油管防腐畢業(yè)論文

1、前 言 油管腐蝕現(xiàn)象是由于天然氣中含有H2S，CO2，水等成分，在特定的地層條件下形成腐蝕介質(zhì)，破壞油管的金屬結構，腐蝕介質(zhì)含量越大腐蝕性就越強。油管的腐蝕是不可避免的，在使用壽命期內(nèi)不可修復，我們研究的目的就在于如何延長油管的使用壽命以及防止事故發(fā)生。油管一旦發(fā)生的腐蝕，會改變管質(zhì)本身的材料力學性質(zhì)，嚴重的甚至導致油管斷落入井的腐蝕事故。因此，加深對井下油套管腐蝕狀況的認識，需要對油管腐蝕原因進行分析評價；找出主要的腐蝕因素，提出有效的防腐措施。本文通過對重慶氣礦等現(xiàn)場修井作業(yè)中油管取樣資料調(diào)研，從腐蝕產(chǎn)物的化學成分，腐蝕環(huán)境，腐蝕產(chǎn)物，腐蝕特點等方面進行綜合分析評價，指出了油氣井的主要腐蝕

2、因素和應采取的保護措施；油氣井防腐除選用除選用抗硫耐腐蝕材料外，最經(jīng)濟有效的措施是加注適宜的緩蝕劑，通過對幾種防腐材料和最新防腐技術的評價分析，為油氣井綜合防腐方案的制定提供技術支撐。1. 油管腐蝕的危害及腐蝕現(xiàn)象油管腐蝕現(xiàn)象普遍存在于各個油氣田中，油管在井下所處的環(huán)境復雜，要做好油管的防腐工作，就要從油管的腐蝕現(xiàn)象出發(fā)，以此為依據(jù)來分析油管腐蝕因素；進一步制定有針對性的氣井防腐對策，以指導氣井的防腐工作。針對重慶氣礦部分氣井，沙罐坪氣田石炭系氣藏以及磨溪氣田部分氣井的油管腐蝕現(xiàn)象，分析這些氣井油管的腐蝕因素，對制定防腐措施具有實際意義。1.1 油管腐蝕的危害在油氣田開發(fā)過程中，由于天然氣含有

3、酸性的非烴類氣體（如CO2，H2S等）以及油管所處的特殊地層環(huán)境，油管腐蝕現(xiàn)象普遍存在而且不可避免的。我國每年由于管道腐蝕，使石油、化工等行業(yè)在更換管道方面需要投入很大的資金，同時由于停工、停產(chǎn)等原因直接影響到生產(chǎn)的正常進行，造成巨大的經(jīng)濟損失。由中國腐蝕與防腐學會，中國石油學會和中國化工學會組成的聯(lián)合組織提供的調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，各行業(yè)由于腐蝕造成的損失平均占國民生產(chǎn)總值的3%，而石油與石化行業(yè)尤為嚴重，約占產(chǎn)值的6%左右。中國石油工業(yè)所耗的石油管材每年價值100億元左右，其中大部分就是因為腐蝕而報廢，造成了巨大的經(jīng)濟損失，增加了油氣田開發(fā)的成本。在試修井作業(yè)以及油氣生產(chǎn)作業(yè)常常會發(fā)現(xiàn)許多油管結垢

4、和腐蝕現(xiàn)象，它會造成油層被傷害，油田井筒管線阻流，設備損壞等，使油藏產(chǎn)能和注水能力降低或不能連續(xù)生產(chǎn)，造成油氣產(chǎn)量降低，嚴重的還會造成油井停產(chǎn)或過早報廢；也給試井、修井作業(yè)帶來許多困難。油氣管道遭受腐蝕后，有可能導致災難性的事故和環(huán)境破壞，1988年英國阿爾法平臺生產(chǎn)管線因腐蝕破壞而發(fā)生了爆炸，造成166人死亡，導致北海油田減產(chǎn)12%，同時給當?shù)氐乃Y源和生態(tài)環(huán)境造成嚴重的負面影響。正確評價各種腐蝕與破壞對油管強度、壽命以及安全性的影響，對于保障油氣管道的安全運行，避免經(jīng)濟損失和對生態(tài)環(huán)境的破壞具有非常重要的意義。1.2 重慶氣礦氣井腐蝕現(xiàn)狀 腐蝕現(xiàn)狀重慶氣礦在近幾年的修井作業(yè)中，相繼發(fā)現(xiàn)了不

