几种因素对油套管钢CO2腐蚀行为影响

油管腐蚀原因及控制对策研究油管腐蚀是指在油气开采、输送、储存和加工过程中，由于外部介质和内部介质的影响，导致油管金属表面遭受化学或电化学腐蚀而产生损坏的现象。

油管腐蚀不仅直接影响油气生产的安全和稳定性，还会导致生产设备的寿命缩短和运行成本增加。

研究油管腐蚀的原因及控制对策对于保障油气生产安全和提高生产效率具有重要意义。

一、油管腐蚀的原因（一）外部介质的影响1. 地下介质：地下介质中的水和盐类物质会增加油管的腐蚀速率，尤其是含硫化物和氯化物的地下水，更容易引起油管的腐蚀。

2. 大气环境：在地表或地下沟槽等暴露在大气环境中的油管易受到氧气、水汽和化学物质的侵蚀而发生腐蚀。

（二）内部介质的影响1. 油气介质：油气中的酸性物质、盐类物质和硫化物可能引起油管内壁的化学腐蚀。

2. 流体速度：高速流动的油气会引起油管内壁的腐蚀磨损，特别是在管道弯曲处和接头处。

（三）材料的影响1. 材料本身的缺陷：材料表面的裂纹、孔隙和不均匀结构会成为腐蚀的起始点。

2. 金属的选择和制造工艺：选择合适的金属材料和采用合理的制造工艺能够减小油管的腐蚀风险。

二、油管腐蚀的防控对策（一）外部涂层保护1. 防腐涂层的选择：选择具有良好化学稳定性和耐磨损性能的防腐涂层，如环氧树脂涂层、聚胺脂涂层等。

2. 涂层施工工艺：采用先进的施工工艺和设备，确保防腐涂层的质量和完整性，提高其耐腐蚀性能。

（三）金属材料的选用1. 优化材料种类：选择具有良好耐腐蚀性能的金属材料或进行合金改性，以减小油管的腐蚀风险。

2. 材料表面处理：采用喷砂、抛丸等表面处理方法，增加金属表面的粗糙度和附着力，延缓腐蚀的发生。

（四）监测和维护1. 定期检测：建立完善的油管腐蚀监测系统，采用超声波探伤、电化学监测等技术手段，及时发现油管腐蚀情况并采取措施。

2. 及时维护：针对发现的腐蚀问题，及时进行修补、更换或加强处理，确保油管的正常运行。

（五）科学管理1. 完善管理体系：建立健全的腐蚀防控管理体系，制定规范的操作程序和安全标准，加强对腐蚀防控工作的监督和管理。

抽油机井二氧化碳防腐技术应用一、前言部分区块油井因二氧化碳腐蚀造成频繁躺井，直接影响油田的正常生产，油井二氧化碳腐蚀是制约油田生产开发的一个重要因素。

采用投放缓蚀剂、阴极保护器等措施效果不明显，通过对油井腐蚀机理的分析，提出防止油井二氧化碳腐蚀工艺措施，减少油井的腐蚀，延长了油井的检泵周期，节约了油田的检测和维修成本，提高油田的开发水平。

二、腐蚀影响因素研究1.腐蚀因素二氧化碳腐蚀钢材主要是二氧化碳溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致，主要考虑以下影响因素：1、二氧化碳分压的影响：二氧化碳分压小于0.021MPa 不产生腐蚀；在0.021～0.21MPa间为中等腐蚀；大于0.21MPa产生严重腐蚀。

2、矿化度的影响：溶液中以Cl-的影响最为突出，Cl-浓度越高，腐蚀速度越大，特别是当Cl-浓度大于3000mg/L 时腐蚀速度尤为明显。

3、流速的影响：一般认为随流速的增大，H2CO3和H+等去极化剂能更快地扩散到电极表面，使阴极去极化增强，消除扩散控制，同时使腐蚀产生的Fe2+迅速离开腐蚀金属的表面，因而腐蚀速率增大。

2.产出物分析2.1产出水在研究的过程中我们对30样本井进行了数据分析与采集，研究治理提供可靠依据。

通过对30口油井产出水的PH值、矿化度、氯离子含量和硫酸盐还原菌等指标进行分析，PH值为5.5～6.0，矿化度为44023～84040 mg/L，Cl-平均含36762mg/L ，SRB含量450～1000个/ml。

2.2伴生气将分析的伴生气中二氧化碳的含量和计算出的分压进行分析可知油井伴生气中二氧化碳的平均含量为1.78%，平均分压为0.28MPa。

油田产出水的二氧化碳含量相对较多，属于严重腐蚀等级，同时产出液的PH值较低（5.5～6.0），由此会产生严重的电化学腐蚀。

3.腐蚀影响因素认识通过腐蚀因素的实验分析，可以得出造成油井腐蚀的主要原因是：3.1油井含水率高，平均含水94.5%，介质的矿化度较高，Cl-、HCO3-等强腐蚀性离子含量高，溶液的PH值介于5.5～6.0之间，呈弱酸性，势必会造成油管、杆的电化学腐蚀。

