CN104251812B - 一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***及方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***及方法，属于高酸性气田开发领域。高酸性气田井筒管柱材料优选评价***，包括腐蚀速率预测模型及应力腐蚀开裂边界模型；所述腐蚀速率预测模型包括H₂S分压‑温度、H₂S分压‑CO₂分压和单质S‑pH值的腐蚀速率预测图板；所述应力腐蚀开裂边界模型包括材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界和硫析出后材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界。本发明解决了高含H₂S/CO₂气田因腐蚀模拟评价方法及腐蚀预测模型及软件，选材缺乏依据的难题，为高酸性气田开发和安全生产提供了理论支撑。

Description

一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***及方法

技术领域

本发明属于高酸性气田开发领域，具体涉及一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***及方法。

背景技术

海相盆地一直是我国油气勘探开发的主要区域，特别是近几年，随着盆地油气勘探程度提高、地质认识不断深入、勘探技术的不断进步，在川东北地区陆续发现了普光、元坝、大湾、罗家寨、铁山、渡口河、铁山坡等气藏。这些气藏有效储层厚度大、单井产量高、硫化氢含量高、储量规模大。

由于海相天然气藏埋藏深且高含H₂S和CO₂的特点，其开发过程将要面临许多国际技术难题。在开采过程中，流体沿井筒上升过程中，随着温度、压力的降低，气体中的组分是否会发生变化、特别是能否形成硫沉积、是否会产生水合物、不同产量下流体在井筒内的压降变化规律等还没掌握，对井筒材料的选择缺乏***认识，对高于1MPa的气田材料选择缺乏指导，对高含H₂S和CO₂环境下材料的耐蚀性能及耐蚀机理均没有统一的认识给气田开采及输送带来极大技术难题。

本发明的高酸性气田井筒管柱优化方法是针对高酸性气田采气工艺阶段井筒材料腐蚀评价及预测而研发的。目前针对高酸性气田井筒管柱在酸性气田井筒优选评价过程中，需取得高酸性气田井筒实际流体的物性参数。酸性气田H₂S含量高，气藏压力大。开采过程中，最大的特点是可能在井筒中有单质硫析出，致使普光气田气体在井筒中的流动状况极为复杂，深井天然气多相流流动模型的研究，目前还未涉及高含H₂S/CO₂的特殊性问题，以往多相流理论不能适应这种工况。

已有的技术中，国际标准ISO15156也没有对高于1MPa的气田材料选择给予指导，对高含H₂S和CO₂环境下材料的耐蚀性能及耐蚀机理均没有统一的认识，关于镍基合金的评价方法中最高的VII级标准中H₂S分压也只有3.5MPa，远远低于高酸性气田井下H₂S分压条件，高酸性气田井下井筒材料的模拟评价缺乏标准及经验指导，给高酸性气田腐蚀研究工作带来了极大的挑战。

高含H₂S/CO₂气田在开采过程中，现有技术存在以下问题：

1.在开采过程中由于H₂S的存在，可能会在井筒中形成硫沉积，在生产中一旦形成硫沉积，会带来堵塞流动通道或井筒材料腐蚀的严重危害，甚至会使生产井报废，目前，在开采过程中，无法判断是否会在井筒中形成硫沉积；难于判断硫沉积的位置；气体在井筒内沿程组分变化规律难以预测；高含H₂S/CO₂气田井筒多相流动规律不明。

2、以往腐蚀评价方法无法在实验室内模拟高H₂S分压(＞3.5MPa)条件，且采用模拟现场环境开展的腐蚀评价实验无法预测材料长期服役性能，缺乏硫沉积腐蚀评价方法。

3、国内外针对高酸性气田环境下材料的腐蚀研究起步较晚，尚未形成可以直接供现场使用的腐蚀预测模型及软件。一般腐蚀评价模型及失效判别方法无法对高酸性气田环境下材料的使用安全性进行分析判断以及开展风险分析。

目前，国内外尚未建立***分析高酸性气田井筒管柱优化设计的手段和方法。

发明内容

本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的难题，提供一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***及方法，为高酸性气田开发和安全生产提供理论支撑。

本发明是通过以下技术方案实现的：

一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***，包括腐蚀速率预测模型及应力腐蚀开裂边界模型；

所述腐蚀速率预测模型包括H₂S分压-温度、H₂S分压-CO₂分压和单质S-pH值的腐蚀速率预测图板；

所述应力腐蚀开裂边界模型包括材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界和硫析出后材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界。

