10.16577/j.issn.1001-1560.2022.1007
CO2-H2S-Cl-环境中气井管柱腐蚀影响因素研究
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.
气井、CO2-H2S-Cl-腐蚀环境、管柱、腐蚀
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TE980(石油机械设备与自动化)
中国石油天然气集团长庆油田万吨持续高效稳产关键技术研究与应用课题
2022-11-25（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）
共6页
41-45,51