摘要在油气田开发过程中，CO2腐蚀是困扰世界各国油气工业发展的一个极为突出问题，也成为今后油气工业及油管生产厂家的一个急需解决重要课题。

本文针对川西某气井井筒中的CO2气液两相腐蚀现象，在实验室进行研究并研发出针对CO2腐蚀体系的气液两相缓蚀剂。

针对川西某气井CO2腐蚀体系，开展了介质温度、CO2分压、介质流速、Cl-浓度及pH值等对N80套管钢腐蚀行为的影响，结果表明，CO2腐蚀体系对N80钢气相腐蚀速率明显小于液相腐蚀速率，动态腐蚀速率显著高于静态腐蚀速率。

温度和CO2分压对N80钢腐蚀的影响均存在一个极值；Cl-浓度和pH值变化对液相腐蚀速率比较明显，而对于气相腐蚀速率甚微。

针对CO2气液两相腐蚀的特点，通过合成液相成分的双咪唑啉季铵盐和气相成分的多单元吗啉环己胺缓蚀剂，再与含硫有机物、炔醇类缓蚀剂及表面活性剂B进行正交实验复配，得到抑制CO2腐蚀的气液两相缓蚀剂SM-12B，其配方为双咪唑啉季铵盐:多单元吗啉环己胺:含硫有机物:炔醇类:表面活性剂B=3:3:1:1:2。

通过失重法研究了SM-12B缓蚀剂的缓蚀率，结果表明，使用SM-12B缓蚀剂存在一个极值浓度为400mg/L，其气相缓蚀率达到77%以上，液相缓蚀率达到85%以上；SM-12B缓蚀剂在温度小于90℃具有相对较高的缓蚀率，属于低温型缓蚀剂；SM-12B 缓蚀剂适用于CO2分压低于1.0MPa的CO2腐蚀环境；随着介质流速的增大，气液两相缓蚀率都降低；Cl-浓度对气相缓蚀率影响不大，而在一定程度上Cl-浓度能明显影响液相缓蚀率；SM-12B缓蚀剂在16~24h内，SM-12B缓蚀剂一直保持较高的缓蚀率。

用极化曲线、扫描电镜及XRD等研究了SM-12B缓蚀剂的缓蚀机理，极化曲线结果表明，SM-12B缓蚀剂的缓蚀作用类型为以阳极为主的混合型缓蚀剂，其缓蚀机理为“负催化效应”，即缓蚀剂的缓蚀效应主要是通过吸附改变电极反应的活化能，从而减缓腐蚀反应的速率。

油气集输管道腐蚀的原因与对策油气集输管道作为连接能源主产区与消费区的重要物流通道，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。

然而，由于管道长期处于高温、高压、高速流动环境下，会导致管道产生腐蚀现象。

本文将介绍油气集输管道腐蚀的原因与对策。

一、腐蚀原因（一）介质腐蚀油气集输管道中携带的介质是引起管道腐蚀的主要原因之一。

对于一般碳钢管道来说，腐蚀主要是由于介质中含有的二氧化碳和硫化氢等气体和氧气等电化学物质与管道内表面的金属元素发生反应引起的。

（二）电化学腐蚀油气集输管道中的金属在介质作用下可能会遭遇电化学腐蚀，即管道表面发生电化学反应，导致其腐蚀损失。

在高温、高压、高溶解度、强氧化性和还原性等条件下，电化学腐蚀更容易发生。

（三）流体力学作用油气集输管道内的流体在高速流动过程中，会对管道表面产生涡流、振动等力学作用，形成高速冲击，加速管道内壁的腐蚀，从而引起腐蚀加速，甚至会导致管道疲劳、震裂和严重事故。

二、腐蚀对策（一）选材与涂层在油气集输管道的选择与施工中，应根据管道运输介质的性质、温度和压力条件、环境气氛及使用寿命等因素来选择适合的材料。

同时，在管道表面涂覆恰当的防腐涂层也是制止管道腐蚀的必要方法之一。

（二）阴极保护阴极保护是通过在阳极金属与阴极金属之间形成一定电位差，采用外加电场使阴极金属的电位降低到电化学电位之下，从而降低阳极金属的腐蚀速度、增加阴极极化和防止腐蚀的一种措施。

采用阴极保护技术可以减少管道的腐蚀率，提高管道的使用寿命。

（三）监测与保养管道的腐蚀状态难以直接观察，因此在使用过程中，需要对管道的腐蚀情况进行监测，及时发现问题，采取措施进行修护或更换，以保证管道的安全稳定运行。

此外，管道的保养也是控制管道腐蚀的重要方法。

对于腐蚀情况较为严重的管道，应当定期地对其进行保养维护工作，清除管道内积聚的污垢等杂质，并进行适当的修护等措施。

结语：油气集输管道的腐蚀问题不可忽视，我们需要采取有效措施，通过选材涂层、阴极保护、监测保养等多方面手段，控制管道的腐蚀情况，确保其安全稳定运行，为国家能源安全和经济社会发展做出积极的贡献。

