随着世界石油工业的发展，石油工业向着超深、高温高压方向发展，以及开发恶劣环境油气田（如高温高压CO2田、高含H2S油气田）的需要，油井开采的条件越来越趋苛刻，油井中腐蚀性气体（如CO2）的含量逐渐上升，含水量也在逐渐增加，所有这些都导致CO2腐蚀越来越严重，这使得CO2和H2S腐蚀已成为一个不容忽视的问题。
在高含CO2和Cl-环境下，API13%Cr马氏体不锈钢（普通13Cr）具有良好的腐蚀抗力，作为石油管材的应用稳定增长。其主要靠添加质量分数12%～14%的Cr在表面形成一定程度的钝化膜来提高材料的抗CO2腐蚀性能。但是，普通13Cr高温时的均匀腐蚀、中温时的点蚀和低温时的硫化物应力开裂（SSC）成为限制其广泛应用的主要障碍。鉴于普通13Cr马氏体不锈钢在使用中的缺陷，超级13Cr马氏体不锈钢材料已经进入油套管市场。该类合金是由普通API5CT13Cr钢发展而来的，加入了Ni、Mo、Cu等合金元素。相对于普通13Cr不锈钢来说，该类材料具有高强度、低温韧性和改进的抗腐蚀性能的综合特点，可以在更高温度、更高CO2分压腐蚀环境中使用，并已在国内外各大油气田广泛应用。
西安石油大学材料科学与工程学院的研究人员通过模拟油田超深超高压高温油气井腐蚀环境，研究超级13Cr马氏体不锈钢管材抗均匀腐蚀、点蚀及电偶腐蚀性能。结果表明：
超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率均未超过0.1mm/a，最大均匀腐蚀速率仅为0.0665mm/a。随着Cl-浓度的增加，超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率在气相环境中逐渐增大，在液相中变化不大。且在同一温度下，13Cr马氏体不锈钢的气相均匀腐蚀速率要大于液相均匀腐蚀速率。
在高温高压CO2腐蚀环境中，随着Cl-浓度的升高，超级13Cr马氏体不锈钢的点蚀呈上升趋势并趋于严重，在温度为150℃的气相环境中，其最大局部腐蚀速率可达2.1379mm/a，最大局部腐蚀坑深度可达41μm。
在小试样模拟试验中，P110作为阳极，腐蚀加剧，腐蚀速率增大，在电偶处发生明显局部腐蚀，超级13Cr马氏体不锈钢作为阴极被保护，腐蚀减缓，腐蚀速率减小。
在实物试验中，P110在电偶处腐蚀比未接触处严重，与未接触处相比，电偶处发生严重局部腐蚀。超级13Cr马氏体不锈钢油管接箍在接触处和未接触处均未发生局部腐蚀，与小试样模拟结果一致。（余冶）


备注：数据仅供参考，不作为投资依据。