一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价方法，所述方法包括：

确定环境条件和参数；

在高H₂S分压条件下对镍基合金油套管的材料腐蚀性能进行加速模拟试验；

在高H₂S分压条件下对碳钢油套管材料的腐蚀性能进行加速模拟试验。

所述确定环境条件和参数是这样实现的：

在分析沿井筒各组分变化、硫沉积、流态变化及热损失的条件下，建立高含H₂S/CO₂气田井筒多相流动规律预测模型，所述预测模型包括综合压降计算模型、温度梯度模型和硫沉积预测模型。

所述在高H₂S分压条件下对碳钢油套管的材料腐蚀性能进行加速模拟试验是这样实现的：

1、配制现场气田采出水溶液，按实验所需量加入高温高压反应釜中；

2、在保证与工况环境相同的温度和压力值的基础上调整所述溶液的pH值，使测试环境达到最大渗氢饱和条件；

3、依据现场环境参数，在高温高压高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片以及应力腐蚀的研究。

所述在高H₂S分压条件下对镍基合金油套管材料的腐蚀性能进行加速模拟试验是这样实现的：

1、配制气田现场采出水溶液，按实验所需量加入高温高压反应釜中；

2、在提高环境温度条件的基础上，依据现场环境参数，在高温高压高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片及应力腐蚀的研究。

所述高含H₂S/CO₂环境是这样实现的：

1、在室温下利用硫化氢气瓶向密封的高温高压反应釜中通入H₂S气体；

2、待H₂S充分溶解，高温高压反应釜的指示表显示压力下降时，再次通入H₂S气体；

3、反复进行H₂S通入-溶解-再通入这个循环过程，使其溶解达到确定量；

4、加热升温，使H₂S分压达到指定的H₂S分压条件；

5、用气瓶直接将CO₂通入密闭的高温高压反应釜，达到设定压力后停止。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

本发明解决了高含H₂S/CO₂气田选材缺乏依据的难题，提出了腐蚀模拟评价方法及腐蚀预测模型及软件，，为高酸性气田开发和安全生产提供了理论支撑。

同时，将该理论成功应用于普光气田开发现场，成功地解决了现场存在的腐蚀问题，对现场材料进行了优化分析，并成功地促进了镍基合金材料的国产化，经济效益可观。

本发明适用于所有酸性气田材料腐蚀评价及材料选择，特别是能够成功用于高酸性气田材料腐蚀评价及材料选择。

附图说明

图1是不同温度下H₂S的压力

图2是不同H₂S分压条件下的扩散氢含量对比

图3是不同环境条件下镍基合金G3的腐蚀形貌

图4是不同温度下镍基合金的腐蚀规律

图5是镍基合金G3的H₂S分压-温度腐蚀速率预测图板

图6是镍基合金G3的H₂S分压-CO₂分压腐蚀速率预测模板

图7是镍基合金G3的单质S-pH值腐蚀速率预测模板

图8是镍基合金G3基于温度和H₂S分压的失效边界

图9是镍基合金G3在元素硫存在时温度和H₂S分压的收缩失效边界

图10腐蚀评价软件***构成。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细描述：

本发明提供了一整套高酸性气田井筒管柱***优化方法，包括两个部分：井筒材料腐蚀加速评价方法以及腐蚀评估***。

(1)高酸性气田井筒材料腐蚀加速评价方法

本发明的目的在于提供一套评价高酸性气田油套管材料腐蚀评价试验方法，本发明所要解决的问题是克服现有实验方法无法满足模拟高酸性气田现场高温高压高含H₂S/CO₂环境的问题，本发明采用的模拟实验方法评价装置简单，操作方便，评价结果与实际考核相符。

本发明是通过如下技术方案实现的：

本发明提供了一种在实验室模拟高H₂S分压的模拟实验方法，所述方法是在低温下反复进行H₂S通入-溶解-再通入这个循环过程，达到在介质中充分溶解H₂S的目的，使其溶解达到确定量，然后加热升温增压，使H₂S分压达到指定的H₂S分压条件。