套管损坏原因及修井作业技术简介引言在油田正常生产过程中，一旦油水井发生套管损坏，就会导致注采井网被破坏，给油田的正常生产带来了严重的影响。

为了恢复油水井正常生产，通常需要对破损套管进行修复，从而有效地避免油水井因套管损坏而导致停产问题的发生。

对油水井的正常生产，提升油田开发经济效益具有十分重要的现实意义。

套管损坏的原因多种多样,套管损坏的原因不同，其采用的修复技术也不同，因此，需要针对套管损坏程度，合理选择修复工艺技术。

1套管损坏原因分析1.1物理因素套管在井下服役过程中会受到多种力的作用，并且作用力来自不同的方向，如果作用力超过了套管允许的极限强度，套管就会发生损坏，所以，在进行下套管设计的过程中，需要对套管的材料及其强度进行合理的选择。

但是，由于我国大多数油田地质情况复杂，套管在井下的情况难以预测，另外，油水井在井下作业的过程中，有些井下工具在起下的时候经常会与套管发生碰撞或者刮擦，也会对套管质量造成一定的损坏。

综合而言，套管损坏的物理影响因素主要有地层运动产生的力对套管的破坏和套管在外加力的作用下造成的损坏，其中，地层力对套管的损坏程度较为严重。

地层力对套管产生的破坏主要有以下几种情况：1.1.1岩层产生塑性流动对套管的破坏。

如果地层中的岩层发生塑形流动就会对井下套管产生一定的破坏作用，轻则使套管变形，严重时可导致套管损坏，甚至发生断裂。

例如，地层中如果发育盐膏层或者盐层，这些地层一旦受到外力的作用，或者在高温高压的情况下就会发生塑性流动，并对套管形成挤压，通常套管在完井的过程中会采用水泥固井，对油层套管段进行封固，其目的主要是防止套管外壁受到外力的挤压，但是如果由于盐膏层或者盐层发生塑性变形产生的地层力远大于固井水泥承受的最大压力时，不均匀分布的载荷就会通过固井水泥外壁传递到套管中，进而对套管进行挤压，造成套管破坏。

1.1.2盐层坍塌对套管的破坏。

地层中的盐层遇水后会发生溶解，随着溶解的不断进行，井径也会不断地增加，当溶解达到一定程度时，就会发生盐层坍塌，从而对套管形成挤压和冲击，造成套管损坏。

CO2腐蚀环境下油套管防腐技术摘要：CO2气体溶于水中形成碳酸后引起电化学腐蚀，如不及时采取有效措施，将导致油套管的严重破坏甚至油井报废。

CO2对油、套管的腐蚀是油田开发的一个亟待解决的重要课题。

本文研究了CO2对油管的腐蚀机理、特征及影响因素，并提出了使用耐蚀合金管材、涂镀层管材、注入缓蚀剂、阴极保护和使用普通碳钢等五类防腐技术，可有效延缓气体对油套管的腐蚀、预防套管漏失的发生。

关键词：CO2腐蚀电化学腐蚀影响因素防腐蚀技术1、CO2的腐蚀机理CO2对金属的腐蚀主要表现为电化学腐蚀，即CO2溶解于水生成碳酸后引起的电化学腐蚀，其化学反应式主要为：CO2+H2O H2CO3；Fe+ H2CO3 FeCO3+H2；水中溶解了CO2使pH值降低，呈酸性，碳酸对钢材发生极化腐蚀。

随着碳酸的增多，溶液酸性增加，加快了钢铁的腐蚀速度。

CO2对碳钢的腐蚀为管内腐蚀，表现为3种腐蚀形式：均匀腐蚀、冲刷腐蚀和坑蚀，其产物为FeCO3和Fe3CO4。

在一定条件下，水汽凝结在管面形成水膜，CO2溶解并吸附在管面，使金属发生均匀的极化腐蚀。

管柱内的高速气流冲刷带走腐蚀物，使得金属表面不断裸露，腐蚀加速。

腐蚀产物FeCO3和Fe3CO4在金属表面形成保护膜，但这种膜生成的很不均匀，易破损，出现典型的坑点腐蚀，蚀坑常为半球形深坑。

CO2生产井的腐蚀部位主要集中在管串的上部位置及内壁，这是因为井筒的中上部位压力低、井温低，凝析水易产出，与CO2作用生成腐蚀介质H2CO3的浓度高，随着气体流动，酸液以液滴形式附着在管内壁上形成局部的严重蚀坑蚀洞，造成了油套管的腐蚀现象。

