油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素
某油田开发中二氧化碳腐蚀的危害性现状分析
某油田开发中二氧化碳腐蚀的危害性现状分析要想降低油气田开采中的二氧化碳腐蚀，必须对腐蚀机理以及类型基质影响因素这些进行分析和研究。
通过对腐蚀机理调研可以发现，二氧化碳会产生碳酸，进而产生电化学反应，最终造成钢材腐蚀。
在腐蚀种类上有均匀和冲刷以及坑点腐蚀，影响因素较多。
现在开发中防腐蚀措施也较多，现在主要对腐蚀的危害以及方式方式进行论述。
标签：二氧化碳；腐蚀机理；防腐方式前言：在油田开发中，二氧化碳腐蚀会造成巨大损失同时也会发生灾难性后果。
二氧化碳还石油和天然气开发中产生的常见气体。
在溶于水之后对金属会有加强的腐蚀性，这些对材料造成的破坏可以称之为二氧化碳腐蚀。
这些腐蚀会使得油井寿命大大低于设计寿命，也会使得设备腐蚀失效，现在掌握好腐蚀问题研究现状以及趋势，为减少损失提升效益提供借鉴。
1 二氧化碳腐蚀的机理二氧化碳腐蚀问题一直是人们关注的主要问题。
因为在二氧化碳溶于水之后PH 值升高，不断加速管材腐蚀，金属表面附着的H2C03中没有被电离的分子会被还原为H2分子，在电解质溶液中扩散到金属表面形成H2C03。
从此也可以看出碳酸造成的腐蚀要明显比电离要严重。
腐蚀学认为，坑腐蚀诱发主要是因为有台地腐蚀机制以及流动诱导机制等都会造成膜破损。
也有人通过腐蚀产物膜生产和发展过程，提出台地腐蚀机制：坑蚀最早出现在几个点，之后发展为一片，小孔腐蚀介质会破坏腐蚀产物膜，从而造成腐蚀。
2 二氧化碳腐蚀中的影响因素二氧化碳腐蚀是一个复杂的电化学过程，主要影响因素为PH 值以及二氧化碳分压、温度和流速、水量等各种因素。
2.1 PH 值。
溶液内PH 值会影响到H2C03在水中存在方式，在研究中可以发现PH﹤4 时，主要存在形式为H2C03；在4≤PH≤10 时，主要是以HC03 的形式出现，在PH>10 时，存在形式是CO2。
同时随着PH 值持续增加，H+增加而不断下降，腐蚀速率也会逐渐降低。
随着FeCO3 内的溶解度持续下降，更方便FeCO3 腐蚀膜的形成，这样也会降低腐蚀速率。
油井腐蚀因素
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。
油气生产中CO2腐蚀与防腐技术
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
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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。
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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）
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。
二氧化碳腐蚀与防护综述
二氧化碳腐蚀与防护综述李妍（中海石油海洋工程股份有限公司设计分公司）提要：在油气田开发中，尤其是在石油天然气工业中，二氧化碳腐蚀是一个由来已久的问题，也是一个不容忽视的严重问题。
如英国北海的ALPHA平台，因油气中含1.5~3.0%的二氧化碳，其由碳锰钢X52制成的管线仅用了两个多月就发生了爆炸。
因此，关于二氧化碳的腐蚀问题，国内外的防腐工作者已进行了多年的研究工作，取得了一定的成果，也得到了一些防护方法。
鉴于蓬莱19-3项目也面临着二氧化碳腐蚀的问题，本文就二氧化碳腐蚀的机理、影响因素及防护措施等几方面进行了综述。
关于二氧化碳的腐蚀机理，本文从阴阳两极的电化学反应出发，进行了详细阐述；影响因素主要讨论了温度、二氧化碳分压、流速、阳离子以及气、水产量等几方面；最后给出几种可行的防护措施。
