邢希金

（中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

我國近海油氣田多埋深淺、油氣成藏溫度低，井下腐蝕環(huán)境相對溫和，與陸地油田復(fù)雜地質(zhì)條件下埋深大、成藏過程中干酪根高溫裂解易生成硫化氫的井下環(huán)境有較大差異。海洋石油勘探開發(fā)受所處環(huán)境限制：一方面要確保井下管柱本質(zhì)安全，以減少因油井管腐蝕導(dǎo)致生產(chǎn)安全及溢油等環(huán)境污染風(fēng)險；另一方面海洋集束鉆井，平臺位置固定，井槽數(shù)量有限，對油井管的服役壽命有很高的要求。因此同樣腐蝕環(huán)境條件下，海上油井管的防護(hù)等級往往高于陸地油田。海洋石油開發(fā)投資高昂，為降低桶油成本，近年來針對海洋石油的特殊環(huán)境開展了大量的研究工作。文中根據(jù)井下腐蝕狀況、對CO2環(huán)境防腐、含H2S 環(huán)境防腐及熱采井高溫環(huán)境防腐進(jìn)行了綜述，并對未來海上油井管防腐技術(shù)進(jìn)行了展望。

1 海上油氣井腐蝕環(huán)境與腐蝕狀況

由于海水的存在，海上油井管的外腐蝕問題較為嚴(yán)重。為保護(hù)海上油井管及建立循環(huán)通道，在油井管的最外層需要下一層大尺寸（1.68 m）的隔水管，從泥線連接到海洋石油開采平臺中層甲板，隔水管內(nèi)依次為表層套管、技術(shù)套管、生產(chǎn)套管，隔水管的作用就是將海水與油井管隔絕開。2019 年楊進(jìn)等[1]針對我國南海海域曾經(jīng)應(yīng)用過的不同材質(zhì)的隔水導(dǎo)管進(jìn)行了系統(tǒng)評價，研究發(fā)現(xiàn)，與大氣區(qū)及全浸區(qū)相比，飛濺區(qū)和潮差區(qū)的腐蝕程度更嚴(yán)重，腐蝕類型為因吸氧腐蝕導(dǎo)致的全面腐蝕，研究認(rèn)為X52 材質(zhì)的隔水管耐蝕優(yōu)于參與評價的其他材質(zhì)。隔水管由于尺寸大，單位長度的質(zhì)量也大，不易采用高級別材質(zhì)防腐，海洋工程主要采用犧牲陽極、陰極保護(hù)及涂層等方式進(jìn)行防腐。高溫井生產(chǎn)過程中還會存在井口抬升問題，井口抬升會導(dǎo)致表層套管裸露，從而帶來海水環(huán)境氧腐蝕。2018 年曾報道印尼海上某氣田A2 井20 寸表層套管露出，裸露部分腐蝕明顯。受限于作業(yè)空間，現(xiàn)場對A2 井進(jìn)行涂敷絕氧防護(hù)[2]。

多年海洋油氣開采證實，海上油井管的內(nèi)腐蝕環(huán)境以低二氧化碳、不含硫化氫為主。據(jù)不完全統(tǒng)計，94%的油氣井CO2分壓低于2.31 MPa[3]，目前中國近海油氣田中僅在番禺4-2/5-1 油田、流花11-1 油田、渤中19-6 氣田及樂東10-1 氣田發(fā)現(xiàn)有少量原生H2S存在，蓬萊油田由于早期注海水開發(fā)含有次生H2S。井底溫度多分布于50~150 ℃之間，有極少數(shù)井底溫度高于175 ℃，地層水礦化度多低于35 000 mg/L，氯離子質(zhì)量濃度多小于25 000 mg/L。2016 年林海等[4]統(tǒng)計了渤海10 個油田的采油井的地層水介質(zhì)、pH、溫度、CO2分壓分布情況，其中地層水氯離子含量在398.81~13 506 mg/L，pH 處于 7~9，溫度介于15~145 ℃，CO2分壓為0~2.31 MPa 之間。上述腐蝕環(huán)境導(dǎo)致了大量的油井和水井的腐蝕失效案例發(fā)生，歷年來中國海上油氣井發(fā)生腐蝕的文獻(xiàn)報道較多，其主要原因多為CO2腐蝕所致，尚有部分失效原因是井筒介質(zhì)改變所致。2010 年孫愛平等[5]對南海西部某油井井下油管單根連接的腐蝕失效原因進(jìn)行了分析，分析認(rèn)為引起連接失效的主要原因是發(fā)生了CO2腐蝕。2012 年張春陽[6]報道了錦州20-2-3S 凝析氣井碳鋼油管發(fā)生斷裂的井下事故，分析認(rèn)為斷裂的主要是CO2在伴生水的共同作用下發(fā)生了腐蝕。2014 年邢四駿等[7]在渤海修井作業(yè)中發(fā)現(xiàn)Y 型生產(chǎn)管柱堵塞器腐蝕，分析認(rèn)為腐蝕原因為該井含有11% 的CO2所致。2018 年鄭煒強(qiáng)等[8]報道了中海油南海N80 油管接箍腐蝕穿孔現(xiàn)象，分析其根本原因是高礦化度地層水介質(zhì)中的二氧化碳腐蝕。2019 年李敏等[9]針對渤海一口同井抽注井A10 井3.5 寸油管第66 根油管接箍腐蝕開裂進(jìn)行了分析，認(rèn)為管柱滲氮層破損是油管接箍斷裂主要原因，滲氮層破損可能為酸化、滲氮處理工藝不良導(dǎo)致。2020 年方培林等[10]統(tǒng)計2013—2017 年間注聚受益井修井井下管柱腐蝕穿孔14 井次，其中分離器腐蝕斷裂7 井次，腐蝕原因為主要為二氧化碳腐蝕。

