油气生产中CO2腐蚀与防腐技术
气井油管CO2腐蚀预测及防腐对策研究
第3期气井油管CO 2腐蚀预测及防腐对策研究孙权（大庆油田工程建设有限公司国际事业部第二工程部， 黑龙江 大庆 163453）[摘 要] 本文以气井油管CO 2腐蚀为研究对象，从腐蚀机理、腐蚀影响因素、腐蚀度预测与防腐措施等方面进行研究，用定量数学模型确定了腐蚀速率计算公式，并提出了具体的防腐蚀对策。
[关键词] 气井油管；CO 2；腐蚀机理；影响因素；预测；防护措施作者简介：孙权（1976—），男，黑龙江大庆人，大学学历，工程师，研究方向为油田地面建设。
腐蚀现象对石油行业影响较大。
腐蚀主要是指材料在电化学环境下发生的受损现象，这种破坏一般表现为化学形式或电化学形式。
在我国，约80%以上的油气田中含有CO 2。
如国内最大的天然气气田四川气田，其每年因腐蚀等引起的损失约占其全部收益的5.8%[1]。
该气田中普遍存在CO 2，由此引起的管道腐蚀较为严峻。
含CO 2气井油管的腐蚀多产生在气井油管以及水溶碳酸发生了典型电化学的过程，在电化学作用下，气井油管发生变薄、穿孔等表现。
因而预测气井油管的腐蚀速率时，应尽可能地保障对剩余寿命预测的准确性。
含CO 2气井油管的腐蚀研究不应仅在定性层面进行分析，应进一步地对其进行定量分析研究，依据综合形式的腐蚀速度预测模型，预估得到含CO 2气井油管的腐蚀速率，确定换管时间和管材等的更新，以保障气田长期稳定经济地生产。
1 腐蚀影响因素研究1.1 腐蚀机理气井井下油管发生CO 2腐蚀的条件是CO 2含量和水同时存在，CO 2干气状态下并不具有腐蚀性，而水溶CO 2则会形成碳酸，酸性条件下氢离子较多时，气井井下油管会发生氢去极化腐蚀的现象[2]。
CO 2溶解度与压力值有关，压力越大，溶解度越高，反之亦然。
当气井为高压井时，溶解度高，氢离子浓度更高。
气井井下油管所发生的CO 2腐蚀现象分为全面腐蚀和局部腐蚀两类。
全面腐蚀是指气井井下油管发生的均匀腐蚀现象，油管壁厚逐步变薄，全面腐蚀的腐蚀速率受到氢动力学的直接影响。
油气井CO2腐蚀与防
油气田腐蚀构件
输送管线 套管 油管 钻杆 抽油杆 油罐 生产系统各设备
腐蚀形貌及部位
均匀腐蚀 点蚀 缝隙腐蚀 晶间腐蚀 腐蚀疲劳 焊缝腐蚀 刀状腐蚀 冲刷腐蚀 空泡腐蚀 冲蚀促进腐蚀 硫化物应力腐蚀开裂
公司名称
– 石油管道内腐蚀的介质环境有三个显著特点：
» —— 气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质 » —— 高温和/或高压环境 » —— H2S、CO2、O2、Cl-和水是主要腐蚀物质 » H2S、CO2、O2 是 腐蚀剂 » 水 是 载体 » Cl是 催化剂
公司名称
• 4.3 缓蚀剂
• 加入缓蚀剂是目前广 泛采用的防止二氧化 碳腐蚀的防护措施， 此处不再赘述。此方 法相对于前两种防护 措施成本要廉价得多 ，但防护效果不如前 两种。
公司名称 结束语
过去的一年，在开发技术公司的发展史上是不平凡的一年，是一个 丰收年，是令人鼓舞、令人振奋的一年。在开发技术公司领导的正确 决策下，在全体同仁的共同努力下，调剖队先后取得了一系列振奋人 心的丰硕成果：CO2吞吐共运行169井次，完井169口，总产值高达 1153.02万，顺利完成并超越了公司指定的各项经济指标及年度计划。 这些成绩，都凝聚着开发技术公司全体员工的心血和汗水，是全体员 工同心协力、无私奉献、团结拼搏的结果。 新绿破土春来早，建功立 业正当时。2015年，我们坚信，有科学管理方式作为指导，有社会各 界朋友的关心支持，有开发技术员工的智慧和实干，我们的开发技术 公司迈向辉煌的每一步都将走得更加的坚实，稳健。让我们共同祝福， 开发技术公司将开辟更广阔，更美好的新天地！
•