2、影响因素2.1CO2分压在影响CO2腐蚀速率的各个因素中，CO2分压起着决定性的作用，它直接影响CO2在腐蚀介质中的溶解度和溶液的酸度，即溶液的酸度和腐蚀速度皆随CO2分压的增大而增加。

在气井中，当CO2的分压大于0.2MPa时，将发生腐蚀，分压小于0.021MPa时，腐蚀可以忽略不计。

油气开发中的二氧化碳腐蚀问题及抗腐蚀措施研究摘要：为了最大限度保护油气开发中的管材，减少腐蚀问题发生，工作人员要根据二氧化碳的腐蚀特点，合理检测和调节pH值，并注意对设备施行防腐措施，减少腐蚀问题的发生几率，让油气开发的效益得到充分保证。

本文主要分析油气开发中的二氧化碳腐蚀问题及抗腐蚀措施研究。

关键词：二氧化碳；油气开发；腐蚀机理；影响因素；抗腐蚀思路引言近些年，国内能源市场扩大，对油气田开发的力度提高，二氧化碳腐蚀现象也更加频繁。

在油气开发中，二氧化碳腐蚀时常出现，要彻底避免的可能性过低，其原因在于二氧化碳是石油和天然气开发中容易生产的常见气体，在溶于水之后，二氧化碳会表现出对金属材料的强腐蚀性，且在pH值一致的情况，其总酸度要超过盐酸。

所以在油气开发中，二氧化碳的腐蚀危害尤为突出，油气开发项目的管理人员也要重视这一问题，注意二氧化碳腐蚀带来的严重后果，并及时加以控制和预防，避免二氧化碳腐蚀造成的油井寿命降低，最大程度保护油气开发的效益成果。

1、二氧化碳腐蚀分析二氧化碳腐蚀主要是由于地层中的二氧化碳溶于水后对部分金属管材有极强的腐蚀性，从而引起材料的破坏，腐蚀程度取决于多种因素：温度、二氧化碳分压、压力、流速、天然气含水量、氯离子等影响。

二氧化碳的腐蚀机理十分复杂，本文着重分析三个影响二氧化碳腐蚀的因素：（1）温度。

在不同温度情况下，二氧化碳对钢铁的腐蚀情况也不同，主要分以下几种情况：①温度低于60℃，腐蚀产物膜为碳酸亚铁，产物较软，附着力差，金属表面光滑，主要发生均匀腐蚀；②60~110℃，铁表面可生成具有一定保护性的腐蚀产物膜，局部比较突出；③110~150℃，均匀腐蚀速率高，局部腐蚀也很严重，腐蚀产物是厚而松的碳酸亚铁结晶。

该气田主流物的温度范围在20~93℃，井口温度在55℃左右，地面流程温度在20~55℃，主要发生均匀腐蚀，井下易发生局部腐蚀。

（2）二氧化碳分压。

油气田工业中二氧化碳分压的腐蚀判断经验规律如下：当二氧化碳分压低于0.021MPa时，不发生腐蚀；当二氧化碳分压介于0.021~0.21MPa时，腐蚀可能发生；当二氧化碳分压超过0.21MPa，发生严重腐蚀。

油管腐蚀原因及控制对策研究近年来，随着石油工业的发展，油管腐蚀问题也日益突出。

油管是储油、输油的主要设施，一旦被腐蚀，不仅会影响油品的质量和储运效率，还会增加维护成本和安全风险。

油管腐蚀是由多种因素引起的，如介质的腐蚀性、温度、压力、材料质量、设备运行方式等。

本文将从油管腐蚀的原因及控制对策等方面进行研究。

一、油管腐蚀原因1.1 介质环境油管内部介质的化学成分是油管腐蚀的主要因素之一。

在输送石油的过程中，油管内的石油会与水、氧气、二氧化碳等混合，形成复杂的化学环境，而这些介质都会对油管产生腐蚀作用。

水在油管内的活动为主要因素，在管道中存在着压力和温度变化，水被蒸发和凝结，这便导致了油管内出现了“干湿交替区”，且这一区域中的水蒸发所又能降低内部温度，导致油管内的水分凝结，形成水膜，如果长时间不清理，就会逐步形成铁锈层，并过渡到最终的腐蚀。