注水井相對于油氣井而言，其腐蝕因素因水處理工藝過程混入氧氣的影響，酸化修井作業(yè)頻繁等較為復(fù)雜。2012 年石衛(wèi)國等[11]報道了渤海注聚合物驅(qū)油井滲氮油管發(fā)現(xiàn)腐蝕穿孔現(xiàn)象，分析認(rèn)為氧腐蝕是腐蝕穿孔的直接因素，還可能與外管柱外表面在運輸或者存儲過程硬物磕碰導(dǎo)致的缺陷有關(guān)。2015 年代娜等[12]報道了錦州25-1 油田注水井A21 井2#隔離封隔器上單根篩管中間接箍腐蝕極為嚴(yán)重，分析認(rèn)為酸腐蝕和電偶腐蝕是接箍及其鄰近部分腐蝕的主要原因。2018 年高永華等[13]研究了綏中36-1 油田注水井油管腐蝕發(fā)現(xiàn)，注水注聚合物井管柱腐蝕現(xiàn)象呈明顯的區(qū)域性，腐蝕的原因主要是CO2和次生H2S，沖蝕、垢下腐蝕、聚合物、酸化調(diào)剖藥劑等也是加快油管腐蝕速度的影響因素。2019 年李媛等[14]研究注水井油管腐蝕斷裂的原因發(fā)現(xiàn)，在酸化作業(yè)中，使用的緩釋酸造成了油管的腐蝕斷裂。

根據(jù)目前的現(xiàn)場實際作業(yè)經(jīng)驗，海洋環(huán)境外腐蝕可采用的處理方式較多，涂敷絕氧、犧牲陽極、陰極保護(hù)等，技術(shù)均比較成熟。受海上平臺空間的限制，采油采氣井防護(hù)方式主要集中于材質(zhì)防腐，選擇與井下環(huán)境匹配的管材，節(jié)約平臺緩蝕劑存儲、注入等空間。海上注水井腐蝕防護(hù)相對復(fù)雜，受影響因素較多，目前沒有完備的防護(hù)方案，綜合考慮成本、環(huán)境特征未來非金屬管、內(nèi)襯管，有望在海上注水井中得到應(yīng)用。