公司名称 •管道内涂层
•
内涂层的首要问题是 管线接头部分的处理 。七十年代中期，美 国一家较大的天然气 输送公司开始研究海 底管线接头的耐腐蚀 衬里问题，最后成功 地使用了熔结环氧（ FEB）作为管道内衬 里，并用相应的仪器 设备解决了管线接头 部分的处理，经实践 验证效果不错。但是 因为处理管道接头部 分的仪器繁杂且昂贵 ，所以此项方法一直 未能在国内得以广泛 应用。
海上油气田CO2／H2S腐蚀控制
溶解的 ｌｓ Ｈ ・ ｌ／（ｇＬ ） ２ －
图 １ Ｈ Ｓ的 不 同溶 解 度 对碳 钢 腐 蚀 的 影 响 ：
１２ ２ 溶解 氧 的影 响 ．．
的溶解 盐类 。在质 量浓 度低 的情 况下 ， 这些 盐类 不
油气 田采 出水 中含 有 的氧一 般 由注入水 携带 。
和海底集输管道腐蚀 ， 造成泵漏 、 管漏、 杆管断脱和 井下 工具 密封失 效 等 事 故 ， 生 产 带来 极 大 危 害 ， 给
且造 成重 大经济 损失 。
１ 海 上油气 田腐 蚀现 状分 析 １ １ 溶解盐 类 的影响 ．
化学腐蚀产生氢 ， 氢原子向钢铁 内部渗透 ， 从而导 致 氢损伤 ， 在很 低 的 拉 应力 下 就 可 能发 生 破 裂 ， 因 此在 Ｈ ｓ 腐蚀严重地区， 抽油杆断裂会更频繁。
张 强 李家锋 孙爱平
（ 中国海洋石油能 源发展股 份有 限公 司 ， 广东 湛江 ５４ ５ ） ２０ ７
摘要： 根据 中国海 洋石油 南海 西部各油 气田的 实际情 况 ， 结合水质特 点分析 了采 油平 台、 输油管 道、 水处理 系统和生产 管汇腐蚀的原 因以及影响 因素。阐述 了海上油气田腐蚀 机理 ， 出了海上油气 提
田 开 采 的 防腐 蚀 措 施 。
关键词 ： 海上油气 田
水质
Ｃ２ ｏ 腐蚀
Ｃ ：Ｈ Ｓ Ｏ ／ ： 腐蚀
影 响因素
防护方法
中图分类号 ：Ｇ ７ ． Ｔ １２６
文献标识码： Ａ
文章编号 ：１７－ １Ｘ［０ ０ ０ ００ ０ １０ ０５ ２ １ ）２－ ０ １— ６ ３
随着海上 油气 田注水 开 发 的深 入 ， 大部 分地 区 进 入高 含水开 发期 ， 由于其 水 质 矿 化 度较 高 、 蚀 腐 介 质质量 浓度 大 和注 海 水均 会 导 致 油 井 井 下设 备
油气田开发中CO2腐蚀机理及防腐方法研究进展
破坏 ； 冲刷 腐蚀 ， 腐蚀产 物膜会被气 流带走 ， 不断使 金属
表 面裸露 ， 加 剧腐蚀 ， 有研究表 明Ｅ ２ ］ 。 如果气 体流速 增加 备与 油管 内 ； 坑点腐蚀 （ 坑蚀 ） ， 大量实 验证 明 ， Ｃ Ｏ 腐 蚀
最 典 型 的特 征 是 呈 局 部 性 的 坑 蚀 ，这 种 腐 蚀 穿 透 率 很
在100oc以上的高温环境中使用因为炔基化合物的目前缓蚀剂的研究虽取得了一定进步但总体上叁键与金属具有较强的结合力聚合后产生多层聚合还很薄弱新型缓蚀剂的研究工作仍然建立在假设和大膜与长链含氮化合物的屏蔽功能同时作用加强了防量探索性试验的基础上成本高周期长而且带有很大腐效果
７ ８ 天 然 号 与 石 油 ２ ０１ ５年 ０ ４月
防护效果好 、 方法简便 、 成本低 、 适用 性强等特 点 ， 使用性高。通过对 目前 油气 田开发过程 中防腐方
法的调研 ． 提 出 了防 腐 方 法 的选 择 依 据 和 缓 蚀 剂 的研 究建 议 。 关键 词 ： Ｃ Ｏ ； 腐蚀 ； 腐蚀机理 ； 防腐 方 法
Ｄ Ｏ Ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６ — ５ ５ ３ ９ ． ２ ０ １ ５ ． ０ ２ ． ０ １ ７
产 物膜 能够 与碳 钢形成 电偶 腐蚀 。
高， 每年可达到数毫米。 Ｃ Ｏ 腐蚀会破坏大量有用材料 使设备 失效 ， 甚至引