1.2 温度油管环境的温度变化也是造成油管腐蚀的原因之一。

在管道工程中，温度变化是必须考虑的因素之一。

根据经验，当工作温度超过60℃时，将会影响管道钢板的耐锈蚀性，当温度进一步升高时，将大大促进管道腐蚀的发展。

1.3 材料质量材料质量的好坏直接影响到油管的使用寿命。

在工业生产过程中，为了保证管道的强度和密封性，采用的管材一般是低合金高强度钢，但是其锈蚀速度是非常快的。

因此，若选用劣质材料，不仅影响油管的正常使用，还会大大增加管道腐蚀的风险。

材料的选择是油管腐蚀控制的重要环节。

应选择耐腐蚀、高强度的材料。

例如，选用X80管材，通过对管道腐蚀机理的深入分析可以发现，该材质具有抗腐蚀、耐磨、高韧性等特点。

同时，还应对材质进行正常的检验和保养，以确保材质的质量和使用效果。

2.2 管道内部清理管道内部的清理也是油管腐蚀控制的重要环节。

应当及时清理油管中的杂物，以避免管道内部的“干湿交替”区出现，并保持管道内部的清洁和整洁。

2.3 环境控制石油工厂应严格控制生产环境，尽量减少油管环境的变化和污染，特别是控制水分的存在，可以用降低温度、提高密闭性和使用除湿设备等措施来消除水的影响，从而降低油管腐蚀风险。

油气管道内腐蚀风险介绍之一：CO2腐蚀一、概述CO2腐蚀是油气田最常见的腐蚀形式之一，当CO2溶于水或原油时，会具有很强腐蚀性，从而对集输管线和井下油套管产生严重的腐蚀。

因此，CO2腐蚀已成为油气田腐蚀与防护面对的重要问题。

二、CO2腐蚀的危害1、均匀腐蚀CO2形成全面腐蚀时，材料主要以均匀腐蚀为主。

一是温度在60℃以下，钢铁材料表面存在少量软而附着力小的FeCO3腐蚀产物膜，金属表面光滑，以均匀腐蚀为主；二是CO2分压低于0.483×10-1MPa时，易发生均匀腐蚀。

2、局部腐蚀局部腐蚀是相对于均匀腐蚀而言的， CO2引起的局部腐蚀有如下形式：✦点蚀：腐蚀区出现凹孔且四周光滑；✦蜂窝状腐蚀：腐蚀区有多个点蚀孔分布；✦台地侵蚀：会出现较大面积的凹台，底部平整，周边垂直凹底；✦流动诱发局部腐蚀：由台地侵蚀发展而来，流动会诱使台地侵蚀区形成凹沟，平行于物流方向的刀线槽沟。

三、CO2腐蚀的机理1、均匀腐蚀机理CO2溶于水形成H2CO3，并与Fe反应造成Fe的腐蚀。

其中阳极过程为铁失去电子变成铁离子的过程。

多数观点认为在腐蚀反应中，阴极反应控制腐蚀速率，目前对CO2腐蚀阴极反应主要有两种观点：其一认为是非催化氢离子阴极还原反应；其二认为发生了氢离子催化还原反应，还原反应主要以H+和HCO3-为主；本质上这两种都是CO2溶解后形成的HCO3-电离出H+的还原过程。

总的腐蚀反应如图：2、局部腐蚀机理CO2局部腐蚀往往表现为局部穿孔及破损。

研究认为，有如下四种局部腐蚀诱发机制：✦台地腐蚀机制：局部腐蚀先发生在小点，小点发展成小孔并连片。

当腐蚀介质覆盖小孔导致腐蚀产物膜破裂，形成台地腐蚀。

疏松的腐蚀产物形成物质传输通道后，也会加剧局部台地腐蚀。

✦流动诱导机制：腐蚀产物膜粗糙表面引起微湍流，剪切应力使得腐蚀产物膜局部变薄并出现孔洞，孔所对应的极低处变成了小阳极，产生局部腐蚀。

✦内应力致裂机制：当腐蚀产物膜的厚度增大到一定值后，膜内应力过大而导致膜的破裂，形成电偶腐蚀效应。

针对二氧化碳的腐蚀与防护金属材料的抗二氧化碳腐蚀原理及如何防护经过挂片法及电腐蚀法的实验表明，当二氧化碳溶于水后对部分金属材料有极强的腐蚀性，二氧化碳腐蚀又可称为甜蚀，在相同的PH条件下，二氧化碳水溶液的腐蚀性比盐酸还要强。

以下是二氧化碳腐蚀影响的因素。

1、温度的影响。

研究表明，温度是影响二氧化碳腐蚀的重要因素，而且温度对腐蚀速率的影响较为复杂，在一定的温度范围内，碳钢在二氧化碳水溶液中的腐蚀速度随温度的升高而增大，当碳钢表面形成致密的腐蚀产物膜时，碳钢的溶解度随温度的升高而降低，前者加剧腐蚀，后者则有利于保护膜的形成以减缓腐蚀。

腐蚀产物碳酸亚铁溶解度具有负的温度系数，溶解度随温度的升高而降低，即反常溶解现象。

Ikeda等人的研究结果表明较低温度下，在碳钢表面生成少量松软且不致密的氧化亚铁膜，此时材料表面光滑，腐蚀为均匀腐蚀。

2、二氧化碳分压的影响许多学者认为二氧化碳分压是控制腐蚀的主要因素之一。

Cor和marh对此作了估计，结果为：当二氧化碳分压低于0.021Mpa 时，腐蚀可以护绿：当二氧化碳分压为0.021--0.21Mpa时腐蚀有可能发生；当二氧化碳分压大于0.21Mpa时通常表示将发生腐蚀。

