ICS 75.020 CCS E 13
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 7619—2021
二氧化碳环境油管和套管防腐设计规程
Code of practice for tubing and casing anti-corrosion design
in carbon dioxide containing environment
2021-11-16发布
2022-02一16实施
国家能源局 发布 SY/T 7619—2021
目 次
前言范围
1
1
2规范性引用文件术语和定义
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4 防腐设计要求及流程 4.1 设计要求 4.2 设计流程腐蚀因素及腐蚀判定
5
5.1 腐蚀因素 5.2 二氧化碳分压计算 5.3 腐蚀程度判定二氧化碳腐蚀条件下的管材选择与壁厚确定 6.1 材质选择 6.2 壁厚确定 7组合管柱防腐方法 7.1 基于分压剖面的组合管柱防腐 7.2 基于封隔器屏障的组合管柱防腐 7.3基于风险可控的组合管柱防腐 7.4组合管柱电偶腐蚀 8其他腐蚀防护方法 8.1缓蚀剂防护措施 8.2内涂层防护
1
...
8.3内衬管防护防腐设计的校对与审核 9.1 校对 9.2审核附录A（资料性） 二氧化碳腐蚀影响因素附录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附录C（资料性） 二氧化碳腐蚀环境组合管柱防腐设计示例
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中
中
门
10
I SY/T 7619—2021
前言
本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本文件起草单位：中海石油（中国）有限公司、中海油研究总院有限责任公司、中国石油大学
（北京）、中原油田石油工程技术研究院。
本文件起草人：董星亮、刘书杰、邓金根、孙东征、范白涛、闫伟、邢希金、张诚、冯桓楷。
II SY/T7619-2021
二氧化碳环境油管和套管防腐设计规程
1范围
本文件规定了含二氧化碳腐蚀气体、不含硫化氢油气井油管和套管的防腐设计要求、流程和方法。
本文件适用于二氧化碳分压小于4MPa、温度小于170℃、地层水氯离子含量小于25000mg/L的并下环境条件。
本文件不适用于作为油管或套管使用的直缝焊管。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件。仅该日期对应的版本适用于本文件，不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T35509 油田用缓蚀剂的应用和评价 SY/T6717油管和套管内涂层技术条件 SY/T6856石油天然气工业复合材料内衬钢管 SY/T6947石油天然气工业聚乙烯内衬复合油管 NACERP0775油田腐蚀挂片准备、安装、分析和解释规程（Preparation，installation，analysis，
and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
二氧化碳分压 carbon dioxide partial pressure 一定体积混合气体中所含二氧化碳（CO2）在相同温度下单独占有该体积时所具有的压强。
3.2
泡点压力 bubble pointpressure 油气混合流体中，气体从油气混合物中溢出第一个气泡时的压力，亦称饱和压力。
3.3
腐蚀裕量 corrosion allowance 设计使用年限内，因环境介质的腐蚀作用而导致管材出现强度不满足要求时的最大允许腐蚀
壁厚。 3.4
组合管柱combined string 同一油管柱或套管柱使用两种及以上材质、壁厚的组合。
1 SY/T7619—2021
4防设计要求及流程 4.1设计要求 4.1.1防腐设计应满足油气井寿命期内安全生产作业要求。 4.1.2油气井油管和套管防腐方案宜选择管材防腐。 4.1.3宜避免出现点腐蚀或者其他类型的局部腐蚀。 4.1.4在均匀腐蚀情况下，应考虑：
a）管材腐蚀裕量满足设计的使用年限： b）管材失效产生的潜在风险和管材失效弥补措施的难易程度： c）油气井寿命期的综合成本因素； d）油气井弃置的难易程度。
4.1.5含腐蚀性流体的油气井设计流速应不超过冲蚀的临界流速。 4.1.6含腐蚀性流体且预测有出砂风险的油气井宜采取防砂措施。 4.1.7确保生产安全前提下可采用组合管柱防腐方案。 4.2设计流程
二氧化碳环境油管和套管防腐设计主要包括腐蚀因素分析、材质选择、壁厚确定、组合管柱设计及经济性评估五个步骤。按本文件流程设计，经评估经济性不可接受，则选择其他腐蚀防护方法。腐蚀环境条件不适用于本文件范围，宜开展验证性实验等专项研究。防腐设计流程如图1所示。