发灾 难性后 果 。例 如 ， Ｌ ｉ ｔ ｌ ｔ ｅ ｃ ｒ ｅ ｅ ｋ油 田在不采 取任何 防 覆盖 Ｆ ｅ Ｃ Ｏ 的区域之间构成了电偶腐蚀。 Ｒ ｌ ｅ ｓ ｅ ｎ ｆ ｅ ｌ ｄ Ｆ Ｃ等
因 素 和 主要 防 腐 措 施 ， 提 出 油 气 田开 发 中 防腐 措 施 的 选 择标准 。
CO2腐蚀环境下油套管防腐技术
CO2腐蚀环境下油套管防腐技术摘要：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。
一、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 H2CO3Fe+ 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。
二、影响因素（1）CO2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。
抽油机井二氧化碳防腐技术应用
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。
CO_2腐蚀产物的分析及其防腐技术研究
CO 2腐蚀产物的分析及其防腐技术研究X姚志霞1,陈相伟2,陈暗梅1(1.中原油田采油二厂注水大队;2.中原油田油气储运管理处,河南濮阳 457532) 摘 要:在论述CO 2的腐蚀机理的基础上,分析了影响腐蚀的各种因素,例如温度、压力等。
并重点对CO 2的腐蚀产物进行研究,从表面形态结构到影响膜厚和膜晶粒大小的因素进行阐述。
最后归纳了最近的防腐技术,并说明了如何确定合理的防腐技术。
关键词:CO 2腐蚀;腐蚀产物;防腐技术 中图分类号:T E98 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0088—04 CO 2腐蚀是油套管腐蚀的重要类型之一。
研究表明,在含CO 2的油水体系或水溶液中,铁基金属表面会形成一层主要成分为FeCO 3的腐蚀产物膜。
而产物膜的物理性能又会影响CO 2的腐蚀。
分析腐蚀产物膜的结构及物性对如何防腐和腐蚀研究有重要的意义和作用。
1 腐蚀机理干燥的CO 2气体本身是没有腐蚀性。
但当CO 2溶解于水中时形成碳酸,会引发钢铁材料发生电化学腐蚀。
暴露于含CO 2的介质中钢铁材料,表面很容易沉积一层垢或腐蚀产物,如果结构致密,就会阻抑金属的腐蚀。
相反,不够致密时会使垢下的金属成为缺氧区,和周围的富氧部分形成一个氧浓差电池,垢下金属发生阳极溶解并进一步快速腐蚀[1]。
Ogundele 等人[2]认为主要的腐蚀过程可以概括为三个阴极反应和一个阳极反应,在pH 值为6时,阴极发生的主要过程为H 2CO 3和HCO 3-的减少:2H 2CO 3+2e -→H 2+2HCO 3-2HCO 3-+2e -→H 2+2CO 32-2H+2e -→H 2Fe →Fe 2++2e -经过上述反应,在碳钢的表面就会形成一层腐蚀膜。
有些资料认为碳酸铁(Fe-CO 3)对保护膜的形成有重要的影响,它的形成过程如下:Fe 2++CO 2-3→FeCO 3Fe 2++2HCO 3-→Fe (HCO 3)2Fe (HCO 3)2→FeCO 3↓+CO 2+H 2O同时Waar d 和Milliams 的研究表明[3],钢在酸中的阴极反应如下:2H →H 2或H ++e -→H 2然而Bockris,Drazic 和Despic 提出了不同的观点[4]F ++→F O +F O +→F ++O 从反应过程可知,由于涉及了OH -离子和H +离子,所以在固定电位下,阳极溶解与H +离子浓度成反比,因此腐蚀速率主要依赖于pH 值。
二氧化碳的腐蚀与防治
lgV=5.8-1710/T+0.67lgPc