Summary：C O2corrosion is a very important problem in the development of oil & gas field, especially in petrolic natural gas industry since many years ago. The ALPHA platform in North Sea of Britain exploded only two months after in use because its X52 steel cannot tolerant 1.5-3.0% C O2in its gas. Corrosion control workers have gained some outcome and protective methods after many years studies aboutC O2corrosion.In view of the C O2corrosion will occur in Peng lai 19-3 item, this paper discussed the mechanisms, influential factors and protective methods .The mechanism was discussed from the reaction of negative electrode and positive electrode; the influential factors include temperature, partial pressure of C O2, flow velocity, positive ion, output of gas and water etc.; at last, several viable protective methods were given.关键词：二氧化碳，腐蚀，腐蚀产物，膜1前言人们很早就知道溶于水的二氧化碳会对各种仪器设备造成腐蚀损坏，如原油和天然气生产、输送、精炼所需的各种设备和海底输油管线等。
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
油气田CO2腐蚀及防控技术
油气田CO2腐蚀及防控技术摘要：在油气田开发中，大力开展二氧化碳驱油技术以提高采收率，该技术不仅适合于常规油藏，尤其对低渗及特低渗油藏，有明显驱油效果。
目前大港油田已规模实施二氧化碳吞吐，取得了显著成效，但CO2导致严重腐蚀问题，研究腐蚀机理及防控技术尤其重要，以形成一套完整有效的防腐技术。
关键词：CO2；腐蚀机理；影响因素；防控技术随着油田二氧化碳吞吐技术的规模实施，腐蚀问题越来越严重，在吞吐和开井生产过程中采取相应的防控措施至关重要。
CO2腐蚀防治是一项系统工程，需要先研究其腐蚀机理及腐蚀情况，采用多种防腐技术，以起到对油杆、油管、泵以及地面集输系统的有效保护。
目前大港油田研究形成了以化学防腐技术为主、电化学保护和材料防腐为辅的防控技术，可实现井筒杆管、套管、地面管线设备的全流程防护。
1CO2腐蚀机理CO2腐蚀机理可以简单理解为CO2溶于水后生成碳酸后引起的电化学腐蚀。
由于水中的H+量增多，就会产生氢去极化腐蚀，从腐蚀电化学的观点看，就是含有酸性物质而引起的氢去极化腐蚀[[1]]。
腐蚀机理主要分为阳极和阴极反应两种。
在阴极处，CO2溶于水形成碳酸，释放出H+，它极易夺取电子还原，可促进阳极铁溶解而导致腐蚀。
阳极反应：Fe → Fe2+ + 2e-阴极反应： H2CO3→ H+ + HCO3-2H+ + 2e → H2↑碳酸比相同pH值下的可完全电离的酸腐蚀性更强，在腐蚀过程中，可形成全面腐蚀和局部腐蚀。
全面研究二氧化碳的腐蚀机理十分关键，2CO2腐蚀影响因素二氧化碳对金属材料的腐蚀受多种因素影响，有材质因素、压力、温度、流速、pH、介质中水和气体、有机酸、共存离子、细菌腐蚀等，本文主要介绍三种重要因素。
2.1 二氧化碳压力碳钢等金属的腐蚀速度随二氧化碳分压压力增大而加大，溶于水介质中CO2的含量增大，酸性增强，H+的还原反应就会加速，腐蚀性加大。