腐蚀环境因素（见5.1）
不适用
适用
适用性判定（见第1章）
开展专项研究
材质选择（见6.1）
无可选
壁厚确定（见6.2）
组合管柱设计（见第7章）
未通过
其他腐蚀防护方法（见第8章）
经济性评估
通过防腐方案确定
图1二氧化碳环境油管和套管防腐设计流程
2 SY/T 76192021
5腐蚀因素及腐蚀判定 5.1腐蚀因素
对腐蚀环境工况，应评估二氧化碳分压、环境温度、含水量、矿化度（氯离子、氢氧根离子及碳酸氢根离子含量等）、流速、pH值、出砂情况等因素的影响，具体影响参考附录A判定。 5.2二氧化碳分压计算 5.2.1气井工况下，二氧化碳分压按公式（1）计算：
X co2
(1)
Pcoz = p X
式中： PcO2 二氧化碳分压，单位为兆帕（MPa） p—井筒压力，单位为兆帕（MPa）， Xco2 二氧化碳物质的量，单位为摩尔（mol） X一--气体总物质的量，单位为摩尔（mol)。
5.2.2油井工况下，当井筒压力低于泡点压力时，二氧化碳分压参考公式（1）计算。当井筒压力等于或高于泡点压力时，二氧化碳分压按公式（2）计算。
Xco2
Pcoz= Pb X
(2)
式中： Pb 泡点压力，单位为兆帕（MPa）。
-
5.3腐蚀程度判定 5.3.1依据NACERP0775腐蚀程度由均匀腐蚀速率与最大点蚀速率两项参数判定，腐蚀程度分级见表1。 5.3.2 油管和套管设计应同时满足均匀腐蚀速率低于0.125mm/a、最大点蚀速率低于0.130mm/a。
表1腐蚀程度分级表
均匀腐蚀速率R
最大点蚀速率Rpmax
腐蚀程度轻度腐蚀中度腐蚀严重腐蚀极严重腐蚀
mm/a R<0.025
mm/a Rpmax < 0.130
0.025R<0.125 0.125≤R<0.254
0.130≤ Rpmax < 0.200 0.200≤Rpmax<0.380
R≥ 0.254
Rmx ≥ 0.380
6二氧化碳腐蚀条件下的管材选择与壁厚确定 6.1材质选择 6.1.1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，根据井下温度和二氧化碳分压，依据图2选择油管和套管材质。
3 SY/T7619—2021
6.1.2 当工况处于图2中临界线附近时，应选择高一级别管材或开展验证性实验确定。 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。
13Cr
区
9Cr
dw
3Cr
中
1Cr
丑
0.1
碳钢
田
A
中
0.01
130
70
150
170
90 温度，C
110
30
50
图2二氧化碳腐蚀条件下油管和套管材质选择图版
6.2壁厚确定
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裕量，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组合管柱防腐方法 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、分压剖面，结合图版选择不同材质组合防腐，示意图参见图C.1a），设计示例参见C.2。 7.2基于封隔器屏障的组合管柱防腐
利用生产封隔器在井中形成一道屏障，使封隔器以上的套管不与含二氧化碳气体的生产流体接触时，可降低封隔器以上套管材质级别，示意图参见图C.1b），设计示例参见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材质，示意图参见图C.1c），设计示例参见C.4。 4 SY/T76192021
7.4组合管柱电偶腐蚀
通常井下环境两种金属的电偶腐蚀占二氧化碳环境腐蚀的比例较小，组合管柱防腐设计可以忽略电偶腐蚀影响，亦可通过增加过渡材质缓解电偶腐蚀。
8其他腐蚀防护方法 8.1 缓蚀剂防护措施
含二氧化碳油气井油管和套管采用缓蚀剂防腐，按GB/T35509的规定执行。 8.2内涂层防护
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。 8.3内衬管防护
含二氧化碳油气井油管和套管采用内衬管防护，按SY/T6856和SY/T6947的规定执行。
9防腐设计的校对与审核 9.1校对
防腐设计文件一般由所在单位与设计者同级别及以上的专业技术人员负责校对，校对内容主要为原始数据来源的真实性、计算取值及计算过程的正确性等。 9.2审核
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的合理性及可能存在的风险等。
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