年1月北京第1版2022年1月北京第1次印刷 书号：155021·8364定价：20.00元 版权专有不得翻印