5、少主力氣田，作業(yè)中起出的井下油管被腐蝕破壞，有的是輕微的失重腐蝕，有的是局部較嚴重腐蝕，而最為嚴重的是管壁腐蝕減薄，局部被嚴重破壞致使油管串斷落入井。為了全面了解油管在井下的腐蝕狀況,在取腐蝕油管樣品的同時,有條件的氣井,取了腐蝕產(chǎn)物樣品和氣田水水樣。在腐蝕油管取樣中,將油管腐蝕嚴重的井段作為重點取樣部位,同時考慮不同管材的取樣，并對油管樣品腐蝕情況檢測。對鐵山12井位于井下850.52m-1146.8m的21/2外加厚油管樣品進行檢測，發(fā)現(xiàn)油管腐蝕嚴重井段集中在800米至1100米，油管內(nèi)壁輕微銹蝕，外壁腐蝕比較嚴重。油管外壁腐蝕呈凹臺、膿瘡、園坑、槽狀和片狀脫落(見圖1.1)。管體在862

6、.1米處斷落，斷口周圍有長約110mm，寬60mm，坑深達3.0-4.5mm的密集坑槽帶（見圖1.2）。圖1.1 鐵山12井油管腐蝕情況 圖1.2 鐵山12井斷裂油管腐蝕情況對天東67井位于井下4128.81m-4130.75m的21/2外加厚油管樣品進行檢測，發(fā)現(xiàn)油管腐蝕輕微，從表面看，基本未見腐蝕點，經(jīng)酸洗后觀察，油管內(nèi)壁有點腐蝕，外壁無腐蝕。對龍會2井位于井下4301.18m-4310.79m的21/2外加厚油管樣品進行檢測，油管基本完好，未發(fā)現(xiàn)腐蝕。對臥93井位于井下956.67m-1843.02m的21/2油管樣品進行檢測, 發(fā)現(xiàn)腐蝕嚴重井段集中在1600米至1850米的油管外壁。油

7、管本體外壁局部腐蝕較嚴重，有一些大面積的腐蝕坑洼，最大坑為260mm×140mm×2.2mm；接箍外壁表面密布蝕坑、蝕槽，最大坑深2mm，接箍邊緣最薄處僅1.2mm(見上圖1.3)。 圖1.3 臥93井油管接箍腐蝕情況對罐3井位于井下574.49m-1263.90m的21/2油管樣品進行檢測，發(fā)現(xiàn)腐蝕嚴重井段集中在500米至1300米的油管外壁。油管本體為局部腐蝕，腐蝕形式主要為點孔腐蝕和大面積的潰瘍狀腐蝕減薄，斷落油管外壁布有很多潰瘍狀腐蝕坑洼(見圖1.4)；接箍腐蝕較嚴重(見圖1.5)，接箍端部腐蝕嚴重,有一半圓周腐蝕呈刀刃狀，邊緣有腐蝕穿透并脫落。 圖1.4 罐3井斷

8、裂油管腐蝕情況 圖1.5 罐3井油管腐蝕情況對成18井位于井下534.80m-535.10m的3油管樣品進行檢測，未見明顯腐蝕；對位于井下1895.29m-3421.42m的21/2油管樣品進行檢測，發(fā)現(xiàn)腐蝕嚴重井段在1890米至井底的油管外壁，油管管體外壁腐蝕破壞形式主要為斑點腐蝕、潰瘍狀腐蝕、點腐蝕和表面較嚴重的均勻腐蝕，接箍腐蝕形式主要為潰瘍狀腐蝕和點腐蝕(見圖1.6) 。圖1.6 成18井油管腐蝕形貌對成32井位于井下955.62m-3991.01m的2油管樣品進行檢測，發(fā)現(xiàn)該井腐蝕嚴重井段在3400米以下，越往下越嚴重，腐蝕形式主要為孔洞狀、不均勻的潰瘍狀腐蝕減薄。油管表面有相連和不