通过高温高压动态腐蚀评价来验证压力的影响，选取二氧化碳不同压力作为试验条件，对采出液在不同压力下评价腐蚀性。
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自发现 ＣＯ２ 腐蚀以来，便开始了对其腐蚀机理的 研究，并且随着科学技术的发展，其研究越来越深 入。虽然许多专家都对此提出了自已的观点，但是到
全面腐蚀控制
万里平等： 油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素 ２００３年第１７卷第２期
速度。在含 ＣＯ２ 介质中，钢表面腐蚀产物膜组成、结 构、形态及特征会受介质组成、Ｐｃｏ２、Ｔ、ｐＨ 值和钢 组成的影响。膜的稳定性和渗透性会影响钢的腐蚀特
性。视钢种、介质和环境状态参数的不同，膜组成为
ＣＯ ２（吸附） ＋ Ｈ ２Ｏ → Ｈ２ ＣＯ ３（吸附）
＋
Ｈ
Ｃ
Ｏ
３
－ （吸附）
Ｈ Ｃ Ｏ３－（吸附） ＋ Ｈ ３Ｏ＋ → Ｈ ２ＣＯ ３（吸附） ＋ Ｈ２Ｏ
支持后一机理的实验结果还表明：（１）不同金属
材料有不同的催化活性，因而腐蚀速率也不同；（２）在
一定的 ｐＨ 值范围内（ｐＨ 值为 ４～６），ｐＨ 值对阴极反
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ＣＯ２ 含量高达 １２％ 左右；大庆油田、吉林油田也都发 生过因 ＣＯ２ 腐蚀而造成设备严重腐蚀的情况。ＣＯ２ 腐 蚀也是一个世界性的问题，例如挪威的Ｅｋｏｆｉｓｋ油田、 德国北部地区的油气田、美国的一些油气田以及中东 油田等均存在 ＣＯ２ 腐蚀问题。挪威Ｅｋｏｆｉｓｋ 气田 １ 号 井，ＣＯ２ 分压高达 ０．６２ＭＰａ，水相 ｐＨ 值为 ６．０，温度 为９３℃，Ｆｅ２＋浓度为１２０ｍｇ／Ｌ，流速在６．４～７．９ｍ／ｓ，在 正常生产３０９ 天后，于井深１７４０ｍ处的油管便因腐蚀 而断裂，按此估计，其ＣＯ２ 腐蚀速度为１０．２ｍｍ／ａ。由 上诸多实例可以看出，无论在国内还是国外，ＣＯ２ 腐 蚀都已成为一个不容忽视的问题［１－３］。
３．２ ＣＯ２分压 ＣＯ２ 分压是衡量 ＣＯ２ 腐蚀的一个重要参数。通常 认为，当 ＣＯ２ 分压超过 ２０ＫＰａ 时，流体具有腐蚀性， 这是一条判别准则。在较低温度下（低于 ６０℃），由 于温度较低，没有完善的ＦｅＣＯ３ 保护膜，腐蚀速度随 ＣＯ２ 分压的增大而加大。在 １００℃左右，ＦｅＣＯ３ 膜的 保护不完全，出现坑蚀等局部腐蚀，其腐蚀速度也随 ＣＯ２ 分压的增大而加大。在１５０℃左右，致密的ＦｅＣＯ３ 保护膜形成，使腐蚀速度大为降低。１９７５ 年， Ｄｅ Ｗａａｒｄ 和Ｍｉｌｌｉａｍｓ提出了在无ＦｅＣＯ３保护膜下ＣＯ２对 炭钢的腐蚀速度计算公式［５］。该公式已在工业上广泛 应用，其形式如下： ｌｇＣＲ＝０．６７ｌｇ（Ｐｃｏ２）＋Ｃ 式中：ＣＲ 为腐蚀速度，ｍｍ／ａ；Ｐｃｏ２ 为 ＣＯ２ 分压， １０５Ｐａ；Ｃ 为温度影响校正常数。由上式可以看出：腐 蚀速度与 ＣＯ２ 分压的 ０．６７ 次幂成正比。 许多实验表明，在温度低于 ６０℃时，金属表面
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全面腐蚀控制
万里平等： 油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素 ２００３年第１７卷第２期
形成的 ＦｅＣＯ３ 膜呈泥状，比较松软，故低温仍不能充 分降低腐蚀速度，此时应用上式计算的腐蚀速度和实 际速度偏差不大。当介质温度超过６０℃时，保护膜变 得很硬并有很强的附着力，使钢的抗腐蚀性能得以改 善，此时必须对上述公式加以修正，才能使用。
关键词 ＣＯ２腐蚀 影响因素 腐蚀机理 油气田开发
Carbon Dioxide Corrosion and Its Influence Factors in Oil/Gas Field Exploitation
Ｗａｎ Ｌｉｐｉｎｇ Ｍｅｎｇ Ｙｉｎｇｆｅｎｇ Ｌｉａｎｇ Ｆａｓｈｕ
