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本文以某油田为应用背景,利用高温高压试验设备并辅以SEM、EDS、XRD等现代分析手段,研究了不同套管材料,在模拟碳酸盐岩环境中的腐蚀行为,并基于模拟试验得到的均匀腐蚀速率,结合套管受到的三轴应力,对套管的腐蚀寿命进行预测。研究结果表明：在本论文模拟的碳酸盐岩油气田H2S和C02共存的腐蚀环境中,均匀腐蚀速率和最大点蚀速率均属于严重或极严重腐蚀程度。套管钢T95和110S在H2S含量为0.02-5.0g/m3时,且20<PCO2/PH2S<500,在气相和液相中,井中部比井底腐蚀严重;若Pco2/PH2S<20时,气相和液相中,井中部和井底的腐蚀程度相差不大。当H2S含量在5.0-770g/m3范围内时,且PCO2/PH2S<20时,气相和液相中,井底腐蚀最严重。当H2S含量在150.0-770.0g/m3范围内时,气相的均匀腐蚀速率大于液相,而当H2S含量在5.0-150.0g/m3范围内时,液相的均匀腐蚀速率大于气相。在H2S含量为0.02-770.0g/m3且PCO2/PH2S<20时,腐蚀产物膜的成分为H2S的腐蚀产物FeS或Fe7S8,腐蚀主要由H2S控制。而在0.02-5.0g/m3时,且20<PCO2/PH2S<500时,腐蚀产物膜的成分为H2S的腐蚀产物FeS和C02的腐蚀产物Fe(CO3)的混合物,腐蚀由H2S和CO2共同控制。P110和110-3Cr在C02分压为3.67MPa,温度为100℃,液相条件下,均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率相差不大,气相条件下,110-3Cr的均匀腐蚀速率和局部腐蚀速率稍小于P110。当井下套管面临H2S或者CO2腐蚀,均匀腐蚀造成的壁厚减薄将对套管在井下承受的三轴应力极限影响很大,并进而影响套管的安全服役寿命。本论文的研究结果表明,在H2S含量为5.0-30.0g/m3范围内,若只考虑均匀腐蚀,套管材料承受外挤、内压、轴向拉伸作用下的可安全服役寿命分别为5.07年、16.87年和3.48年,则该井在不考虑任何防腐措施的情况下的安全服役寿命为3.48年。