三、影响因素
1、CO2分压的影响
CO2分压按下式计算：Pdc=Pt×Cc Pdc为CO2分压，MPa；Pt为气相总压力，MPa；Cc为气相中CO2体 积含量，%。(分压 < 0.2MPa，温度 < 60℃）。高于此范围则腐蚀速度 偏低，与腐蚀膜的生成有关。
研究表明，Cl-的存在大大降低了钝化膜形成的可能性，碳钢的腐蚀速度随Cl-含量 的增加而增加。
●钙、镁离子的影响
钙、镁离子的存在，导致溶液的导电性增强，介质易于结垢，因而会使腐蚀更加严 重。
三、影响因素
8、介质组成的影响
●H2S的影响
在CO2和H2S共存体系中H2S的作用表现为3种形式： （1）当H2S分压< 0.01psi（0.000067MPa）时，CO2是主要的腐蚀介质， 温度高于60℃时，腐蚀速率取决于FeCO3膜的保护性能，基本与H2S无关； （2）当H2S分压增加至PCO2/PH2S >200时，材料表面形成一层与系统温度 和pH值有关的较致密的FeCO3膜，导致腐蚀速率降低； （3）当PCO2/PH2S< 200时，系统中H2S为主导，其存在一般会使材料表面 优先生成一层FeS膜，此膜的形成会阻碍具有良好保护性的FeCO3膜的生成， 系统最终的腐蚀性取决于FeS和FeCO3膜的稳定性及其保护情况。
● 时间：4 ～144h
结论： ● 随着压力增加，腐蚀膜厚度的增长逐渐变缓 ● 压力＞30MPa时，CO2腐蚀产物膜在8h内迅速 形成，且不再增厚， ● 与CO2分压1-2MPa下的腐蚀产物膜相比，高压 腐蚀膜的晶粒尺度小1-2个数量级，晶体组成为 FeCO3。
三、影响因素
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分压MPa
温度
110℃ 8.4639 8.6012 9.948 7.9002 9.948
0.5 0.75 1 1.25 1.5
在T< 70℃ 时,N80钢的腐蚀速率随温度的升高而增加 在T=70℃时达到极大值 当T> 70 时,N80 钢的腐蚀速率随温度的升高反而减小 在90℃ 附近又出现了腐蚀极小值,当温度再升高时,腐蚀速率也随着加快 当温度大于60℃ 时，随着CO2分压的增加，N80钢片的腐蚀速率出现了线性增大的 趋势
当pH 值小于4时，N80 钢在饱和CO2的3%NaCl水溶液中的腐蚀速率随 着pH 值增大而减小 当pH 值在4-9之间时,腐蚀速率为一常数值 在碱性条件下,腐蚀速率随着pH 值增大而减小
15
二氧化碳腐蚀影响因素
3、温度的影响
图6、温度对腐蚀的影响
T＜60 ℃
60 ℃ ＜T＜ l00℃
T ＞150℃
不腐蚀 可能腐蚀 发生腐蚀
0.02MPa
0.2MPa
即当温度一定时，CO2气体的分压愈大，材料的腐蚀就愈快。
14
二氧化碳腐蚀影响因素
2、pH 值的影响
表2 不同pH 值下N80钢的腐蚀速率 pH 值 腐蚀速率mm/a pH 值 腐蚀速率mm/a 1 19.97 7 8.51 2 17.46 8 9.98 3 10.1 9 8.35 4 8.24 10 4.13 5 10.95 11 3.7
（4）
（5） （6）
析氢反应可按如下历程进行（1）（2）（3）（6）或（1）（2）（4）（5） 阴极反应：
pH＜4
2H 2e H 2
H+的扩散是控制步骤
4＜pH＜6 H2CO3（吸附） + e- =H （吸附）+ HCO3- （吸附）
阳极反应： 反应产物：
Fe Fe2 2e
Fe H2CO3 FeCO3 H2
20
提
1、前 言
纲
2、CO2腐蚀机理及影响因素 3、CO2腐蚀防护措施 4、我国陆上及海上油田防腐蚀应用研究
21
腐蚀分类
NACE对CO2腐蚀程度的规定
分 类 均匀腐蚀速率 (mm/a) 点蚀速率 (mm/a)
轻度腐蚀
重度腐蚀 严重腐蚀