摘 要 综述了油气田开发中ＣＯ２腐蚀的严重性、腐蚀机理及影响因素。ＣＯ２腐蚀是一种典型的局部腐蚀，其腐蚀机 理主要是腐蚀产物（ＦｅＣＯ３） 或结垢产物（ＣａＣＯ３）在钢铁表面不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电耦。 影响 ＣＯ２ 腐蚀的因素较多，包括温度、ＣＯ２ 分压、流速 及流型、ｐＨ 值、腐蚀产物膜、ＣＬ－，Ｈ２Ｓ 和 Ｏ２ 含量等。在实际油气 田开发生产中，各种因素都可能同时出现，并相互影响，使 ＣＯ２ 腐蚀呈现错综复杂的局面，关于这方面的工作尚待进一步 的研究，
第 １７ 卷第 ２ 期 ２００３ 年 ４ 月
全 面 腐 蚀 控 制
TOTAL C ORROSION CONTROL
Ｖｏｌ．１７ Ｎｏ．２ Ａｐｒ． ２００３
油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素
万里平 孟英峰 梁发书 （西南石油学院 四川 南充 ６３７００１）
图２ 流速对腐蚀速度的影响
（２）金属表面有膜存在
在较高温度下，由于表面膜的形成对物质传递
起着屏障作用，因此腐蚀速度与流速关系不大。当表
面产物膜受化学溶解或机械力作用，部分或全部受到
破坏时，可以导致非常高的腐蚀速度，膜破坏的两种
机理都与流速和内部的传递过程有关。
３．４ ｐＨ 值
液体的 ｐ Ｈ 值是影响腐蚀的一个重要因素。当
目前为止，还没有谁能对 ＣＯ２ 腐蚀机理作出完全明确 的结论。普遍认为钢铁在 ＣＯ２ 水溶液中腐蚀基本过程 为：
腐蚀的阳极反应：Ｆｅ →Ｆｅ２＋＋２ｅ
腐蚀的阴极反应主要有以下两种观点。
①非催化的氢离子阴极还原反应：
Ｈ ３Ｏ＋＋ｅ → Ｈ（吸附）＋ Ｈ２Ｏ
②表面吸附 ＣＯ２ 的氢 离子催化还原反应：
ＣＯ２（溶液） → ＣＯ２（吸附）
３．３ 流速 由于高流速增大了腐蚀介质到金属表面的传质 速度，且高流速会阻碍保护膜的形成或破坏保护膜， 因而随流速增大，腐蚀速度增加。但在某些情况下， 高流速会降低腐蚀速度，因为高流速会除去金属表面 的炭化铁（Ｆｅ ３ Ｃ ） 膜。因此流速对腐蚀的影响比较复 杂，应视不同的流动状态分别予以研究。 （１） 表面无膜存在 流速对腐蚀的影响要视被输送的介质含水量的 多少来决定。如果介质中含水量较高，那么腐蚀速度 随着流速增加而增大，如图 ２ 所示，Ｎ－８０ 钢在 ８０℃ 的 ３％ 氯化钠溶液中随着流速提高，腐蚀速度增大。 其原因是由于流速增加，加快了物质和电荷的传递速 度，使得ＦｅＣＯ３ 膜很难形成；或是当流速提高到一定 程度时，对金属表面的冲蚀作用增强，即使ＦｅＣＯ３ 膜 暂时形成也会被逐渐溶解。如果介质中含水量降低， 当流速小于临界流速时，随着流速增加，腐蚀速度增 大；当流速达到临界速度时，腐蚀速度达到最大值； 当流速大于临界速度时，腐蚀速度与流速关系不大。 这是因为此时流速越低，管内壁的水膜越容易形成； 流速太高时，管内介质呈紊流状态，水以液滴形式分 布在介质中，腐蚀环境不易形成。
应速率没有显著影响。
实际上，ＣＯ２ 腐蚀是一种典型的局部腐蚀。腐蚀
产物（ＦｅＣＯ３）或结垢产物（ＣａＣＯ３）在钢铁表面不同的区 域覆盖度不同， 不同覆盖度的区域之间形成了具有很
强自催化特性的腐蚀电偶，ＣＯ２ 的局部腐蚀就是这种 腐蚀电偶作用的结果。这一机理很好地解释水化学的
作用和在现场一旦发生上述过程，局部腐蚀会突然变
系。
图１ 温度与腐蚀速度的关系
可见，在较低温度阶段，腐蚀速度随温度升高而 加大，在 １００℃左右腐蚀速度最大，超过 １００℃腐蚀 速度又下降。Ｉｋｅｄａ等人根据温度对腐蚀的影响将Ｆｅ 的 ＣＯ２ 腐蚀分三类［４］：（１）Ｔ＜６０℃时，腐蚀产物膜为 ＦｅＣＯ３，软而无附着力，金属表面光滑，均匀腐蚀； （２）１００℃附近，高的腐蚀速度和严重局部腐蚀，腐蚀 产物层为厚而松，粗结晶的ＦｅＣＯ３ ；（３）１５０℃以上，是 致密、附着力强的 ＦｅＣＯ３ 和 Ｆｅ３Ｏ４，腐蚀速度降低。 由此可见，温度是通过化学反应和腐蚀产物膜特性来 影响钢的腐蚀速度。因此，随着钢种和环境介质、状 态参数的变化，钢材腐蚀速度随温度的变化规律有差 异。