2 海上CO2環(huán)境油井管防腐進(jìn)展

鑒于我國海上油氣田井下單純含CO2的特點，通過長期的研究，建立相對完善的防腐技術(shù)?；诘豌t鋼CO2腐蝕產(chǎn)物FeCO3膜能夠延緩后續(xù)腐蝕的發(fā)生，腐蝕速率與腐蝕時間呈對數(shù)關(guān)系，從而建立了短期腐蝕速率向長期腐蝕的轉(zhuǎn)化的方法，使預(yù)測的腐蝕速率更接近實際工況。針對我國近海油氣田井下環(huán)境，室內(nèi)通過 700 余組實驗基于均勻腐蝕速率控制小于0.125 mm/a 和不發(fā)生點蝕原則，建立了包含碳鋼、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr 共計5 種常用油井管材的防腐選材圖版（如圖1 所示），成功將非API 標(biāo)準(zhǔn)的3Cr油井管引入石油行業(yè)?；趯嶒灄l件，目前該圖版的使用邊界條件為氯離子質(zhì)量濃度低于25 000 mg/L，高出該質(zhì)量濃度，則圖版不適用。對于超出中海油選材圖版的工況，通常是采取實驗驗證的方法進(jìn)行防腐設(shè)計。馮桓榰等[15]報道過針對海上東方氣田高CO2分壓環(huán)境研究超級13Cr 油套管的腐蝕行為，141 ℃、CO2分壓為27.9 MPa 的條件下，超級13Cr 的均勻腐蝕速率為3×10–3mm/a，能滿足實際井下工況的使用要求。

圖1 二氧化碳腐蝕條件下油管和套管材質(zhì)選擇圖版[16]Fig.1 Material selection chart of tubing and casing under CO2 corrosion condition[16]

基于對常規(guī)油井管材質(zhì)的大量CO2工況，實驗研究認(rèn)為，碳鋼、1Cr、3Cr 等低鉻鋼材質(zhì)由于鉻含量有限，導(dǎo)致鉻氧化物保護(hù)膜耐蝕作用也是有限的，其腐蝕行為多表現(xiàn)為均勻腐蝕速率高，防腐選材設(shè)計要重點關(guān)注腐蝕速率，其次是關(guān)注局部點蝕，為防止在井下因點蝕缺陷導(dǎo)致應(yīng)力集中斷裂，以不發(fā)生點蝕為宜。9Cr、13Cr 及超級13Cr 鉻含量高，其保護(hù)性的鉻氧化物膜分布相對完整，腐蝕行為通常表現(xiàn)為均勻腐蝕速率低，防腐選材設(shè)計重點為防止點蝕。

為準(zhǔn)確預(yù)測油井管的服役年限，近年來進(jìn)行了深入研究。2015 年馮桓榰[17]等針對碳鋼和低合金鋼在CO2中的腐蝕速率存在溫度轉(zhuǎn)變點（碳鋼的轉(zhuǎn)變溫度為80 ℃，1Cr 和3Cr 為90 ℃，9Cr 為110 ℃，13Cr為130 ℃），建立了分段腐蝕預(yù)測模型，進(jìn)一步提高了預(yù)測精度。2017 年龔寧等[18]基于De. Waard 預(yù)測腐蝕模型，提出了一套適合于CO2腐蝕環(huán)境下優(yōu)選套管材質(zhì)的方法，根據(jù)套管強(qiáng)度要求，計算出套管最大腐蝕裕量，最終確定套管材質(zhì)及壁厚。2018 年王莉[19]等根據(jù)套管鉆井期間磨損和逐年腐蝕裕量，開展了服役周期內(nèi)套管強(qiáng)度校核分析，建立了全壽命周期內(nèi)套管磨損和腐蝕的計算方法。2019 年徐國賢等[20]基于對套管表面腐蝕坑形狀的規(guī)則化表征，采用有限元法，建立了不同形狀腐蝕缺陷的套管力學(xué)分析模型，用彈塑性理論進(jìn)行腐蝕后套管剩余抗內(nèi)壓和抗外擠強(qiáng)度求解，從而建立了不同腐蝕缺陷套管剩余強(qiáng)度預(yù)測方法。2020 年吳奇兵等[21]針對渤海油田高含水率期CO2腐蝕使油管柱壁厚減薄、強(qiáng)度降低問題，基于ECE 腐蝕預(yù)測模型，計算了不同條件下油管的腐蝕速率，建立了腐蝕后剩余強(qiáng)度及服役壽命計算方法。上述研究在確保井下安全的前提下，節(jié)約了鋼材的用量。