其中高酸性气田井筒材料腐蚀加速评价方法包括在实验室模拟高H₂S分压的模拟试验方法、碳钢油套管材料腐蚀性能加速模拟评价方法和镍基合金油套管材料腐蚀性能加速模拟评价方法，这三个方法是为了实现管柱材料评价而采取的环境条件模拟方法和评价方法，第一个方法分别和后两个方法一起使用，方可完成高酸性气田不同种类管柱材料评价需要，后两者均要在高H₂S分压下开展评价实验，而后两者是分别对碳钢和镍基合金开展的腐蚀评价实验。

其中腐蚀评估***提供一套高酸性气田油套管材料评估及优选模型及软件，主要包括腐蚀速率预测及应力腐蚀开裂预测两种模型以及一种腐蚀评估软件***。

本发明经现场应用取得了很好的效果。

井筒监测技术

本发明目的在于提供一种针对高含H₂S/CO₂气田环境特点设计的气田井筒流体成份监测***。本发明所要解决的问难是：现有技术难于判断硫沉积的位置，难于预测井筒内沿程组分变化规律以及难于预测H₂S/CO₂气田井筒多相流动规律的系列问题。

本发明首先利用中请号为200910236674.0的专利“一种对含有H₂S/CO₂气田井筒流体成份监测***及其分析方法”，在分析沿井筒各组分变化、硫沉积、流态变化及热损失等条件下，建立高含H₂S/CO₂气田井筒多相流动规律预测模型；

所述建立的高含H₂S/CO₂气田井筒多相流动规律预测模型的步骤(这些都是在原有专利里详细描述的，所以这里只简单提及)包括；

(1)综合压降计算模型

(2)温度梯度模型

(1)和(2)模型的建立：

依据范德华状态方程理论，对于多组分体系在井筒流动特征分段建立模型，建立可同时精确描述平衡状态下气、液相PVT相态特性的状态方程，然后由相关公式导出描述平衡状态下气、液相温度和压力的计算公式。

在满足超临界条件的井段，高含硫混合物在超临界流体状态下本身与气体有着许多相似的性质，因此将高含硫混合物看作压缩气体。利用高含硫气体稠密气体热力学模型的理论基础，通过调节状态方程中的交互作用系数和优选符合规则改善热力学模型的拟合效果。模型考虑元素硫在高含硫气体中物理溶解过程，最后选择高含硫气体的经验关联模型，在井筒采集温压数据较为丰富的情况下，进行参数修正。

(3)硫沉积预测模型

首先提出假设条件：

①体处于半稳定流动状态；

②②地层温度恒定；

③③流量恒定；

④④地层为水平、等厚和均质，不可压缩的平面径向流模型。

然后在上述假设的基础上，采用Forhceimer通过实验提出的利用二项式方程描述的非达西流动方程。建立考虑非平衡过程的高含硫气藏开发过程中元素硫的沉积分数的分布模型，模型考虑径向距离时间等因素对硫沉积分数的影响；随后在元素硫沉积分布模型基础上，建立考虑非平衡过程时元素硫沉积对地层孔隙度、渗透率、含硫饱和度和生产极限时间影响的计算模型，并对非平衡过程的模型进行简化，建立对应平衡过程的计算模型。

实验研究发现，随着温度升高，H₂S的饱和蒸气压增大，溶解度下降。因此在低温溶解饱和H₂S后，随着温度的升高则溶液中有大量的H₂S析出，使H₂S的分压增大。如图1所示。根据这一认识，本发明通过低温充分溶解，然后升温增压的方法，达到了模拟高酸性气田高H₂S分压条件的要求，克服了传统方法单纯用增压泵增压，达不到实验所需H₂S分压的问题。

上面三个模型为下面的具体实施步骤提供环境参数。

本发明方法的具体实施步骤如下：

1、在室温下利用H₂S气瓶向密封的高温高压反应釜中通入H₂S气体，通入半分钟左右后停止；

2、待H₂S充分溶解，高温高压反应釜的指示表显示压力下降时，再次通入H₂S气体，

3、反复进行H₂S通入-溶解-再通入这个循环过程，使其溶解达到确定量；

4、加热升温，使H₂S分压达到指定的H₂S分压条件。

碳钢油套管材料腐蚀性能加速模拟评价方法是在模拟工况的基础上调整溶液pH值，使测试环境能达到最大渗氢饱和条件，并依据现场环境参数，在高温高压高含H₂S/CO₂环境(因为本方法是叙述H₂S增压方式的，CO₂增压不存在问题，所以没有提及CO₂，实验中当H₂S分压达到预设值后，向高压釜中通CO₂气体至设定压力即可)下开展腐蚀挂片以及应力腐蚀等性能的研究。