9、相連的孔洞，布滿了可以成片脫落的浮銹，人工可以輕輕折斷(見圖1.7)； 斷落油管內(nèi)壁堆積了大量的結成硬塊的硫化鐵腐蝕產(chǎn)物(見圖1.8)。 圖1.7 成32井斷落油管腐蝕情況 圖1.8 成32井油管內(nèi)壁腐蝕形貌對池28井位于井下306m336m的21/2油管樣品進行檢測, 發(fā)現(xiàn)該井腐蝕嚴重井段在300米左右, 腐蝕形式主要坑洼狀腐蝕(見圖1.9)。本體基本平整，無明顯腐蝕。節(jié)箍部分局部腐蝕嚴重，三分之一側表面平整，未見明顯腐蝕，其余部分有大小不一面積較小的腐蝕坑，最深處3.8mm。圖1.9 池28井油管外壁腐蝕形貌 備注：圖自 試修作業(yè)井取樣油管腐蝕原因分析及評價，黎洪珍。 油管腐蝕特點 從油管

10、腐蝕檢測情況看，油管腐蝕的主要特點： （1）大部分油管外壁比內(nèi)壁腐蝕嚴重； （2）除天東67井、成18井和成32井腐蝕井段在井中下部外，其余井的腐蝕井段在500-1800米之間； （3）緩蝕劑加注及時及加注制度合理的氣井，如天東67井和龍會2井，取出的油管基本未見腐蝕； （4）大部分油管腐蝕形式為點孔腐蝕和潰瘍狀腐蝕。 油管腐蝕原因分析 從油管腐蝕樣品檢測可知,油管腐蝕程度不同, 其腐蝕原因如下：（1）油管材質(zhì)的影響 從各井油管管材取樣作化學成分分析, 結果見表1.1。表1.1 部分化學元素成分分析表化學成分(%)CSiMnPSCrMo鐵山12井0.260.231.180.0210.0060.

11、160.02天東67井0.220.240.660.0170.0021.020.23臥93井0.250.261.010.0140.0040.460.10龍會2井0.310.121.280.0120.0040.060.13罐3井0.300.101.290.0110.0040.050.13成32井0.340.280.470.0160.0060.940.47成18井0.230.251.370.0080.0020.020.03池24井0.220.250.520.0060.0020.970.29備注：自 試修作業(yè)井取樣油管腐蝕原因分析及評價，黎洪珍。從表1.1可以看出, 天東67井、成32井的油管材質(zhì)中增

12、加了鉻和鉬含量, 使油管的耐點蝕性能增強, 因而天東67井、成32井的油管上部腐蝕較輕，鐵山12井、罐3井油管材質(zhì)中鉻和鉬含量低，因而油管腐蝕斷裂，這是因為鉻含量增加, 會增加鈍化膜的穩(wěn)定性, 鉬含量增加, 會減少Cl-的破壞作用。（2）腐蝕環(huán)境影響 重慶氣礦所屬的大多數(shù)氣井所處的井下環(huán)境十分惡劣，氣井壓力高,腐蝕性介質(zhì)多，含量高，使井下的油、套管發(fā)生嚴重的電化學腐蝕破壞。油管腐蝕是多種因素共同作用的結果，通過H2S 和CO2的分壓計算來確定以哪種因素為主，原則如下：當P H2S /P CO2大于或等于0.25時,以H2S腐蝕為主；當P H2S /P CO2小于0.25時, 以CO2腐蝕為主。

13、其腐蝕環(huán)境及主要腐蝕因素見表1.2：表1.2 取樣氣井腐蝕環(huán)境及主要腐蝕因素表井號產(chǎn)層井深H2S%CO2%CL-mg/l井口壓力MPaPH2SMPaPCO2MPaPH2S/PCO2主要腐蝕因素臥93P1m33660.982.9922767.720.0760.5960.328H2S、CO2 龍會2T1f44471.283.04620029.260.3750.8900.421H2S、CO2鐵山12C2hl39681.060.90504819.200.20350.17281.178H2S、CO2天東67C2hl46280.061.72785224.10.0150.010.035CO2、H2S、CI-

14、罐3C2hl46430.671.63816325.000.16750.40750.411H2S、CO2、CI-成18C2hl39290.252.7842.600.00650.07230.089CO2、H2S、CI-成32C2hl40140.332.876172.740.0090.07860.115CO2、H2S、CI-池28T1j11928.681.130.01190.21470.0019113H2S備注：自 試修作業(yè)井取樣油管腐蝕原因分析及評價，黎洪珍。從表1.2可以看出，影響氣井腐蝕的主要因素是H2S、CO2、Cl-以及這三種因素的共同作用產(chǎn)生的結果。（1）H2S H2S的腐蝕產(chǎn)物以Fe9