温度升高而加大，从而会加速腐蚀。ＦｅＣＯ３ 的溶解度
则随温度升高而降低，其沉淀速度增大时，有利于保
护膜的形成，因此造成了错综复杂的关系。通过室内
实验，对普通碳钢 Ｎ－８０ 在河南油田产出水中腐蚀速
度和温度关系作了系统研究，结果见图１。表示当ＣＯ２ 分压为０．１ＭＰａ及３．０ＭＰａ时温度和腐蚀速度之间的关
ＣＯ２ 分压固定时，增大 ｐＨ 值将降低 ＦｅＣＯ３ 的溶解度， 有利于生成 ＦｅＣＯ３ 保护膜。ｐＨ 值对腐蚀速度的影响 表现在两个方面：①ｐＨ值的增加改变了水的相平衡，
使保护膜更容易形成；② ｐＨ 值的增加改善了 ＦｅＣＯ３ 保护膜的特性，使其保护作用增加。
３．５ 腐蚀产物膜
腐蚀产物膜的种类和完整程度强烈地影响腐蚀
（Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ， Ｎａｎｃｈｏｎｇ Ｓｉｃｈｕａｎ， ６３７００１）
Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｒｅｖｉｅｗｓ ｔｈｅ ｓｅｖｅｒｉｔｙ， ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ａｎｄ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ ＣＯ２ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｎ ｏｉｌ／ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ， ＣＯ２ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｓ ａ ｔｙｐｉｃａｌ ｌｏｃａｌ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ， Ｔｈｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｐｒｏｄｕｃｔ （ＦｅＣＯ３） ｏｒ ｓｃａｌｅ （ＣａＣＯ３） ｄｅｐｏｓｉｔｓ ｏｎ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ａｒｅａｓ ｏｆ ｓｔｅｅｌ． Ｗｉｔｈ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｃｏｖｅｒａｇｅ， ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ａｒｅａｓ ｆｏｒｍ ｓｏｍｅ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｃｏｕｐｌｅｓ ｗｉｔｈ ｓｅｌｆ－ｃａｔａｌｙｔｉｃ ｆｅａｔｕｒｅ， Ｍａｎｙ ｆａｃｔｏｒｓ ａｆｆｅｃｔ ＣＯ２ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ， ＣＯ２ ｆｒａｃｔｉｏｎａｌ ｐｒｅｓｓｕｒｅ， ｆｌｏｗｉｎｇ ｖｅｌｏｃｉｔｙ， ｐＨ ｖａｌｕｅ， ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｐｒｏｄｕｃｔ ｆｉｌｍ， Ｃｌ－， ｃｏｎｔｅｎｔ ｏｆ Ｈ２Ｓ ａｎｄ Ｏ２． Ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｆａｃｔｏｒｓ ｍａｙ ｅｍｅｒｇｅ ｓｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓｌｙ， ａｎｄ ｉｍｐａｃｔ ｍｕｔｕａｌｌｙ ｉｎ ｒｅａｌｉｔｙ． Ｔｈｕｓ ＣＯ２ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｐｐｅａｒｓ ｃｏｍｐｌｅｘ ａｎｄ ｄｅｓｅｒｖｅｓ ｒｅｓｅａｒｃｈ．