在高酸性气田环境下，对于碳钢来讲，碳钢和低合金钢以氢损伤开裂为主，随着H₂S分压的增加，试样的可扩散氢含量也在增加，但可扩散氢含量有一个极值，即H₂S腐蚀渗氢能够达到饱和。当试样内可扩散氢达到饱和时，氢对试样造成的损伤最大。如图2所示。根据这一认识，本发明通过在模拟现场工况条件的基础上，调整溶液pH值，具体实施步骤如下：

1、配制现场气田采出水溶液(用分析纯试剂及去离子水按油田现场地层水比例配制)，按实验所需量(能末过试样的量)加入高温高压反应釜中；

2、在模拟工况的基础(与工况环境相同的温度、压力值)上调整溶液pH值(用酸调整)，使测试环境能达到最大渗氢饱和条件；

3、依据现场环境参数(主要模拟现场温度以及H₂S、CO₂分压以及是否存在硫沉积)，在高温高压(H₂S分压实现靠步骤4方法实现，CO₂分压用气瓶直接通入密闭的高压釜即可实现)高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片以及应力腐蚀等研究。

所述镍基合金油套管材料腐蚀性能加速模拟评价方法是在提高环境温度条件的基础上，模拟现场环境参数，在高温高压高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片及应力腐蚀等性能的研究；

通过大量试验研究发现，耐蚀合金主要以阳极溶解为主，并且温度是影响其腐蚀的最主要的因素。如图3-图4所示。因此在对镍基合金进行腐蚀评价时，在模拟工况的基础上升高测试环境的温度，这样才能够反应出耐蚀合金长期服役性能，根据这一认识，本发明通过在模拟现场工况条件的基础上，提高测试环境温度，从而达到加速碳钢材料腐蚀进程的实验目的。

具体实施步骤如下：

1、配制气田现场采出水溶液(用分析纯试剂及去离子水按油田现场地层水比例配制)，按实验所需量(能末过试样的量)加入高温高压反应釜中；

2、在提高环境温度条件的基础上(高压釜带升温装置，)，模拟现场环境参数(模拟温度及H₂S/CO₂分压以及是否存在硫沉积)，在高温高压高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片及应力腐蚀等研究。

上述实验方法克服了传统单纯模拟现场工况条件的评价方法不能满足评估材料在现场长期服役行为的缺点，为***的实验室研究及评价高酸性气田环境中的材料腐蚀提供了一种有效途径。

(2)腐蚀评估***

本发明的目的在于提供一套高酸性气田油套管材料评估及优选的模型及软件。以针对高酸性气田油套管材料进行腐蚀预测及评估，针对高酸性气田高温高压高含H₂S/CO₂等实际问题而设计的模型及软件，为高酸性气田风险管理提供有效的技术支持。本发明所要解决的问题是现有材料评估及优选模型及软件无法满足高酸性气田现场材料腐蚀预测及评价优选的需求。

为了实现上述发明目的，采用的技术方案如下：

高酸性气田腐蚀评估***，包括腐蚀速率预测模型及应力腐蚀开裂边界模型，以及一套腐蚀评估软件，腐蚀速率预测模型及应力腐蚀开裂边界模型是通过本发明方法测试得到的大量数据以及文献中已有的数据总结得到的。腐蚀速率预测模型通过建立不同环境条件下的腐蚀速率图板，可以对酸性气田典型材质的腐蚀速率进行预测分析；应力腐蚀开裂边界模型根据温度和H₂S分压的变化，针对典型镍基合金材料在高酸性气田环境下材料的应力腐蚀开裂行为进行了分区管理，关确定了应力腐蚀开裂的失效边界，腐蚀评估软件以腐蚀预测模型为基础，结合高酸性气田现场生产数据及腐蚀监测数据，可以在高酸性气田现场快速、准确地开展关键材料服役安全评价及优选，同时利用风险管理框架实现对安全评价的扩展和支撑，对生产工艺方案的制定和改进起到一定的辅助作用。本发明采用的软件***界面直观，操作灵活、简洁、可扩展性强。