15、S8為主, 在環(huán)形空間，油管外壁的腐蝕產(chǎn)物Fe9S8附著在管壁與油管外壁形成腐蝕電池，此時Fe9S8是陰極，油管外壁是陽極；同時，F(xiàn)e9S8膜不能阻止鐵離子通過，因而腐蝕進一步加劇。（2）CO2 CO2在無水的環(huán)境中是不會發(fā)生腐蝕的，而在有水的環(huán)境中，CO2極易溶于水形成碳酸，降低了PH值，增加酸度，使油管發(fā)生電化學腐蝕，腐蝕產(chǎn)物為FeCO3；CO2的腐蝕速度是隨溫度的升高而增加，氣井上部的溫度較低, 油管受CO2的影響不大，氣下部的溫度要高些,油管受CO2的腐蝕嚴重。（3）Cl- Cl-使油管腐蝕成點孔狀,在Cl-離子擊穿的地方就成為陽極，未被擊穿的地方就成為陰極，這樣一來就形成腐蝕電池；由

16、于陽極面積比陰極面積小得多，陽極電流密度很大，因此, 油管外壁很快腐蝕成小孔。1.3 磨溪氣田氣井腐蝕及原因分析 腐蝕現(xiàn)狀 磨溪氣田的天然氣中，H2S含量為1.66%2.35%,CO2含量為0.36%0.89%,少量地層水含有H2S、CO2、Cl- ,其礦化度為69630222820mg/L。該氣田自1994 年3月正式投入開發(fā)后,氣田地下管串及地面集輸系統(tǒng)受到嚴重腐蝕,導致油管斷裂,油嘴、針閥被刺,水套爐、輸氣支線經(jīng)常堵塞,集氣干線超壓,清管頻繁,嚴重危及氣田安全生產(chǎn)。研究發(fā)現(xiàn),腐蝕以電化學腐蝕和H2S腐蝕為主,兼有CO2、硫酸鹽還原菌SRB等腐蝕。磨溪氣田的腐蝕情況可歸納為： （1）腐蝕物

17、結垢于油管內(nèi)壁，增加了氣流在油管內(nèi)的流動阻力，同時阻礙液體的帶出，造成井下積水，從而導致油壓低于套壓，氣、水產(chǎn)量逐漸降低，如磨90、18井等。 （2）井底射孔段的井筒被腐蝕物沉淀、埋沒，造成生產(chǎn)時油、套壓及產(chǎn)氣量均下降，如磨53、14井等。 （3）油管被腐蝕穿孔或斷裂，表現(xiàn)為在氣量不變的情況下生產(chǎn)時油、套壓一致，如磨20、54、85、96、132、137井等。 （4）套管被腐蝕造成生產(chǎn)流動壓力大大高于地層原始壓力，如磨20、133井等。 （5）腐蝕物結垢于油管內(nèi)壁，測壓受阻，該類井占66口生產(chǎn)井的68%。井下管串腐蝕情況見表1.3 。表1.3 井下管串腐蝕現(xiàn)狀井號生產(chǎn)狀況腐蝕現(xiàn)狀氣（104m3

18、/d)水(m3/ d)磨651. 6 降至1. 4少從篩管處斷落,下部堵死磨703. 0 降至0. 4少080 m處穿孔,以下堵死磨532. 4 降至0. 2少沖出大量黑色固體及水泥塊磨632. 5 降至1. 41. 02630m處穿孔,以下堵死磨712. 9 降至1. 92. 02560m以下穿孔磨563. 8 降至2. 3油管結垢嚴重磨611. 8 降至1. 52. 02580m以下穿孔磨641. 8 降至1. 0少675m處穿孔1000m處嚴重腐蝕磨591. 9 降至1. 3少1450m處穿孔,以下堵死磨551. 8 降至1. 52620m以下穿孔,結垢嚴重磨602. 7 降至1. 33

19、. 0待側鉆磨842. 1 降至1. 510. 0待側鉆磨993. 1 降至08. 0下部油管堵死磨1011. 0 降至0. 110. 0油管腐蝕嚴重 備注：自 磨溪氣田腐蝕及防腐，楊小平等。 腐蝕原因初探通過對磨溪氣田腐蝕狀況調(diào)查及解剖分析，認為其腐蝕形態(tài)主要以電化學腐蝕、酸性氣體（H2S、CO2)化學腐蝕為主，兼有產(chǎn)出水中礦化物影響、硫酸鹽還原菌(SRB)腐蝕等因素，為一典型的酸性油氣田綜合性腐蝕。（1）電化學腐蝕 金屬與電解質(zhì)溶液接觸時，由于金屬表面的不均勻性或者由于與金屬不同部位接觸的電解液的種類、濃度、溫度、流速等的差別，從而在金屬表面形成許多腐蝕微電池和宏觀電池。金屬電化學腐蝕實質(zhì)