﹤0.025
0.025-0.125 0.126-0.254
﹤0.127
缓蚀剂 聚马来酸铵盐 乙烯基饱和醛遇有机多胺 的反应 CT2-1 CT2-4 咪唑啉与复合缓蚀剂 硫脲衍生物
备注
26
二氧化碳腐蚀防护措施
3、防腐涂层或非金属材料——酚醛涂料、环氧涂料、塑料衬
管、纤维增强塑料、橡胶等
（1）四川石油管理局川西南矿区
威93井、威23井、威35井——聚苯硫醚涂
（2）美国西德克萨斯，为防CO2腐蚀油管通常采用聚乙烯衬 里，油套环空采用防腐剂，防腐剂可将腐蚀速度降到2.5mm/a
（3）流速的提高并不都带来负面效应，它对腐蚀速率的影响和
碳钢的钢级有关。
19
二氧化碳腐蚀影响因素
10、CO2腐蚀对不同铬含量的合金的影响
表3 铬含量对N80钢的腐蚀速率
合金中铬 含量% 腐蚀速率 mm/a
0.1 5.6
0.5 4.3
1 0.8
1.8 1.2
随着合金中铬含量的增加,合金腐蚀速率先减至最小值,再增大
27
二氧化碳腐蚀防护措施
4、流体力学方法——流速的变化会加速腐蚀，因此在井 下管柱设计中应避免流动方向或直径突然变化，油管接箍
和经口连接装置必须齐平。通过管柱及工具设计，减少金
属材料与腐蚀性流体的接触面积。
28
提
1、前 言
纲
2、CO2腐蚀机理及影响因素 3、CO2腐蚀防护措施 4、我国陆上及海上油田防腐蚀应用研究
7
CO2腐蚀产物膜的特点及形成机理
CＯ2腐蚀产物膜类型
腐蚀产物膜 传递膜 Fe3C 形成温度℃ 室温或低于室温 不限 自然属性 厚度1um,具有 保护性 100um，具金 属性，可导电， 无附着力， 生长特点及组成 室温时形成较快 Fe、O 疏松多孔 Fe、C
FeCO3
50-70
附着力强，不导 电，具保护性
23
二氧化碳腐蚀防护措施
1、耐腐蚀材料选择——根据不同情况具体确定。
表4 部分耐腐蚀钢材的适应环境
耐蚀材料 9Cr-1Mo,304不锈钢 Monel 316不锈钢，9Cr,9Ni,Ni-Cu,NiCr, Ni-Fe-Cr 碳钢和低合金钢 3%-4%Mo317不锈钢
适用环境 用在退火困难的环境下，如热交 换器 应力腐蚀破坏环境 湿CO2环境 低CO2分压环境或经充分的涂层 或抑制剂处理 含氯化物的湿CO2环境
17
二氧化碳腐蚀影响因素
8、原油中含水率
（1）小于30%时，发生CO2腐蚀的倾向较小。 一般说来，油藏中油水混合介质在油气井流动过程中会形成乳 状液，当油中含水量小于30%时会形成油包水型乳状液，这些水相 对钢铁表面的润湿将受到抑制，发生CO2腐蚀的倾向较小；
（2）当水含量大于40%时，CO2腐蚀的倾向较大。
29
我国陆上油田腐蚀应用简介
1、大庆油田萨南东部过渡带CO2驱油试验中
（1）注入系统 ①采用双翼不锈钢采油树（美国Barton公司生产）； ②井下使用耐腐蚀管柱，部分井下工具从美国OTIS公司引进，油管内涂石油天然 气总公司工程技术研究所研制的环氧树脂防腐涂料H8701； ③在环套空间灌入缓蚀剂，每半年更换一次；
图1、CO2压力、温度和密度的关系图
纯CO2不具有腐蚀性
6
二氧化碳腐蚀机理
CO2 （溶液）= CO2 H2CO3（吸附） + e（吸附）
（1） （2） （3）
CO2 （吸附） + H2O= H2CO3（吸附） =H （吸附）+ HCO3- （吸附）
H2CO3（吸附） + H2O= H3O++ HCO3H3O++ e-= H （吸附）+ H2O HCO3- （吸附）+ H3O+= H2CO3（吸附）+ H2O
25
腐蚀 评价 及试 验结 果
3Cr钢
0.6173
二氧化碳腐蚀防护措施
