材料选择过程中应考虑项目设计标准，如设计寿命、检测和维护理念、并简干预类型和频率、 环境等。 一般来说，为了确保整个设计寿命周期内的使用可靠性，宜进行稳健的材料选择。对于海 在设计中还宜仔细考虑维护和检修的可行性。 本文件覆盖了以下可能情况： a注入井，

材料选择过程中应考虑项目设计标准，如设计寿命、检测和维护理念、并筒干预类型和频率、安全和 环境等。 一般来说，为了确保整个设计寿命周期内的使用可靠性，宜进行稳健的材料选择。对于海上设施， 在设计中还宜仔细考虑维护和检修的可行性。 本文件覆盖了以下可能情况： a）注人井：

GB/T40543—2021/ISO17348.2016

1）注人高含CO气体（含H2S气体和不含H2S气体）； 2）交替注入高含CO，气体（含H,S气体和不含H.S气体）和水（WAG）。 b）高含CO，气体的采气井（含H,S气体和不含H，S气体）。 暴露于生产流体或注入流体中的油管和井下工具的材料选择应基于井下全生命周期内生产工况的 腐蚀性来完成。主要影响参数包括pH值、CO2含量、H2S含量、是否存在O2和其他污染物（如NO SO，、单质硫、汞等）、温度和压力。如果流体中含有HzS，材料应符合ISO15156（所有部分）的要求。 对于本文件中提及的CO分压（CO，分压高于1MPa），只有在注入干气时可允许使用碳钢或低合 金钢。在瞬变或扰动条件下还应考虑水的凝析 在水气交替注入井中，流体腐蚀性由注入水和气体的特性共同决定水泥标准规范范本，应考虑CO2与水的溶解和化 学反应。溶解的CO。与水（注入水和地层水)反应形成碳酸，长期运行过程中，将导致严重腐蚀。 在相应部件和设计中，应考虑本文件中未明确覆盖的退化机理，如疲劳、腐蚀疲劳、磨损和擦伤。材 科的运输、储存、安装、试验和保存各个环节也应考虑本文件中未明确覆盖的退化机理。 订货技术条件中不同级别材料机械性能均应符合ISO11960和ISO13680要求。 此外，下列内容也会显著影响所选材料的性能： 化学药剂注人引起的腐蚀损伤（酸液、除垢剂等）； 磨损/冲刷腐蚀； 电缆和钢丝绳工具运行导致管材内涂层和钝化膜损伤； 油套环空完井液中环境诱发的开裂/腐蚀； 一点蚀和/或缝隙腐蚀； SCC（应力腐蚀开裂）。 在井内应用的化学药剂和其他

4.2生产流体或注入液体的腐蚀一

金属材料，在设计中应对全面腐蚀、局部腐蚀和环境开裂等腐蚀形式进行评估和考虑， 对于高含CO，的湿气系统，不推荐使用碳钢或低合金钢，ISO21457中描述了相关的腐蚀机理 除了ISO21457所描述的腐蚀机理外，大多数材料在特定条件下都会遭受磨损/冲刷腐蚀，在钻井 设计中可能有必要考虑。材料临界流动强度是指在磨损/冲刷腐蚀发生前，其所能承受的最高流动强 度。实际应用和流动系统评估时，宜使用壁面剪切力来量化给定流体系统中的流动强度11112]。流体性 质（如黏度）、固体颗粒特性、基体材料性能（如硬度）和系统的几何特征（如弯曲和变径），都是已知的磨 损/冲刷腐蚀的影响因素

对于CO：和水交替注入并，油管和并下工具材料耐蚀性应考虑水与CO2的相互作用。此外，还应 考虑在正常运行和关井条件下注人水的温度，以及水质成分（如溶解氧浓度、pH值、硫化物、固体、氯化 物、细菌活性和添加的化学药剂）。

对于干气注入系统，允许使用碳钢或低合金钢。在瞬态或扰动条件下，还应考虑水凝析的可能 性[13]。若存在H.S气体，所选材料还应符合ISO15156（所有部分)要求。 对于CO2注入井，水凝析可能性是一个重要参数，同时其他参数（如有机酸和H2S气体是否存在） 也应以考虑

表1～表5给出了以下工况井用典型材料： 注入高含CO2的密相或气体井，包括水气交替注人井（WAG)； 高含CO，气体的采气井。 ISO11960、ISO21457、ISO15156（所有部分）和ISO13680中给出了油田开发用典型合金的化学 成分。 对于干气注入井，井下工具没有内腐蚀控制需求时可选择碳钢或低合金钢13。然而，如果在建井 周试或作业阶段预见会有游离水出现的时段，则应设计腐蚀裕量。 对于湿气注入井和采气井，由于水相pH值较低，湿气对碳钢或低合金钢腐蚀性将会非常高，在这 种情况下应考虑使用CRA。此外，在这些系统中缓蚀剂可能并不适用，腐蚀需要通过选择合适的材料 来缓解。 对于CRA的选择，为了抵抗SCC、SSC、均匀腐蚀和局部腐蚀应考虑4.1所描述的参数

5.1高含CO，注气并

注气井的气体状态决定了材料选择，表1列出了注气井用典型材料。 不同类型和含量的污染物可能出现在并流物中，材料选择应予以考虑 允许使用衬里，但应考虑操作和兼容性相关的所有问题。H，S服役工况用材料应符合ISO15156 （所有部分）要求