20、上是局部腐蝕，這與磨溪氣田井下腐蝕主要表現(xiàn)在2000m以下氣液界面處是一致的。（2）H2S腐蝕 H2S是弱酸在水溶液中離解為HS-、S2-吸附在金屬的表面，形成加速電化學腐蝕的吸附復合物離子Fe(HS)-。生成物硫化鐵加劇電化學腐蝕。磨溪氣田H2S 濃度較高,其生成的硫化鐵膜呈黑色疏松分層狀或粉末，其主要成分為Fe9S8，該膜不但不能阻止鐵離子通過，反而與鋼鐵形成宏觀電池。硫化鐵為陰極,碳鋼為陽極，因而加速金屬腐蝕。這樣造成磨溪氣田集氣站分離出了大量的硫化鐵，井下油、套管被大量硫化鐵堵塞及井下油、套管表面呈現(xiàn)很深局部潰瘍腐蝕。（3）CO2 腐蝕 CO2對碳鋼的腐蝕是一不可低估的因素。腐蝕產(chǎn)物為

21、FeCO3和Fe(OH)2，后者可與HCO3-作用生成FeCO3。腐蝕開始時,金屬表面早已形成的結合力強的Fe(HCO3)2膜發(fā)生變化： Fe(HCO3)2+Fe2FeCO3+H2，從而形成結合力較差、微孔的保護性較差的FeCO3膜，因而引發(fā)碳鋼的腐蝕(主要是點蝕)。即碳鋼在飽和 CO2的鹽溶液中和較寬的pH值范圍內(nèi)雖可在金屬表面形成一層牢固的Fe (HCO3)2膜，該膜對碳鋼有一定的保護作用,但隨著時間的延長，F(xiàn)e (HCO3)2會逐漸轉化成與金屬表面結合力較差的FeCO3而失去保護作用。鋼鐵表面覆蓋不同腐蝕產(chǎn)物的區(qū)域以及不同腐蝕產(chǎn)物的接界區(qū)都可能由于電偶差而導致局部腐蝕。（4）硫酸鹽還原菌

22、SRB腐蝕 硫酸鹽還原菌SRB是主要的腐蝕微生物，其特點是點蝕。中國科學院金屬研究所專家認為，磨溪氣田電化學腐蝕不會那么快，可能還有微生物腐蝕。經(jīng)取樣送中科院微生物研究所分析表明確有細菌尸體存在。研究表明：SRB在37左右最適宜生長繁殖,溫度-1550時生長較快，隨著溫度升高,SRB生長減慢,菌量減少，且在8090也能存活。SRB對碳鋼的腐蝕作用與溫度、Fe2+濃度和形成的腐蝕產(chǎn)物硫化鐵的結構有關。1.4 沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串腐蝕分析 油管腐蝕狀況在對沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串分析中發(fā)現(xiàn)，絕大部分氣井管串下深位置及結構不合理，且修井作業(yè)發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)管串腐蝕嚴重，影響氣井后期帶液生產(chǎn)和修井

23、作業(yè)。根據(jù)沙罐坪氣田石炭系氣藏氣井的井下環(huán)境及取樣油管的腐蝕分析可以判斷，沙罐坪氣井油管腐蝕己比較嚴重。(1)被更換油管的腐蝕狀況沙罐坪氣2002年開始對試修作業(yè)井更換的油管進行取樣分析，到目前為止已對罐2、3、7井的腐蝕油管取樣，從腐蝕情況知，腐蝕井段在油管中上部，腐蝕形式主要是點孔腐蝕等，且外壁腐蝕嚴重，內(nèi)壁未見明顯腐蝕。油管腐蝕狀況見圖10、11 。圖1.10 罐3井油管腐蝕斷裂圖 圖1.11 罐3井節(jié)箍腐蝕狀況 備注：自 沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串適應性分析，黎洪珍 龐宇來等。(2)未換油管的氣井油管腐蝕狀況分析根據(jù)罐2、3、7井取樣油管的腐蝕分析知，3口井腐蝕嚴重。根據(jù)流體性質(zhì)、井

