基于腐蚀时间效应的含H2S/CO2环境中的腐蚀速率预测模型
高含H2S/CO2高温高压气井中井筒油管、套管的腐蚀已成为制约井筒完整性的主要因素,一旦井筒完整性失效将会给油气田的开发造成重大影响,并可能导致严重的人员安全、环境及经济损失.由于高温高压H2S/CO2环境腐蚀机理较为复杂,国际上使用较为广泛和经典的DE Waard腐蚀速率计算模型已不能预测类似高温高压复杂环境下井筒的腐蚀速率.目前,实验室通常开展短期的腐蚀测试试验,并以此数据预测长期的腐蚀速率,但长期的腐蚀速率与短期腐蚀速率差异甚大.因此,为了准确地预测服役寿命周期内油套管的腐蚀状况,采用自主设计制造的高温高压材料损伤试验平台,模拟气井井筒的实际腐蚀环境,开展CO2、H2S腐蚀环境中的电化学腐蚀速率测试试验,研究了不同测试时间下的腐蚀速率,分析了腐蚀速率的时间效应.结果表明:在管柱服役早期,其腐蚀速率较大,随着服役时间的延长,由于形成了腐蚀产物膜以及腐蚀性气体浓度的降低,腐蚀速率逐渐降低直至稳定于某一较低值.最后,利用数理统计方法建立了考虑腐蚀时间效应的腐蚀速率预测模型,可为合理选择油套管材质和油气井的安全评价提供依据.
气井、套管、腐蚀、腐蚀速率、预测模型
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TG172(金属学与热处理)
国家科技重大专项2016ZX05017-003,高含硫气井完整性评价与安全管控技术;四川省科技厅项目2016JQ0010;四川省省属高校科技创新团队建设计划资助项目13TD0026
2018-06-07（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）
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