表1注气并用典型材料

5.2水和高含CO，气交替注入井

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分）要求。 在水和气注入过渡期间，为避免注入管柱中流体混合和水合物形成，推荐使用隔离液段塞（如柴油 水合物抑制剂等液体或情性气体）。 允许使用衬里，但应考虑操作和兼容性相关的所有问题。H2S服役工况用材料应符合ISO15156 所有部分）要求。 对于4.2.2描述的注人水中其他污染物，注人井用材料选择时应予以考虑。对于未处理海水，材料 初步筛选时应选用PREN不小于40的材料。PREN应按公式（1)进行计算确定。 PREN=w(Cr)+3.3[w(Mo)+0.5w(W)1+16w(N) .**

w(Cr) 合金中铬的质量分数； w(Mo) 合金中钼的质量分数； w(W) 合金中钨的质量分数； w(N) 合金中氮的质量分数。

w(Cr) 合金中铬的质量分数： w(Mo) 合金中钼的质量分数； w(W) 合金中钨的质量分数； w(N) 合金中氮的质量分数

表2水气交替注入井用典型材料

5.3高含 CO, 采气并

完井工具设计应考虑储层流体和出砂控制。 表3列出了采气井用典型材料。若流体中存在H2S气体，材料应符合ISO15156（所有部分)要求。 对于井下阀门的液压控制管线、安全阀和化学助剂的注入管线，宜根据流体成分、pH值、温度、H，S 分压、氯化物和氧气含量选用CRA。 注，附录A给出了一个采气井材料选择的实例

表3采气井用典型材料

表3采气井用典型材料（续）

表4气井生产套管和其他工具用典型材料

选择的密封件和封隔器材料应与高含CO。流体的所有相态相兼容，如高浓度/高分压CO的流 体。温度高于31℃和压力高于7390kPa（73bar）时，纯CO，将处于超临界态（SCCO，）。超临界态 CO2对某些材料溶解性极强，在选择非金属密封件和封隔器材料时应予以考虑。 橡胶密封件和封隔器，应考虑暴露于超临界态CO，下引起的膨胀效应和气体快速减压期间引起的 爆炸性减压损伤的可能性。备选材料还需要针对减压情况下可能出现的低温工况适应性进行评定。 注：橡胶膨胀是由于CO，溶解/扩散到基体材料中引起的。当系统压力快速下降，渗透到橡胶中的气体试图离开橡 胶基体材料的井会出现爆炸性减压，进而导致潜在的机械损伤。在这种情况下，由于扩散的CO。气体膨胀，橡 胶会出现表面起泡基至发生整体断裂

5.5.2非金属密封件和封隔元件

高分压CO可导致不同类型的失效机理，特别是快速减压后密封件和封隔元件、阀座等的膨胀利 开裂损伤。 对非金属材料应进行评定以确认能够满足以下要求： a）非金属材料与CO2流体中的CO2和其他化学组分具有化学/物理兼容性，不会导致明显的分

CO2环境中复合材料的性能退化可能成为一个问题（取决于操作场景），因此评价材料老化后的力学性 能至关重要。考虑到复合材料特性，如弯曲模量[7]、层间剪切力9]、表面硬度[10]、质量变化、体积变化和 表观拉伸强度[8]等性能值得评估[6]

6.1.1 CRA和内覆完并

碳钢或低合金钢不能抵抗高腐蚀性环境（高CO 井的寿命期内安装的工具（如防砂筛管），宜使用CRA以保持极低的腐蚀速率。制造公差对维持或控 制流量至关重要的井下工具（如控制阀、芯轴和割缝管），也宜使用CRA防腐。 油管悬挂器工具可使用CRA内覆的碳钢或低合金钢

6.1.2 GRE 衬里完并

RE衬里宜符合5.6要求。

碳钢或低合金钢结合防腐措施通常作为大多数注入并材料选择的基础。地面设施腐蚀监测需求应 依据拟注人流体性质来确定。 对于注水井，宜监测水质、氧含量、H2S和其他污染物。对于注气井，宜监测含水量、H2S和其他污 染物。对于采气井，宜监测产水化学成分、CO2、H2S和其他污染物。监测设备和取样点宜作为详细工 程设计的一部分。 井下腐蚀监测能力受制于进人和操作限制。除了监测环空压力上升来确定油管的完整性失效之 外，其他的井下腐蚀监测方法并没有常态化实施。现有技术可依据其是否能直接腐蚀测量或提供腐蚀 风险指标来分类

估确定腐蚀裕量。除了在正常运行过程中预期的腐蚀外，评价还应包括在维护、完井、投产期和非正常 运行期间引起的腐蚀。 对于输送干气或无腐蚀性流体的油管，宜考虑投产前安装和调试期间的腐蚀

GB/T40543—2021/ISO17348.2016

材料选择应考虑全生命周期内井筒工况环境。主要参数有：pH值、O2、CO2、HS和其他污染物的 存在，水的化学成分、温度和压力。本文件所提及CO2分压范围，仅在干气条件下才可使用碳钢或低合 金钢

生活垃圾标准规范范本A.2现场实例数据输入

体组成（见表A.1）； 注：一般来说，生产系统中不会存在氧。 地层水成分（见表A.2)； 储层温度：110℃； 储层压力：50000kPa(500bar）； H,S分压：13.8kPa(0.138bar); COz分压：5126kPa(51.26bar)； 不考虑冲蚀

体组成（见表A.1）； 注：一般来说，生产系统中不会存在氧。 地层水成分（见表A.2)； 一储层温度：110℃； —储层压力：50000kPa(500bar）； H,S分压：13.8kPa(0.138bar); CO2分压：5126kPa(51.26bar)； 不考虑冲蚀

表A.2地层水化学成分

安全网标准A.3.1凝析水pH值计算

A.3.2地层水pH值计算