24、下環(huán)境、換油管前的生產(chǎn)歷程等對比分析，推測相似條件下各氣井油管的腐蝕情況見表1.4。表1.4 未更換油管腐蝕狀況分析井號完井時間投產(chǎn)時間有無酸化H2Sg/m3CO2g/m3腐蝕狀況10有9.26924.019未穿孔，但油管整體可能腐蝕嚴重11有7.41526.748未穿孔，但油管上部可能腐蝕嚴重19有6.27726.475未穿孔，但油管上部可能腐蝕嚴重20有5.47822.927未穿孔，但油管上部可能腐蝕嚴重21有4.42829.205未穿孔，可能油管腐蝕較重25有4.55124.019未穿孔，油管中下部可能腐蝕26有5.62433.736未穿孔，可能腐蝕嚴重28有6.38127.294未穿孔

25、，油管上部可能腐蝕嚴重29有6.62432.283未穿孔，可能腐蝕嚴重3187.12無6.61627.155未穿孔，可能腐蝕嚴重備注：根據(jù)罐2、3、7井油管腐蝕斷落原因分析及腐蝕評價報告及重慶氣礦氣井緩蝕劑保護技術方案和經(jīng)驗分析油管腐蝕狀況。 腐蝕因素氣井H2S含量4.4289.269g/m3之間，CO2含量22.75433.736g/m3之間，且大多數(shù)井產(chǎn)凝析水，部分井Cl-含量較高，整個氣藏氣田水水型基本以NaHCO3和CaCl2為主，礦化度較低。氣、水分析見表3。通過分壓計算知，罐2、3、7、10、11、19、20、28井主要腐蝕因素為H2S、CO2，罐21、25、26井以CO2、H2S

26、腐蝕為主，罐29、31井以H2S、CO2、Cl腐蝕為主。見表1.5。表1.5 氣井主要腐蝕因素表井號井口壓力(MPa)PH2S(MPa)PCO2(MPa)PH2S/ PCO2主要腐蝕因素罐2井8.730.0520.1080.481H2S、CO2、罐3井7.140.0320.1140.281H2S、CO2罐7井13.440.0480.1610.298H2S、CO2罐10井7.170.0470.0930.505H2S、CO2罐11井8.000.0420.1160.362H2S、CO2罐19井6.890.0300.0990.303H2S、CO2罐20井8.620.0330.1070.308H2S、C

27、O2罐21井10.540.0330.1680.196CO2 、H2S罐25井8.560.02740.11130.246CO2 、H2S罐26井190.07410.3480.213CO2 、H2S罐28井8.840.03890.1310.297H2S、CO2罐29井15.90.0730.2780.263H2S、CO2 、Cl罐31井300.1380.4410.313H2S、CO2、Cl 備注：自 沙罐坪氣田石炭系氣藏生產(chǎn)管串適應性分析，黎洪珍 龐宇來等。2. 油管腐蝕機理研究大多數(shù)氣井所處的井下環(huán)境十分惡劣, 氣井壓力高, 腐蝕性介質(zhì)多，含量高，使井下的油、套管發(fā)生嚴重的腐蝕破壞。通過前文對氣井

28、油管腐蝕因素的大致探討，概括起來，氣井油管腐蝕主要因素包括：CO2，H2S，電化學，微生物以及油管材料等。為了更加詳細的了解它們對油管腐蝕的機理和影響因素，分別對它們進行分析。2.1 CO2 在油氣生產(chǎn)系統(tǒng)的溫度下，干CO2本身不具有腐蝕性，但是其溶于水后，在相同的pH值條件下它對鋼鐵的腐蝕比鹽酸還嚴重。通過水，它可以在鋼和與鋼接觸的水之間產(chǎn)生電化學反應。CO2腐蝕是一個全球性的問題，它所引起的重大事故舉不勝舉，經(jīng)濟損失十分嚴重，同時也造成了一定的環(huán)境污染。 CO2的腐蝕機理鋼鐵在CO2水溶液中的腐蝕，其基本過程為：當氣相CO2遇水時，一定數(shù)量的CO2將溶解于水形成具有一定CO2：濃度的溶液，