所述腐蚀速率预测图板(腐蚀速率预测图板和应力腐蚀开裂边界模型均是在大量文献数据及实验数据的基础上总结得到的。其中应力腐蚀开裂模型一部分采用了国际标准IS015156结果)是根据高温高压H₂S/CO₂腐蚀实验结果，对典型钻采设备材料P110SS、固溶强化镍基合金G3、825建立了H₂S分压-温度、H₂S分压-CO₂分压和单质S-pH值的腐蚀速率预测图板(如图5-图7所示)。利用该图板，可以依据环境参数(如温度、H₂S分压、CO₂分压、单质硫含量、pH等)确定材料在该环境下的腐蚀速率区间，进而了解该材料在该环境中的适用性，腐蚀速率预测图板以大量的试验数据为基础，可以为酸性油田选材提供可信的参考依据。

所述应力腐蚀开裂边界模型是在以往模型的基础上，根据高温高压H₂S/CO₂腐蚀实验结果，确定在温度和H₂S分压条件下的失效边界，此外还确定了硫析出后材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界，该模型针对镍基合金G3、825、028三种材料。

图8为无元素硫存在时数据获得的温度和硫化氢分压的收缩失效边界，其中0区为ISO标准中规定的任意其他环境条件下均可适用的区间，即149℃以下任意硫化氢分压，218℃以下2kPa硫化氢分压。1区边界大部分由实验室通过大量的实验研究确定，在该区，G3合金30天内不开裂也不发生裂纹扩展，表明该区相对安全。2区则是基于文献和以往各类试验数据的综合结果，由于涉及试验方法和其他环境条件有所不同，该区尽管现有试验均表明G3在30天内不开裂或根据SSR试验确定具有抗SCC能力，但在进行评价时，仍需要进一步专门试验验证其安全性。3区由于缺乏试验数据，并超过了文献中给定的临界温度，因此该区为不可接受的区间。

图9为基于元素硫存在时数据获得的温度和硫化氢分压的收缩失效边界。0区为ISO标准中规定的任意其他环境条件下均可适用的区间，即149℃以下任意硫化氢分压。1区边界根据试验结果收缩至180℃，该区试验结果均为存在元素硫时，合金30天内不开裂也不发生裂纹扩展，表明该区相对安全。2区外部边界收缩至0.7MPa H₂S和204℃，该区在硫含量升高时存在点蚀风险，需要进一步试验验证。3区仍为不可接受的区间。

所述腐蚀评价软件***包括基础数据库模块、安全评价知识模块、腐蚀预测分析模块以及风险管理模块。

其中，基础数据库模块包含现场基础数据、现场监测数据、室内试验数据以及数据管理体系；

安全评价知识模块包含H₂S/CO₂腐蚀预测模型、高酸性气田腐蚀失效案例、高含H₂S/CO₂腐蚀领域相关科学文献等。

腐蚀预测分析模块依据所选择的高酸性气田现场材料及环境状况，利用建立的腐蚀评价模型，评价材料在该环境中的腐蚀性能以及应力腐蚀开裂风险；

风险管理模块包含风险来源分析、危险因素管理、风险矩阵分析和定量风险分析等四个子模块。

该软件主要是作为模型使用的界面，通过输入简单的参数，即可通过后台模型计算得到材料在该条件下的适用性，从而达到优选管柱的目的.其余三项包括现场基础数据、安全评价知识以及风险管理模块为研究者提供基础数据、理论作为材料优选时的参考，图10为软件评价***组成结构图。

实施例：

某气田由于分酸分离器维修，使得酸化液进入集输管线。利用所述方法分析研究表明：在缓蚀剂的作用下，碳钢管材的腐蚀速率为0.04-0.09之间。属于轻微腐蚀。实际运行测量腐蚀速率为0.058。这对该气田试投产起到促进作用。

所述井筒管柱材料优化方法应用于高酸性气田材料的选择及组合优选，对高酸性气田用几种材料进行分析对比，根据腐蚀规律及电偶腐蚀特征，推荐使用井下温度高于100度选用G3合金管，低于100度可以选用028合金管，实现管柱材料优化组合，每吨可节约6万元，每口井可减少费用300万元，整个油田开发费用可减少1亿多元。保证耐蚀性的同时，经济效益可观。

