油井开发过程中的油套管损坏是油田开发后期面临的严峻问题,严重影响油田的生产效益。造成套管损坏的原因有多种,如酸性气体的腐蚀、套管磨损和含砂液的冲蚀。针对流花11-1油田套管损坏的实际情况,本文从理论分析出发,探讨套管损坏机理,提出技术对策,为解决流花11-1油田由套管损坏问题提供理论依据和技术支持。油套管的腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀。外腐蚀主要是管体外部遭受的土壤腐蚀和地下水腐蚀,以及杂散电流腐蚀和宏观电池腐蚀等；内腐蚀主要是管体内部由于内部介质所导致的腐蚀。油气井的腐蚀具有三个显著特征：(1)气、水、烃、固体颗粒共存的多相流腐蚀介质；(2)高温和/或高压环境；(3)H2S、CO2、O2、Cl-和水分是油气井最主要的腐蚀介质。套管的磨损主要产生在钻井过程中。钻井过程中,钻柱的旋转使套管内壁表面受到圆周方面的摩擦作用,钻柱的纵向进给以及起、下钻使套管内壁表面受到轴线方向的摩擦作用,钻压作用下钻柱的弯曲变形和钻柱的横向振动使套管与钻柱在局部位置(如钻杆接头、扶正器等)接触,接触部位产生较大的接触压力,因此套管会产生较大的磨损。同时钻井过程中,循环的钻井液中携带大量的岩屑通过环空,在套管与钻柱接触部位有大量的磨粒进入,所以套管的磨损主要是磨粒磨损,磨损速度很快。接触部位的接触压力对套管的磨损有很大影响,随着接触压力的增大,套管的磨损速度越大。当接触压力达到较高值时,除磨粒磨损外,还伴随有粘着磨损的发生。影响套管磨损的因素很多,可分为外部因素与内部因素。外部因素即磨损时的工作条件,包括载荷、速度、温度、相对运动及受力状态、磨料、介质与环境因素等；内部条件包括受磨材料的化学成分、组织和机械性能等。磨损是摩擦物间接触表面由于发生相对运动,在接触应力下,表面发生损伤导致材料流失的过程。套管磨损发生的一个先决条件是套管与钻杆工具接头之间相互接触并产生摩擦作用。从套管与钻杆工具接头之间的相互作用以及工作环境条件来看,油气井套管可能存在的主要磨损机理有磨粒磨损、粘着磨损、腐蚀磨损、疲劳磨损和冲蚀磨损。本文针对流花11-1油田位于香港东南130海里,所在海域水深约300米,于1987年发现,是中国南海东部海域地质储量最大的油田。本文分析了流花11-1油田开发层位的温度、CO2及H2S分压、Cl-等腐蚀环境。利用ECE软件对腐蚀环境进行了预测,预测结果表明使用碳钢油套管2-3年失效；根据文献数据制作的腐蚀严重分区图,该油田采用碳钢油套管发生腐蚀穿孔可能性较大。流花11-1油田腐蚀环境特点设计了针对性的室内模拟实验(共234片次),并得出了腐蚀速率随不同影响因素的变化规律；根据井眼轨迹、钻具组合等钻井数据计算了钻井期间套管的磨损量剖面,确定最大磨损处位置,并提出预防过量磨蚀的建议；对CO2/H2S共存环境下的研究表明：在分压比5：1<CO2：H2S<2000：1情况下,CO2腐蚀受到抑制,碳钢未见点蚀；但在CO2：H2S=1：1时,与纯C02相比腐蚀有所加剧,点蚀更严重；流花11-1油田的分压比主要分布在减弱区间；根据电偶腐蚀结论,穿孔修补材料建议根据剩余开采年限在N80、1Cr、3Cr三类材料中选择；在综合考虑磨蚀、腐蚀及出砂情况的基础上,分析得出了已损坏四口井的穿孔的主要原因；预测了未损坏套管的使用寿命：单独CO2腐蚀计算(这种情况最腐蚀最严重),40磅/英尺的碳钢套管由于点蚀存在3年会出现套管穿孔；1Cr套管使用寿命：8.6年,3Cr套使用寿命15.3年。对高含H2S的油井(分压比CO2：H2S小于5：1),建议采用3Cr-S材质。