29、CO2在水中的溶解量主要取決于溫度。溶液中的CO2 濃度和CO2分壓成一定比例，即：CO2=H* Pco2。溶解在水中的CO2，和水反應生成碳酸： CO2+H2O =H2CO3溶液中的CO2和Fe的反應促使了Fe的腐蝕： Fe+H2CO3FeCO3+H2但是溶液中的HCO3-絕大部分是以H+和HCO3-在的，因此，反應生成物中的大多數(shù)物質(zhì)不是FeCO3而是Fe(HCO3)2。Fe(HCO3)2在高溫下不穩(wěn)定并分解為 ： Fe(HCO3)2 FeCO3+H2O+CO2 實際上，CO2腐蝕是一種典型的局部腐蝕腐蝕產(chǎn)物碳酸鹽 (FeCO3、CaCO3)或不同的生成膜在鋼鐵表面不同區(qū)域的覆蓋程度不同。

30、而且不同覆蓋度的區(qū)域之問形成了自催化作用很強的腐蝕電偶。CO2 的局部腐蝕就是這種腐蝕電偶作用的結果。這一機理也很好地解釋了水化學作用和在現(xiàn)場一旦發(fā)生上述過程時。局部腐蝕會突然變得非常嚴重等現(xiàn)象。 CO2的腐蝕的影響因素和腐蝕特性 在產(chǎn)生CO2腐蝕時，金屬破壞的基本特征是局部腐蝕，但均勻腐蝕現(xiàn)象也時有發(fā)生。CO2：腐蝕低碳鋼的過程是一種錯綜復雜的電化學過程。在無S等條件下，影響鋼的CO2：腐蝕特性因素很多，主要是CO2分壓(Pc )、溫度(T)、流速(v )、介質(zhì)組成、管材的性質(zhì)和管材所承受的載荷等，并因此導致鋼的多種腐蝕破壞，高的腐蝕速率，嚴重的局部腐蝕、穿孔，有的甚至發(fā)生應力腐蝕開裂 (S

31、SC)等。（1）溫度 溫度對CO2腐蝕的影響十分重要復雜。Fe2+的溶解速度隨溫度升高而加大，F(xiàn)eCO3的溶解速度則隨溫度升高而降低，前者加劇了腐蝕，后者有利于保護膜的形成，造成了錯綜復雜的關系。較低溫度階段，腐蝕速度隨溫度升高而加大；在100左右腐蝕速度最大，超過100腐蝕速度又下降。國外研究者對于不同溫度下的CO2腐蝕選擇了三種情況來探討：1）在較低溫度時，腐蝕產(chǎn)物FeCO3難以在有效的保護膜；2）在100左右，此時FeCO3保護膜出現(xiàn)粗大的結晶并繼續(xù)增大和剝裂，有產(chǎn)生坑蝕到局部腐蝕；3）在150左右，F(xiàn)e2+初始的溶解速度加大在鋼鐵表面的濃度加大，而FeCO3的溶解速度降低，很快形成薄而

32、致密的保護膜。這種保護膜大約鋼鐵接觸到腐蝕介質(zhì)的最初二十小時左右形成，此后就具有保護作用。不同的金屬材料在相同條件下則表現(xiàn)出不同的腐蝕速度。（2）分壓。 溫度較低，沒有完善的膜保護，腐蝕速度隨CO2分壓的增加而加大。在100左右，膜的保護不完全，出現(xiàn)坑蝕到局部腐蝕，其腐蝕速度也隨CO2分壓的增加而加大，在150左右，致密的保護膜形成，腐蝕速度大大降低；在100以下，碳鋼和低合金鋼的腐蝕速度隨CO2的分壓的增加呈指數(shù)增加。PCO2在0.1MPa以下時腐蝕速率超過0.2mm/a,13Cr鋼的腐蝕速率遠小于碳鋼和低合金鋼，在150以下不受CO2分壓的影響。3）流速實際經(jīng)驗和實驗室研究表明，流速對鋼的

