套管、油管的腐蚀是含H2S/CO2的酸性油气田的突出问题,H2S、CO2等腐蚀介质不仅会造成这些管材的全面腐蚀和局部腐蚀,还会导致应力腐蚀开裂(SSC)和氢致开裂(HIC)等突发的脆性断裂事故,造成巨大经济损失及严重的人员伤亡和环境污染。本文针对某气田酸性油气田使用环境,对P110、TP110-3Cr、TP110S、TP110SS四种套管材料在不同腐蚀介质、不同温度下的腐蚀行为进行了系统的研究：采用失重法测试在不同的C02及H2S分压、不同温度下四种材料的腐蚀速率,SEM、XRD、EDS对腐蚀膜层形貌、物相组成进行了分析；根据相关标准,选取恒载荷试验法和弯曲梁试验法进行应力腐蚀开裂(SSC)性能检测分析；模拟某气田现场环境,通过测试材料的极化曲线和电化学阻抗谱研究材料的耐电化学腐蚀能力；并且对环空保护液进行评价和筛选。探讨影响套管材料腐蚀的各种因素及其腐蚀机理,为110钢级套管材料在某气田上的安全使用提供试验及理论依据。研究结果表明：四种套管材料在模拟CO2/H2S腐蚀环境中平均腐蚀速率均较大,但相差不大,局部腐蚀发生的几率同样也较小,因此在油田的选材方面,H2S/CO2共存时的平均腐蚀及局部腐蚀难以作为主要影响因素来考虑。TP11 0S及TP110SS平均腐蚀速率相差不大,没有明显的局部腐蚀发生,通过了常温下的抗SSC性能检测和在模拟环境中的抗SSC性能检测,可作为某气田环境中的套管材料。而P110及TP110-3Cr平均腐蚀速率较大,也未能通过抗SSC性能检测,所以这两种材料不能作为某气田环境中的套管材料。温度、二氧化碳分压、硫化氢分压对腐蚀速度都有明显影响。在90℃时,在H2S分压相同时,随C02分压的增大,腐蚀速度明显提高；而在C02分压相同时,随H2S分压的增大,腐蚀速度显著下降；在140℃,C02分压为3.0MPa时,随H2S分压的增大,腐蚀速度同样明显大幅下降。在所有试验条件下,90℃,C02分压0.1MPa, H2S分压1.4MPa和140℃, CO2分压3.0MPa, H2S分压1.4MPa两种H2S分压较高的腐蚀环境下的均匀腐蚀速度最低,尤其是TP110S、TP110SS两种材料,其平均腐蚀速率都在0.1mm/a以下。试样表面腐蚀产物EDS、XRD分析表明,在模拟酸性油气田H2S/CO2共存环境中,材料的腐蚀以H2S为主导,表面产物膜主要由FeS组成,有利于降低均匀腐蚀速度。电化学腐蚀特性受温度变化的影响比较复杂：P110与TP110-3Cr两种材料,随着温度的升高,材料的自腐蚀电位逐渐降低,阳极腐蚀电流增大,腐蚀速度增大。TP110S材料随着温度升高,腐蚀电流并非随温度单调变化,50℃与70℃的极化曲线很接近,90℃的阳极极化曲线的极化率较高,使其自腐蚀电流在-0.6V以上的范围内比50℃与70℃的明显减小。TP110SS的极化曲线表明,90℃时的腐蚀电流密度在一定电位范围内(-0.6V以下)最大,但因其阳极极化率大,在-0.6V以上一定电位范围内,90℃的阳极腐蚀电流比70℃的明显要小。四种材料的极化曲线表明,50℃时,TP110SS的腐蚀电流最小,90℃时,TP110S的腐蚀电流最小。材料的阻抗谱表明,P110、TP110-3Cr、TP110S容抗弧半径依次明显增大,说明其腐蚀阻力增大,耐腐蚀性能依次提高。环空保护液选择的各项技术指标建议为：CaCO3和CaSO4阻垢率≥90%,BaSO4阻垢率≥40%,缓蚀率≥80%,杀菌率≥90%,平均腐蚀速率<0.2mm/a。对某气田在用的环空保护液的评价结果为:CT/TPK-1S和CT/TPK-1环空保护液的杀菌率分别为70%和76%,两种环空保护液的CaCO3、CaSO4和BaSO4的阻垢率都远小于标准所规定的门槛数值。