海洋石油開發(fā)投資高昂，為降低海上油田開發(fā)成本，根據(jù)實際生產(chǎn)需要，創(chuàng)新提出上防型、中防型和下防型三種低成本組合材質(zhì)防腐策略。上防型是指將高級別材質(zhì)放在管柱上部，其核心是基于風(fēng)險可控的組合管柱防腐。對于有短期側(cè)鉆需求的油氣井，如下部套管腐蝕后不會出現(xiàn)壓破地層、擠毀套管及產(chǎn)水等風(fēng)險，上部套管宜采用滿足工況的防腐材質(zhì)，下部套管可降低材質(zhì)級別，如圖2a 所示。中防型是指將高級別材質(zhì)放在管柱中部，其核心是基于封隔器屏障的組合管柱防腐。利用生產(chǎn)封隔器在井中形成一道屏障，使封隔器以上的套管不與含腐蝕氣體的生產(chǎn)流體接觸，宜降低封隔器以上套管材質(zhì)級別，如圖2b 所示。下防型是指將高級別材質(zhì)放在管柱下部，其核心是基于溫度、分壓剖面的組合管柱防腐。油氣井生產(chǎn)過程中，從井底到井口溫度降低、分壓變小，宜根據(jù)油氣井高峰配產(chǎn)建立井筒溫度、分壓剖面，結(jié)合圖版選擇不同材質(zhì)組合防腐，如圖2c 所示。

圖2 三種組合管柱防腐示意Fig.2 Schematic diagram of three combined string corrosion protection strategies: a) Combination based on risk control,b) Combination based on packer, c) Combination based on partial pressure profile

井下使用兩種金屬組合，會導(dǎo)致電偶腐蝕的發(fā)生。室內(nèi)通過電化學(xué)試驗驗證電偶腐蝕。通過圖3 和圖4 可以看出，1Cr-13Cr 之間的電偶腐蝕電流平均值為 7.3×10–6A，3Cr-13Cr 之間的電偶腐蝕電流為5.6×10–6A。根據(jù)HB 5374—1987《不同金屬電偶電流測定方法》中規(guī)定的電偶腐蝕敏感性分級，均屬于B級腐蝕，電偶腐蝕敏感性很小，電化學(xué)腐蝕后，試樣表面腐蝕情況如圖5 所示。

圖3 1Cr-13Cr 電偶腐蝕傾向電流Fig.3 Tendentious current of 1Cr-13Cr galvanic corrosion

圖5 電偶腐蝕后電極表面情況Fig.5 Electrode surface after galvanic corrosion

圖4 3Cr-13Cr 電偶腐蝕傾向電流Fig.4 Tendentious current of 3Cr-13Cr galvanic corrosion

為考察組合管柱防腐設(shè)計中兩種金屬電偶腐蝕與環(huán)境腐蝕的比例關(guān)系，采用高溫高壓模擬試驗驗證電偶腐蝕，結(jié)果如圖6 所示。選取試驗條件為2.2 MPa的CO2，溫度為60 ℃。通過對比單獨腐蝕和組合電偶腐蝕，1Cr 的腐蝕速率增加5%，3Cr 腐蝕速率增加4.4%，說明電偶腐蝕與腐蝕環(huán)境造成的腐蝕相比，占比很小，腐蝕傾向可以忽略不計。對模擬井下環(huán)境的電偶腐蝕分析認(rèn)為，由于13Cr 表面存在鈍化膜，陰極去極化很慢，因此兩種金屬間的電子交換很慢，電流密度極低，減緩了電偶腐蝕，相對于環(huán)境腐蝕的腐蝕速率，電偶腐蝕可忽略不計。但是由于電偶腐蝕受含水率、溫度、表面狀態(tài)、腐蝕介質(zhì)等多因素影響，上述結(jié)論僅限于大部分我國近海井下環(huán)境。筆者曾研究過中東某油田Asmari 油層不同材質(zhì)間的電偶腐蝕情況，90 ℃、CO2分壓0.8 MPa、地層水氯離子質(zhì)量濃度為145 000 mg/L 條件，3Cr-13Cr 材質(zhì)連接，接觸位置的3Cr 腐蝕加重程度增加近45%，大大降低了低電位材質(zhì)的腐蝕壽命。我國近海油氣田地層水氯離子的質(zhì)量濃度低于25 000 mg/L，中東實例表明了氯離子含量是影響電偶腐蝕的因素之一。目前井下電偶腐蝕問題尚存爭議，值得廣大學(xué)者開展更深入的研究、分析與探討。鑒于此，實際井下情況電偶腐蝕程度尚需依據(jù)具體工況條件而定。