对于碳钢、低合金钢的裸钢。

最早的腐蚀速率可以用Dewarrd和millian的经验公式（温度低于60°C，CO2分压小于0.2Mpa）计算：lgvc=0.67lgP（CO2）+C式中：Vc——腐蚀速率，mm/a；P（CO2）——CO2分压，MPaC——温度校正系数。

此公式最初是在大气环境中，将试件置于搅拌溶液里，以实验室得到的腐蚀数据为基础建立起来的，重点考察了CO2浓度对腐蚀速率的影响而没有考虑其他影响因素，所以有一定的局限性。

3、PH值的影响K．videm等人向正在进行试验的溶液中加入NaHCO3，使溶液的PH值升高，观察到腐蚀速率迅速发生变化。

在温度为70°C、铁离子浓度很低（1-2mg/L）时，加入12mmol/L碳酸氢钠，随着PH值由4.1升到6.2，腐蚀速率几乎降低了一倍。

油气井ＣＯ２腐蚀主控因素及对策分析金经洋，蔡俊男，杨　亮（广东石油化工学院石油工程学院，广东茂名　５２５０００） 摘　要：高温高压高浓度ＣＯ２介质下油气井管具腐蚀问题日趋严重，针对此问题，本文重点分析了ＣＯ２腐蚀的主控因素及防腐对策。

基于ＣＯ２腐蚀环境主控因素、腐蚀类型，腐蚀机理及腐蚀评价方法，总结认为，ＣＯ２分压、温度、流速是ＣＯ２腐蚀的主要影响因素，且在有水的下，ＣＯ２分压对腐蚀速率的影响最大，其次是温度，流速影响最小。

防腐主要需通过缓蚀剂防护、涂层防护、化学镀层等措施来实现，咪唑啉类缓蚀剂、噻唑类缓蚀剂和硫脲类缓蚀剂具有很好的缓蚀效果，涂层防护主要包括环氧树脂防腐涂料、聚氨酯防腐涂料、聚苯胺防腐涂料、高固体分防腐涂料四种，也可以采用镍磷合金镀管或双层镀管的方法进行防护。

关键词：ＣＯ２腐蚀；影响因素；缓蚀 中图分类号：ＴＥ９８３ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１９）０１—００３３—０４ 近年来，在人们发现在油气勘探开发中应用ＣＯ２，具有很大的好处。

首先，在地下油气储层中注入ＣＯ２，可以促使油气采收率得到提升；其次，从本质上来讲，ＣＯ２属于重要的惰性气体，可以将其作为空气钻井流体使用；再次，通过与甲烷进行置换，可以促使煤层气产量得到有效提高［１］。

