井下管柱CO2腐蚀机理与防腐选材分析

浅析注水井管柱腐蚀原因注水井是石油和天然气开采过程中常用的一种技术手段，通过向油田中注入水来维持油井压力，促进原油的产出。

在注水井的运行过程中，管柱腐蚀问题一直是一个严重的挑战。

管柱腐蚀会导致井下设备的损坏，增加维护成本，甚至对井下环境和人员安全造成威胁。

对注水井管柱腐蚀原因进行深入分析，寻找有效的预防和控制措施是非常重要的。

管柱腐蚀主要是由多种因素综合作用导致的，下面将从水质、油气成分、流体动力学、温度等方面进行浅析。

首先是水质因素。

注水井使用的注水水质通常是地下水或者处理过的海水。

一些地下水中可能含有氯化物、硫酸盐等腐蚀性物质，这些物质在与管道中的金属物质接触后，会引起腐蚀反应。

处理过的海水中的氯离子含量较高，也会对金属管柱产生腐蚀影响。

管柱腐蚀的预防可以从控制水质入手，选择合适的水质，并加入适当的缓蚀剂，以减少水质对金属管柱的侵蚀。

其次是油气成分因素。

在注水井中，油气和水混合的流体在井下设备中长时间运行，油气中的一些成分可能会对金属管柱产生腐蚀作用。

硫化氢是一种常见的油气成分，它在水中会形成硫化氢酸，对金属材料具有很强的腐蚀性。

在注水井的设计和运行中，需要考虑油气成分对金属材料的腐蚀影响，选择耐腐蚀性能好的材料，或者加入相应的抗腐蚀剂来预防管柱腐蚀。

流体动力学也是管柱腐蚀的重要因素。

在注水井的运行中，流体通过管道运行的速度和压力变化会对金属管柱产生冲刷作用，加速金属表面的腐蚀。

尤其是在井口处，流速较快的地方，腐蚀风险更高。

在井下设备的设计和运行中，需要考虑流体动力学对金属材料的影响，尽量减少流体的冲刷作用，降低管柱腐蚀风险。

温度也是管柱腐蚀的重要因素。

注水井中地下水温度和地层温度常常较高，高温环境会加速金属材料的腐蚀速度。

在注水井的设计和运行中，需要选择耐高温的金属材料，或者对金属材料进行热处理，以提高其耐高温腐蚀性能。

注水井管柱腐蚀是由多种因素综合作用导致的，包括水质、油气成分、流体动力学、温度等因素。

第38卷第5期2022年5月管埋与维护清洗世界Cleaning World文章编号:1671-8909 （ 2022 ） 5-0196-003洗井过程中油管柱co 2电化学腐蚀机理及防护策略研究高伟（西安石油大学，陕西西安 710065 ）摘要：洗井是保障油井顺利开采的必要作业环节，但含CO?井在洗井过程中管柱面临着严重的腐蚀问题。

针对此问题本文首先建立了水溶液中CO?化学反应模型，其次通过电化学反应原理并引入边界层理论计算了管壁附近各离子含量，定量评价了 CO?腐蚀管柱的速率并明确了影响腐蚀速率的两大影响因素：pH值和温度。

研究表明：腐蚀速率随温度升高和pH 降低而加快，在低pH 值时腐蚀尤为严重。

为防止管柱腐蚀破坏应采取低温作业并适当添加pH 缓冲剂以维持较低的腐蚀速率。

关键词：CO?腐蚀；防腐策略；洗井；定量评价中图分类号：TE988.2 文献标识码：A0引言油田管道的腐蚀与油、水系统组分有关，CO 2腐蚀是常见的一种腐蚀方式，在含CO2井的洗井 过程中常引起管壁穿孔失效，带来巨额经济损失,并危害作业安全。

据统计约60%的油田管道失效与腐蚀有关，明确CO?腐蚀管道机理对保障生产 作业安全，保障经济效益至关重要。

为此，国内外学者开展了一系列研究。

Nesic 等基于电化学腐蚀原理建立了含CO?水溶液输送 管道腐蚀速率预测模型，并设计实验验证了数学模型的可靠性。

尹国耀等研究了输油管道中流体流速 对CO?腐蚀管线程度的影响，但未考虑温度、PH 等对腐蚀速率的影响，也未给出防腐措施。

赵学 芬等运用模糊层次分析法研究了影响输油管道CO 2 腐蚀程度的因素，为制定管道内防腐措施提供了依据。

张金石进一步从海底管道结垢、腐蚀的现象和 因素出发，提出了几种有效抑制管道腐蚀的方法。

张勇针对国内某油田CO?驱地面管线腐蚀问题进 行了研究，从抑制剂、管线材质、涂层等方面提岀了抑制CO?腐蚀的方法，并取得了良好的成效； 但我国油田目前仍存在大量钢制管线正在应用，更 换管线或者增加涂层不仅需要高昂的成本更严重影响了油田生产作业，难以实行；且以上研究多针对输油过程，输送的流体性质和流体流动规律与洗井 过程中流体性质和运动规律有较大差异，不具有代表性，难以直接应用。

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。

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。