圖6 電偶腐蝕腐蝕速率對比Fig.6 Comparison of galvanic corrosion rates

目前海上注水井及地面管線防護(hù)主要采取注殺菌劑、緩蝕劑的方式。2012 年郝蘭鎖等[22]研究了南海某油田現(xiàn)場注水水質(zhì)技術(shù)指標(biāo)，分析認(rèn)為SRB 是腐蝕產(chǎn)生的最重要影響因素，通過定期應(yīng)用季銨鹽復(fù)合殺菌劑對整個系統(tǒng)進(jìn)行殺菌處理，使油田的腐蝕得到了很好的控制。2016 年李強(qiáng)等[23]針對文昌13-1/2油田地層油水性質(zhì)，開發(fā)了一種適用于現(xiàn)場的含硫雙咪唑啉季銨鹽類緩蝕劑SJ-2，試驗顯示，在飽和CO2介質(zhì)中，該緩蝕劑能很好地抑制X70 鋼腐蝕。為加強(qiáng)對油氣井、注水井井下腐蝕情況的了解，高永華等[24]開展了探針技術(shù)研究，開發(fā)了在線井下腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，以實現(xiàn)對井下腐蝕情況的持續(xù)監(jiān)測和實時跟蹤，降低獲取腐蝕數(shù)據(jù)的難度，減少作業(yè)費用和風(fēng)險。

與硫化氫環(huán)境的斷裂相比，二氧化碳環(huán)境腐蝕為慢腐蝕，這給油氣井防腐選材不當(dāng)留有一定的補(bǔ)救措施窗口期。但氣井與油井窗口不同，氣井生產(chǎn)中壓力是不斷下降的，碳酸亞鐵腐蝕產(chǎn)物膜有延緩進(jìn)一步腐蝕的作用，因此氣井主要在生產(chǎn)初期更換油管或注緩蝕劑等補(bǔ)救。油井受含水率及油品的影響，當(dāng)含水率低時，油為連續(xù)相，基本不發(fā)生腐蝕，因此海上油井通常會在含水率高于30%以后開始開展注緩蝕劑或更換油管等補(bǔ)救措施。

3 海上含H2S 環(huán)境油井管防腐進(jìn)展

目前勘探發(fā)現(xiàn)的中國近海油氣田中主要為砂巖油氣藏，其沉積環(huán)境決定了含H2S 不多，但由于H2S易產(chǎn)生SSC 及SCC 等腐蝕 ，考慮海洋環(huán)境的特殊性，對防腐要求更加嚴(yán)格。近年來，海上含硫環(huán)境的油井管研究主要集中于常規(guī)油井管的腐蝕規(guī)律及服役年限的預(yù)測。2012 年車爭安等[25]研究了酸性氣田腐蝕孔引起的應(yīng)力集中對套管強(qiáng)度的影響。當(dāng)腐蝕孔的開口直徑一定時，套管剩余強(qiáng)度是隨著腐蝕孔深度的增加而逐漸降低的。在腐蝕孔深度一定的條件下，當(dāng)腐蝕孔開口直徑小于套管壁厚時，隨著腐蝕孔開口直徑的增加，套管剩余強(qiáng)度逐漸減低；當(dāng)腐蝕孔開口直徑大于套管壁厚時，隨著腐蝕孔開口直徑的增加，套管剩余強(qiáng)度逐漸增加。2016 年林海等[26]研究了蓬萊油田次生硫化氫環(huán)境L80 油管在CO2/H2S 環(huán)境中的腐蝕行為：隨著含水率的增加，L80 腐蝕速率逐漸增大；隨著H2S 分壓的增加，L80 油管呈現(xiàn)局部腐蝕特征；隨著CO2分壓的增大，L80 油管腐蝕速率變化不明顯，且腐蝕速率較??；隨著溫度的升高，L80 油管鋼的腐蝕速率先以較大幅度增大后，再以較小幅度減小。2018 年何松等[27]研究了L80、N80、1Cr、3Cr、9Cr、13Cr 等6 種油井管材質(zhì)在0.001~2 MPa 不同H2S分壓下的腐蝕規(guī)律，給定油田工況條件下，材料腐蝕速率均表現(xiàn)為隨著硫化氫分壓先增高、后下降趨勢。在硫化氫防腐中，碳鋼的防點蝕性能在某些條件下優(yōu)于含Cr 鋼。2018 年馮桓榰等[28]研究了T95 技術(shù)套管在高溫高壓高含硫氣田井噴和B 環(huán)空氣竄兩種極限工況的腐蝕條件，并根據(jù)腐蝕速率給出了兩種工況的安全處理時間期限。2019 年孫旭濤等[29]研究了H2S對海洋石油井下管柱腐蝕及設(shè)施完整性的影響，在無CO2和現(xiàn)有H2S 濃度監(jiān)測數(shù)據(jù)下，目標(biāo)井油管產(chǎn)生H2S 腐蝕和點蝕的可能性不大。