但在ＣＯ２櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆櫆的应用［４］　宁夏建筑材料工业地质勘查中心宁夏总队．宁夏中宁县氵赢龙山水泥用石灰岩矿详查报告［Ｒ］，２０１２．［５］　王振藩．宁夏的白云岩、石灰岩矿产沉积环境及成因［Ｊ］．宁夏地质科技情报，１９９４，（１、２）：１１～１２．Ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｇｅｎｅｔｉｃ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　Ｙｉｎｇｌｏｎｇｓｈａｎｃｅｍｅｎｔ　ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ　ｉｎ　Ｚｈｏｎｇ　Ｎｉｎｇ　Ｃｏｕｎｔｙ，ＮｉｎｇｘｉａＸＩＡＮＧ　Ｌｉａｎ－ｇｅ，ＡＩ　Ｎｉｎｇ，ＬＩＵ　Ｙｉｎｇ（Ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｓｕｒｖｅｙ　ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｎｉｎｇｘｉａ　ｈｕｉ　ａｕｔｏｎｏｍｏｕｓ　ｒｅｇｉｏｎ，Ｙｉｎｃｈｕａｎ，Ｎｉｎｇｘｉａ，７１００２１）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ　ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ　ｉｎ　Ｎｉｎｇｘｉａ　ａｒｅ　ｒｉｃｈ　ｉｎ　ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ，ｍａｉｎｌｙ　ｆｏｒ　ｃｅｍｅｎｔ　ａｎｄ　ｃａｌｃｉｕｍ　ｃａｒｂｉｄｅ．ＴｈｅＹｉｎｇｌｏｎｇｓｈａｎ　ｃｅｍｅｎｔ　ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ　ｉｓ　ａ　ｌａｒｇｅ　ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ　ｍｉｎｅ　ｉｎ　ｔｈｅ　ａｒｅａ．Ｔｈｅ　ｔｙｐｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｄｅｐｏｓｉｔ　ｉｓ　ｍａｒｉｎｅｃｈｅｍｉｃａｌ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｏｒｅ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｓｔｒａｔｕｍ　ｉｓ　Ｔｉａｎｊｉｎｇｓｈａｎ　ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ，ｗｈｉｃｈ　ｉｓ　ｄｉｖｉｄｅｄ　ｉｎｔｏｔｈｒｅｅ　ｏｒｅ　ｂｅｄｓ．Ｔｈｅ　ｎａｔｕｒａｌ　ｏｒｅ　ｔｙｐｅｓ　ａｒｅ　ｄｉｖｉｄｅｄ　ｉｎｔｏ　ｍｅｄｉｕｍ－ｔｈｉｃｋ　ｌａｙｅｒｅｄ　ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ　ａｎｄ　ｃｈｅｒｔ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｎｏｄｕｌｅ（ｂａｎｄｅｄ）ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ．Ｔｈｅ　ｃｏｎｔｅｎｔｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｕｓｅｆｕｌ　ｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓ　ｏｆ　ｏｒｅｓ　ａｒｅ　ｈｉｇｈ，ｔｈｅ　ｃｏｎｔｅｎｔ　ｏｆ　ｈａｒｍｆｕｌ　ｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓ　ｉｓｌｏｗ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｑｕａｌｉｔｙ　ｍｅｅｔｓ　ｔｈｅ　ｉｎｄｕｓｔｒｉａｌ　ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ．Ａｃｃｏｒｄｉｎｇ　ｔｏ　ｔｈｅ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｆ　ｏｒｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ，ｔｈｅ　ｌｉｍｅ－ｓｔｏｎｅ　ｏｒｅ　ｏｆ　ｔｈｉｓ　ｄｅｐｏｓｉｔ　ｗａｓ　ｄｅｐｏｓｉｔｅｄ　ｉｎ　ｓｈａｌｌｏｗ　ｓｅａ　ａｒｅａ　ｗｉｔｈ　ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ，ｗｅａｋ　ｈｙｄｒｏｄｙｎａｍｉｃ　ｆｏｒｃｅ　ａｎｄｒｅｌａｔｉｖｅｌｙ　ｌｏｗ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ．Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｌｉｍｅｓｔｏｎｅ；Ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ｔｙｐｅ；Ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ；Ｏｒｅ　ｇｅｎｅｓｉｓ３３２０１９年第１期 内蒙古石油化工收稿日期：２０１８－１１－１６基金项目：广东石油化工学院２０１７年大学生创新创业训练计划项目（２０１７１１６５６００１，２０１７１１６５６０２１），广东省攀登计划计划项目（ｐｄｊｈ２０１８ｂ０３４０）。