33、腐蝕有較大的影響。腐蝕速率隨流速增加有驚人的增大，并導致嚴重的局部腐蝕。實際上，流動的氣體或液體將對設備內(nèi)壁構成強烈的沖刷，除了使設備承受一定的沖刷力、促進腐蝕反應的物質(zhì)交換外，還將抑制致密保護膜的形成，影響緩蝕劑作用的發(fā)揮，尤其是在材料內(nèi)壁已不光滑的條件下，局部的流速可能遠遠高于整體流速，而且還可能出現(xiàn)紊流，因此必然會對腐蝕速率有一定的影響。近來的研究表明，流速的提高并不都帶來負面效應。它對腐蝕速率的影響和碳鋼的鋼級有關。通過對C90、2Cr、L80等鋼的研究發(fā)現(xiàn)，C90和2Cr鋼的試驗中均發(fā)現(xiàn)有一個取決于鋼級和腐蝕產(chǎn)物性質(zhì)的臨界流速，高于此流速，腐蝕速率不再變化,對于L80鋼的研究則發(fā)現(xiàn)，

34、流速對腐蝕速率的影響和上述鋼不同，隨流速提高，點蝕速率降低。這和腐蝕產(chǎn)物 Fe3C和Fe3O4的出現(xiàn)有關。高流速影響Fe2+溶解動力學和FeCO3的形核，形成一個雖然薄但更具保護性的薄膜，因而，提高流速反而使腐蝕速率降低了。（3）合金元素的影響以前的研究者都認為，當溫度較低時，隨Cr含量的增加，腐蝕速度隨之降低。但是最近的研究結果表明，Cr含量對腐蝕速率的影響絕非如此簡單，不同Cr含量在不同溫度存在一個最大的應力腐蝕速率，而且此溫度隨Cr含量的升高向高溫方向移動，與此同時，不含Cr鋼和含Cr量至5的鋼種，在200時，其腐蝕速率出現(xiàn)最小值，Ikeda同時認為，一定含量的Cr可以降低CO2的腐蝕速

35、率，但是在某些特定環(huán)境下和材料共同作用下，CO2的腐蝕抗力將降低。值得注意的是，當Cr含量較高時，局部腐蝕的傾向?qū)㈦S之加大。2.2 H2S H2S腐蝕機理 H 2S是弱酸 ,在水溶液中按下式離解: (1) 溶液中 S 與 Fe 發(fā)生以下化學反應: (2) FexSy為各種結構硫化鐵的通式。隨著式(2) 反應的進行 ,溶液中H2S含量及pH 值隨之變化 ,對腐蝕過程帶來以下影響： （1） 根據(jù)反應式（1）H2S離解的產(chǎn)物HS-、S2-吸附在金屬的表面，形成加速電化學腐蝕的吸附復合物離子Fe (HS)-。吸附的HS-、S2-使金屬電位移向負值，促使陰極放氫加速。同時，又使鐵原子間鍵的強度減弱，使鐵

36、更容易進入溶液，加速了陽極反應。 （2）生成物硫化鐵加劇電化學腐蝕。從電子顯微鏡中得知，H2S濃度較低時，能生成致密的硫化鐵膜主要由硫化鐵、二硫化鐵組成，該膜能阻止鐵離子通過，可顯著降低金屬的腐蝕速度，甚至使金屬接近鈍化狀態(tài)。但是H2S濃度如果較高，其生成的硫化鐵膜呈黑色疏松分層狀或粉末，其主要成分為Fe9S8，該膜不但不能阻止鐵離子通過，反而與鋼鐵形成宏觀電池。硫化鐵為陰極,碳鋼為陽極，因而加速金屬腐蝕。這樣造成磨溪氣田集氣站分離出了大量的硫化鐵，井下油、套管被大量硫化鐵堵塞及井下油、套管表面呈現(xiàn)很深局部潰瘍腐蝕。2.2.2 H2S的腐蝕類型（1）電化學失重腐蝕 電化學失重腐蝕也叫硫化應力開裂(SSCC)腐蝕。在濕狀態(tài)下,H2S、CO2 的分壓會產(chǎn)生電化學腐蝕,而且這種腐蝕作用會隨分壓值的升高而劇。劇烈的電化學失重腐蝕會導致承壓管道和設備的壁厚迅速減薄,而且大量的腐蝕產(chǎn)物的生成和積聚還會給管路和設中的流通及自控儀表的正常工作帶來困難。硫化應力開裂(SSCC)容易發(fā)生在焊接縫或熱影響區(qū)中的高硬度值的部位。它與鋼材的化學成分、力學性能、顯微組織、外加應力與殘余應力之和以及焊接工藝等都有密切聯(lián)系。（2）氫誘發(fā)裂紋(HIC) 當電化學產(chǎn)生的氫滲透到鋼材內(nèi)部組織比較疏松的夾雜物(包括硫化物