廖柯熹,赵建华,夏 凤,周飞龙,赵 帅,景 红

(1. 西南石油大学 石油与天然气工程学院，成都 610500； 2. 中国航空油料有限责任公司 成都分公司，成都 610202; 3. 中石化上海油气分公司，上海 200120)

H2S/CO2广泛存在于油气田地层中，随着油气田的开发，越来越多的H2S/CO2作为伴生气被开采，这些气体溶于采出液后,溶液为酸性，对管道有很强的腐蚀性，会导致管道发生穿孔或断裂。采出天然气中高含量H2S/CO2已成为制约气田安全生产的重要因素[1]。

管道中影响H2S/CO2共存体系的因素包括H2S分压、温度、流速、CO2分压等[2-5]。马新元[6]探讨了分压、流速、腐蚀产物膜、Cl-等因素对CO2与H2S腐蚀的影响，但未针对H2S/CO2混合气体的影响因素进行分析；王霞等[7]研究了流速对L360钢在H2S/CO2条件下腐蚀速率的影响，研究表明流速越快，L360钢的腐蚀速率越高。目前，关于H2S/CO2共存体系中各因素对腐蚀的影响还不明确。

研究表明，分压比决定了腐蚀反应的控制机理，进而影响材料在H2S/CO2共存体系中的腐蚀速率。罗戏雨等[8]研究了两种气体的竞争协同效应和分压比机理以及可能的影响因素；钱进森等[9]的研究表明，在高分压比(pCO2/pH2S=400)条件下，材料在H2S/CO2混合体系中的腐蚀速率仅为在单纯CO2体系中的1/6；但也有研究表明，pCO2/pH2S<14时，腐蚀速率不会明显变化，1428后腐蚀速率缓慢增加[10]。任建勋等[11]通过多组试验，确定了不同分压比条件下试样腐蚀速率的大致变化趋势，即先增加(pCO2/pH2S<12.6)，随后迅速降低，最后缓慢增加。

张智等[12]利用短期高温高压反应釜试验得出试样在H2S/CO2条件下的腐蚀速率，并在此基础上进行了进一步的腐蚀速率预测，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，精度较高。……