钢材二氧化碳腐蚀研究二氧化碳普遍存在于我们生活之中，随着科技的进步，二氧化碳被开发出包括作制冷剂、化工原料在内的很多用途。

但二氧化碳带来的腐蚀也是油气工业和石化工业中经常遇到的严重问题之一，这也造成了经济上的很大浪费。

二氧化碳腐蚀的主要影响因素包括两种：第一，钢材的热处理状态及其化学成分属于钢材材质因素。

第二，环境因素主要包括：温度(T)、二氧化碳分压(PCO2)、溶液的pH值、钢铁表面膜与结垢状况、溶液介质的化学性质、流速(v)等。

1钢材材质的影响(1)钢材热处理状态的影响钢材表面碳化物的量随着CO2腐蚀的进行而增加，其主要成分是Fe3C。

钢材的原始金相组织决定表面碳化物的形态，多种结构碳化物的形成，有利于FeCO3的沉积。

另外，钢材的显微组织不但决定了腐蚀产物和垢层与钢材之间的粘附性同时还决定了钢材表面生成腐蚀产物和垢层的厚度。

(2)化学成分(合金元素)的影响合金元素对CO2腐蚀有很大的影响。

含铬、钼的钢材对CO2腐蚀有一定的抑制作用。

有报道说，在钢材中若存在Ni元素则会使CO2腐蚀速率变大。

Cr是提高合金耐CO2腐蚀最常用的元素之一。

IkedaA 等人针对不同Cr含量钢材进行了动态腐蚀模拟试验，试验结果表明，对试样腐蚀产物膜处理后，发现低Cr钢发生严重的局部腐蚀。

腐蚀产物膜中Cr元素的大量存在造成了Cr钢的耐蚀性。

在潮湿的环境下，Cr钢表面生成致密腐蚀产物膜，腐蚀产物膜厚度随Cr含量的升高而变薄[1，3]。

同时另有文献报道，钢材最大腐蚀速率所对应的腐蚀温度随钢材中铬含量的增加而升高。

2环境因素的影响(1)温度对CO2腐蚀的影响温度对CO2腐蚀的影响主要基于以下几方面的因素：1)随着温度的升高，介质中CO2的溶解度变小。

2)温度升高的同时腐蚀反应速率加快。

3)腐蚀产物膜的形成受温度影响。

(2)CO2分压的影响工程中各种材料自身的抗蚀性及其腐蚀产物在金属表面的成膜性均可通过平均腐蚀速率来判断。

石油的开采是油田生产中的重要环节，而油井管柱的腐蚀是严重影响油田正常生产的主要原因之一。

对造成油井腐蚀的主要因素进行系统而细致的分析和研究，具有十分重要的现实意义。

1 溶解气体的影响1．1 CO2的影响CO2腐蚀最典型的特征是呈现局部的点蚀、轮癣状腐蚀和台面状坑蚀。

其中，台面状坑蚀的穿孔率很高，通常腐蚀速率可达3～7 mm·a-1，无氧时，腐蚀速率可达20mm·a-1。

研究表明，CO2腐蚀与其所处环境中的温度、分压、流速有关，其中分压起着决定性作用。

当温度一定时，CO2气体的分压愈大，材料的腐蚀愈快；这是由于当CO2分压高时，促进了碳酸的电离和H+浓度的升高，因H+的去极化作用而使腐蚀加速。

温度也是CO2腐蚀的重要参数。

在60℃附近，CO2腐蚀在动力学上存在着较大变化。

根据温度对腐蚀特性的影响，把铁的CO2腐蚀划为三类：(1)温度＜60℃，腐蚀产物膜FeCO3软而无附着力，金属表面光滑，均匀腐蚀；(2)100℃附近，高的腐蚀速率和严重的局部腐蚀(深孔)，腐蚀产物层厚而松，形成粗结晶的FeCO3；(3)150℃以上，形成细致、紧密、附着力强的FeCO3和Fe3O4膜，腐蚀速率降低。

1．2 H2S的影响溶解于水中的H2S具有较强的腐蚀性。

碳钢管线或设备在含有H2S的介质中会发生氢去极化腐蚀，碳钢的阳极产物铁离子与硫离子相结合生成硫化亚铁，介质中的硫化氢还有更严重的腐蚀破坏形式，能使金属材料破裂，这种破裂在低应力状态下就可发生，甚至在很低的拉应力下就可能发生晶间应力腐蚀开裂。

当酸性溶液中含有H2S时，pH值和H2S的浓度存在协同效应，即溶液酸性越强，H2S浓度越大，腐蚀速率越快，同时，由于H2S的吸附和电催化作用，油管钢自腐蚀电位负移，钝化电位正移，致使油管钢难以钝化且不易维持钝化状态，最终导致油管钢更易被腐蚀。

对于H2S和CO2共存的体系，往往从H2S腐蚀破坏着手考虑防护措施。

Dunlp等根据腐蚀产物的溶解度和电离常数指出，当CO2和H2S分压之比小于500时，FeS仍将是腐蚀产物膜的主要成分，腐蚀过程仍受H2S控制。

油管腐蚀原因及控制对策研究油管腐蚀是一种常见的问题，主要是由于钢管表面的金属材料在含水和含气的环境中发生了化学反应，导致管道的降解和失效。

油管腐蚀不仅会影响油气输送的效率，也会对环境保护造成重大的危害。

因此，采取有效的控制对策非常重要。

本文将探讨油管腐蚀的原因以及相应的控制对策。

油管腐蚀的原因主要有以下几方面：1. 化学反应。

许多化学物质如H2S、CO2、氧气、水分等，都能够使钢管金属发生化学反应，并引起腐蚀。

H2S和CO2的存在是导致油管腐蚀的主要因素。

石油和天然气中含有大量的硫化氢和二氧化碳，这些物质在钢管的表面和内壁形成酸性环境。

2. 电化学腐蚀。

当钢管表面存在电位差时，电化学腐蚀就会发生。

可以通过对钢管进行金属阴极保护，将钢管的金属电位调制到安全水平降低电化学腐蚀的风险。

3. 物理腐蚀。

由于沉积物的存在，液体的流动阻力会增加，导致油管壁面的海拔高度不均匀，进而加快了油管壁面的磨损和腐蚀。

4. 机械磨损。

在油管输送的过程中，需要经过很多弯曲，会导致油管的内壁、弯头和环肋处出现磨损，从而形成腐蚀针对以上油管腐蚀的原因，我们可以采取以下的对策和控制措施：1. 阳极保护技术。

在油管输送过程中，加注一些特殊的金属物质在钢管之间形成一个低电位的电极，从而防止电化学腐蚀的发生。

2. 使用防腐镀层。

使用具有防腐性的材料进行涂层，从而保护油管不被化学物质的腐蚀降解。

3. 定期检测。

定期检查油管的表面，发现并及时处理油管腐蚀和锈蚀造成的损耗。

4. 控制营造物理空间。

需要对输送流体进行过滤处理，防止不该在管道内的沉淀物质附着到油管壁面，同时要控制液体流动速度，减少磨损速度，延长使用寿命。

综上所述，油管腐蚀是影响油气输送的重要问题，针对不同的腐蚀原因，我们可以采取相应的控制对策，从而避免油管的腐蚀和失效，保障油气输运的安全和环保。