2、缓蚀剂——在腐蚀环境中加入少量缓蚀剂，就能和金属表面发生物理与化 学作用，从而显著降低金属的腐蚀。 注入缓蚀剂进行防腐,不需要改变金属构件的 性质， 因而具有经济，适应性强， 效率高等优点 。 表6 部分缓蚀剂的缓蚀环境 缓蚀环境 油包水乳状液中CO2腐蚀 150-230oC高温下 含凝析油、产水量小的气 井 产水量大、井筒积液不宜 带出的井 处于CO2饱和的NaCl溶液 中的碳钢 在CO2饱和溶液中的碳钢 较低浓度时效果明显 反应产物需处理加热 油溶性 水溶性
金属表面
9
CO2腐蚀产物膜的特点及形成机理
20
20
图3
中间层大颗粒的FeCO3晶体
图4 中间层中的空洞
10
CO2腐蚀产物膜的特点及形成机理
200
图5
腐蚀产物最内层的细密但有孔形貌
11
腐蚀速率计算
各种系数充分考虑了溶液的化学成分、腐蚀产物、乙二醇、冷凝相等对腐 蚀速率的影响。
表1 不同分压温度下N80钢的腐蚀速率
0.127-0.201 0.202-0.381
极严重腐蚀
﹥0.254
﹥0.381
22
二氧化碳腐蚀类型
1、均匀腐蚀——电化学过程 2、环状腐蚀——发生在经过热处理的管端 3、冲蚀——发生在管子截面变化部位、收缩截流部位。 4、腐蚀开裂——在金属表面沿较脆的方向，以单项或类似枝状形式形成裂缝 5、深坑型腐蚀——周边锐利、界面清晰的坑，产生坑蚀原因有三点：（1） 二氧化碳气体溶于凝结在管壁上的水滴引起的（2）管壁表面形成的疏松不均 匀腐蚀产物层或垢层，气体侵入后垢下腐蚀（3）涂层局部脱落和漏点处二氧 化碳对钢材的腐蚀。
依赖于 Fe3C+FeCO3
立方晶体
Fe、C Fe3C+FeCO3
Fe3C+FeCO3
150＜
8
CO2腐蚀产物膜的特点及形成机理
腐蚀反应的过程包括FeCO3晶核形成和晶粒长大两部分 受晶粒长大和物质传递等影响形成界限分明的三层腐蚀产物形态。
最外层 中间层 最内层
图2 CO2腐蚀产物膜三层腐蚀产物形态
当水含量大于40%时，会形成水包油型乳状液，这时水相对钢 铁材料表面发生润湿而引发CO2腐蚀。
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二氧化碳腐蚀影响因素
9、流速的影晌
（1）流动的气体或液体将对设备内壁构成强烈的冲刷，抑制致
密保护膜的形成、影响缓蚀剂作用的发挥； （2） 材料内壁己不光滑的条件下，某点处的流速可能远远高 于整体流速，而且还可能出现紊流，因此，必然会对腐蚀速度 有一定的影响。
22%-25%Cr双相不锈钢
蒙乃尔K-500
含CO2油气的井下管系
175℃和高氯化物环境
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二氧化碳腐蚀防护措施
表5 水中离子浓度 mg/L
Cl2979.88 K+ 137.5 SO42672.09 Na+ 1954.35 HCO32958.16 Ca2+ 28.57 CO320 Mg2+ 144.42 I3.14 Cu2+ 0.47 Br0.5 Fe2+ 0.28 B21.31
油井油套管在油田水中的腐蚀
试验 条件 温度:100℃;压力:PCO2=0.03MPa,P0=6.8MPa;液相介质: 离子水;试验周期:144h(不更换溶 液);液相介质速度:2.62m/s;试样位置:液相 评价材料 N80钢 1Cr钢 腐蚀速 率,mm/a 0.1956 0.3471 腐蚀形貌描述 均匀腐蚀,点蚀较少。试样表面绝大部分被腐蚀产物膜覆 盖。蚀坑主要呈圆形,且较浅,有均匀的麻点。 材料表面所形成的腐蚀产物膜较疏松,可观察到产物膜的破坏和 部分膜脱落的痕迹,主要表现为均匀腐蚀,蚀坑主要属于开放型 蚀坑,几乎呈圆形,有少量蜂窝状腐蚀,存在麻点。材料中心部位 点蚀严重。 腐蚀产物非常疏松,绝大部分腐蚀产物膜被揭离基体表面,未被 揭离的产物膜已有较大的破裂,点蚀严重。蚀坑主要属于开放 型蚀坑,多数呈圆形,蚀坑较深,有的部位被腐蚀成蜂窝状,麻点 较少。