所述井筒管柱材料优化方法同时还应用于某镍基合金G3管材国产化项目、某高抗硫井口装置国产化项目、某铸管的复合管技术项目。其中G3管材国产化当年使得国外管材价格由62万元/吨降为48万元/吨，近日德国W&M更是报价为24万元/吨。打压国外垄断价格产生巨大经济效益。也为高含硫环境下应用的关键装备应用提供了技术支持。

本发明为一种高酸性气田井筒管柱材料优选评价***，尤其涉及一种针对高含H₂S/CO₂气田环境特点设计的井筒管柱材料优选评价方法，包括高酸性气田流体流动规律监测单元、井筒材料腐蚀评价单元以及腐蚀评估预测单元。从环境参数分析、腐蚀评价方法及腐蚀预测三方面进行***评价及优选，本发明的材料优选评价***能够用于高温高压高含H₂S/CO₂苛刻环境下的材料腐蚀评价及优选，使用范围更广、也更加可靠。该发明解决了高含H₂S/CO₂气田因缺少针对性的腐蚀模拟评价方法及腐蚀预测模型及软件，选材缺乏依据的难题，为高酸性气田开发和安全生产提供了理论支撑。

随着酸性气田开发进程的不断深入，高酸性气田的开采份额越来越大，国内外需针对高酸性气田环境进行材料选择及腐蚀预测的天然气井会越来越多，因此该发明在国内外均具有广阔的应用前景。

上述技术方案只是本发明的一种实施方式，对于本领域内的技术人员而言，在本发明公开了应用方法和原理的基础上，很容易做出各种类型的改进或变形，而不仅限于本发明上述具体实施方式所描述的方法，因此前面描述的方式只是优选的，而并不具有限制性的意义。

Claims (3)

1.一种利用高酸性气田井筒管柱材料优选评价***的高酸性气田井筒管柱材料优选评价方法，其特征在于：所述***包括腐蚀速率预测模型及应力腐蚀开裂边界模型；

所述腐蚀速率预测模型包括H₂S分压－温度、H₂S分压－CO₂分压和单质S－pH值的腐蚀速率预测图板；

所述应力腐蚀开裂边界模型包括材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界和硫析出后材料在温度和H₂S分压条件下的失效边界；

所述方法包括：

确定环境条件和参数；

在高H₂S分压条件下对镍基合金油套管的材料腐蚀性能进行加速模拟试验；

在高H₂S分压条件下对碳钢油套管材料的腐蚀性能进行加速模拟试验；

所述确定环境条件和参数是这样实现的：在分析沿井筒各组分变化、硫沉积、流态变化及热损失的条件下，建立高含H2S/CO2气田井筒多相流动规律预测模型，所述预测模型包括综合压降计算模型、温度梯度模型和硫沉积预测模型；

所述在高H₂S分压条件下对镍基合金油套管的材料腐蚀性能进行加速模拟试验是这样实现的：

1、配制现场气田采出水溶液，按实验所需量加入高温高压反应釜中；

2、在保证与工况环境相同的温度和压力值的基础上调整所述溶液的pH值，使测试环境达到最大渗氢饱和条件；

3、依据现场环境参数，在高温高压高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片以及应力腐蚀的研究。

2.根据权利要求1所述的高酸性气田井筒管柱材料优选评价方法，其特征在于：所述在高H₂S分压条件下对碳钢油套管材料的腐蚀性能进行加速模拟试验是这样实现的：

1、配制气田现场采出水溶液，按实验所需量加入高温高压反应釜中；

2、在提高环境温度条件的基础上，依据现场环境参数，在高温高压高含H₂S/CO₂环境下开展腐蚀挂片及应力腐蚀的研究。

3.根据权利要求1所述的高酸性气田井筒管柱材料优选评价方法，其特征在于：所述高含H₂S/CO₂环境是这样实现的：

1、在室温下利用H₂S气瓶向密封的高温高压反应釜中通入H₂S气体；

2、待H₂S充分溶解，高温高压反应釜的指示表显示压力下降时，再次通入H₂S气体；

3、反复进行H₂S通入-溶解-再通入这个循环过程，使其溶解达到确定量；

4、加热升温，使H₂S分压达到指定的H₂S分压条件；

5、用气瓶直接将CO₂通入密闭的高温高压反应釜，达到设定压力后停止。