CO_(2)-H_(2)S-Cl^(-)环境中气井管柱腐蚀影响因素研究

摘要

某气田产水气井主要腐蚀介质为CO_(2)、H_(2)S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CO_(2)、H_(2)S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CO_(2)、H_(2)S的环境中,CO_(2)是腐蚀的主要因素,现场CO_(2)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;H_(2)S分压在0.005~0.100 MPa范围内时,随着H_(2)S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1500~2500 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。