與陸地含硫油氣田防腐思路相同，海上含硫油氣田防腐極為謹(jǐn)慎，目前海上低含硫環(huán)境與高級別、高成本的管材之間仍然存在巨大矛盾。近年來隨復(fù)合管技術(shù)的進(jìn)步，雙金屬冶金復(fù)合管有望解決這一難題，與鎳基合金相比，抗硫管復(fù)合鎳基合金的成本僅為前者的50%。目前用于高含硫環(huán)境的C110 復(fù)合825 雙金屬管本體已經(jīng)研究成功，但接箍連接密封性問題尚未解決。突破接箍處氣密封性問題，應(yīng)轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)金屬密封思路，嘗試向非金屬密封轉(zhuǎn)變，有望短期內(nèi)實現(xiàn)冶金雙金屬復(fù)合管在含硫氣井的工業(yè)化應(yīng)用。

4 海上熱采井腐蝕防護(hù)進(jìn)展

我國海上稠油資源豐富，常規(guī)冷采難達(dá)到預(yù)期產(chǎn)量，需要注蒸汽吞吐開發(fā)。受限于海洋平臺空間及成本因素，目前海上熱采井有限，注熱及回采過程中的腐蝕問題尚未完全解決，但通過現(xiàn)有文獻(xiàn)報道可知，目前已經(jīng)獲得一些階段性認(rèn)識。2014 年厲嘉濱等[30]研究了海上高溫高壓含氧水蒸氣對熱采井管柱的腐蝕，在200、250、300 ℃下，掛片的腐蝕速率均隨含氧量的減少而減小，因此控制高溫腐蝕最主要的辦法即是控制含氧量。2018 年耿亞楠等[31]研究了海上熱采井生產(chǎn)階段和燜井階段的典型溫度工況中套管鋼在不同CO2分壓下的腐蝕。在0.5~4 MPa CO2分壓內(nèi)，隨CO2分壓的增大，腐蝕電流密度增大，腐蝕受到促進(jìn)。相同CO2分壓下，140 ℃的腐蝕電流密度低于80 ℃條件下相關(guān)值，N80 鋼腐蝕受抑制。2018 年陳毅等[32]研究了海上熱采井套管熱應(yīng)力強(qiáng)度衰減與高溫腐蝕疊加條件下的管材選擇問題，在80 ℃、CO2分壓最高值為0.2 MPa，H2S 分壓最高值為0.0023 MPa 條件下，1Cr-80、100H、3Cr-110 的安全壽命分別為3.8、6.5、11.2 a。

稠油屬于非常規(guī)油氣，通常采用熱采的生產(chǎn)工藝，其產(chǎn)量仍然有限，有限的產(chǎn)量不支持采用高級別的防腐材質(zhì)，因此陸地油田稠油熱采井多以碳鋼、1Cr材質(zhì)防腐。海上稠油熱采出于安全及服役年限的考慮，多采用3Cr、13Cr 材質(zhì)，高昂的防腐管材投資成為限制海上稠油熱采規(guī)?；_發(fā)的因素之一，經(jīng)濟(jì)型熱采防腐油井管材質(zhì)仍然是未來研究熱點。

5 結(jié)語

海洋石油勘探開發(fā)經(jīng)過多年的技術(shù)發(fā)展，在井下CO2腐蝕方面已經(jīng)取得較深入的認(rèn)識，在選材方法、選材圖版及防腐策略等方面已經(jīng)走在國內(nèi)前列。由于海上含硫環(huán)境較少，酸性環(huán)境的選材尚處在研究中，海上含硫油氣井防腐技術(shù)上沒有取得實質(zhì)性突破。海上熱采井防腐仍然是未來研究的重點方向。伴隨國際波動性低油價影響，海上油井管經(jīng)濟(jì)性選材矛盾會日益突出，未來的研究方向更傾向于向非API 標(biāo)準(zhǔn)的新型管材、非金屬管材、雙金屬復(fù)合油井管等方向發(fā)展。海洋勘探不斷向深層進(jìn)軍，高溫井下環(huán)境的防腐選材，特別是溫度介于180~230 之間的超臨界CO2環(huán)境，將成為未來研究的關(guān)注熱點。