CO2-H2S-Cl-环境中气井管柱腐蚀影响因素研究

作者：李明星^*; 张振云; 李引贤; 董晓焕; 李琼玮

来源：材料保护, 2022, S1: 41-51.

DOI：10.16577/j.issn.1001-1560.2022.1007

• 气井
• -腐蚀环境" name="keyword">CO2-H2S-Cl-腐蚀环境
• 管柱
• 腐蚀

某气田产水气井主要腐蚀介质为CO2、H2S酸性气体和高含Cl-的地层水，部分气井油管腐蚀严重，寿命小于5 a。通过高温高压腐蚀试验、扫描电镜等方法研究了抗硫管材在含CO2、H2S和Cl-环境中的腐蚀行为，并与现场检测结果进行了对比。结果表明：在含CO2、H2S的环境中，CO2是腐蚀的主要因素，现场CO2含量的高低与油管的腐蚀程度并不是呈现简单的对应关系；H2S分压在0.005～0.100 MPa范围内时，随着H2S分压的增加，腐蚀速率呈降低趋势。在30～90℃范围内，随着温度的升高，腐蚀速率呈上升趋势，对应现场气井腐蚀严重部位集中在1 500～2 500 m,对应井筒温度60～90℃。实验室短时间试验中Cl-含量与腐蚀速率没有直接的对应关系，但现场气井管柱的腐蚀程度与Cl-含量有较好的对应关系，Cl-含量越高，管柱最大腐蚀速率越高。气井产水量对管柱腐蚀影响很大，高产水气井发生的腐蚀明显比低产水气井严重。

• 单位
  低渗透油气田勘探开发国家工程实验室; 长庆油田分公司第三采气厂