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【摘要】摘要：腐蚀是油气田开发过程中一个重要的破坏因素，CO2腐蚀是其中一种重要的腐蚀，也是困扰油气田开发的一个极为突出的问题。本文阐述了CO2腐蚀的机理、特征以及CO2腐蚀的影响因素。CO2腐蚀的过程十分复杂，结合某区块气井开发过程中遇到的腐蚀现象，总结其形成腐蚀的重要因素，分析气井防腐效果，摸索防止CO2腐蚀的规律。
【关键词】CO2腐蚀 产物形貌 影响因素 冲蚀
1 CO2腐蚀特征及机理
CO2对碳钢的腐蚀属于管道内腐蚀。主要包括三类腐蚀即均匀腐蚀、局部腐蚀、冲刷腐蚀。其主要的腐蚀产物主要是FeCO3和
Fe3O4。
（1）均匀腐蚀：在一定条件下，天然气中的水凝结在管道表面形成水膜，CO2极易附着在管面，使金属发生去氢极化腐蚀。
（2）冲刷腐蚀：管道钢材受天然气流的冲刷腐蚀也比较严重。气流冲击带走金属表面的腐蚀产物，腐蚀加速。
（3）局部腐蚀：管道在气相和液相环境中都可能发生局部腐蚀，典型的特征是呈现局部的坑蚀台面状。
腐蚀机理为：
在CO2腐蚀反应中，阴极反应有两种：H++e→H（式1）
H2CO3+e-→H+HCO-3（式2）
阳极反应为：
Fe+OH-→FeOH+e- （式3）FeOH→FeOH++e-（式4）FeOH+→Fe2++OH-（式5）总反应为：
Fe（OH）2+H2CO3→FeCO3+2H2O （式6）或：
Fe（OH）2+HCO3-→FeCO3+2H2O（式7）
2 CO2腐蚀影响因素2.1 PH的影响
增大PH将降低Fe3O4的溶解度，有利于形成FeCO3保护膜。PH增大降低H+的含量，减小腐蚀速率。2.2 CO2分压
CO2分压是影响腐蚀的一个重要因素，在油气工业中常根据CO2分压来判断腐蚀性：分压大于0.21MPa时将对设备产生严重腐蚀；分压小于0.021MPa时，腐蚀性不严重； 分压介于0.021～0.21MPa时腐蚀性中等。
2.3 流速的影响
流动的气体或液体对设备、管道内壁形成强烈的冲刷，增加腐蚀速率，影响缓蚀剂作用的发挥，尤其是在设备、管道内壁不光滑的条件下，流体发生紊流，局部的流速可能远远高于系统的流体流速，破坏已经形成的保护膜。
2.4 温度上的影响
温度对腐蚀速率的影响很大，主要是影响保护膜的形成，研究表明在60℃附近，保护膜（FeCO3）溶解度与温度成反比，60℃-110℃区间形成FeCO3保护膜，此温度区间局部腐蚀严重，温度在110℃附近时均匀腐蚀速度高，局部腐蚀严重（深孔），腐蚀产物疏松，>150℃时形成致密的腐蚀产物，腐蚀速率较低。
2.5 天然气水含量与成分的影响
腐蚀是在溶于水后形成的，因此水的含量也是腐蚀的一个影响因素，水中CL-存在催化腐蚀速度，破坏保护膜的形成，Ca2+、Mg2+和HCO3-可以使保护膜钝化，降低腐蚀速率。
3 X区块气井腐蚀现状及对策分析3.1 腐蚀现状
X区块共投产气井12口，气井CO2分压大于0.21MPa，天然气不含H2S等其它酸性气体，由此可见CO2是引起气田气井腐蚀的主要因素。该区块气井工艺腐蚀主要分为井下管柱和地面腐蚀两类：
井下管柱腐蚀情况：12口气井中有2口气井管柱断脱，其中X2井油管在第46根处断脱，X3井在第60根处断脱，第75根、203根处断脱，X5井在第26、27根油管处有腐蚀漏点。
地面工艺管线腐蚀情况：气井投产以来2口井一节后弯头，4口井测温套处发生穿孔现象。3口井锅炉盘管穿孔。
3.2 腐蚀影响因素分析
井下管柱腐蚀影响因素分析：结合测试资料该深度对应的气井温度为55-70℃、101-110℃，基本与温度对腐蚀速率的影响吻合。在腐蚀影响因素中CO2含量、温度是井下管柱的主要腐蚀因素。管柱中天然气中的水以多种状态存在，腐蚀速率最大（1-20mm/年）。
地面工艺管线腐蚀情况影响因素分析：
天然气在工艺管线中程稳定的层流状态，在变径、弯头或测温套处流速与流态发生变化。在管线弯头、测温套等处，气流由近视平稳状态突变为紊流，甚至涡流。气流的剪切力破坏了腐蚀产生的保护膜，使金属表面暴露，加剧了测温套的腐蚀，同时紊流也影响缓蚀剂作用的发挥。在地面工艺管线局部腐蚀严重，其主要的影响因素是CO2含量、天然气的流动状态、流速影响。
气体含有固体杂质：气井中携带的砂和油泥等固体颗粒，在气流的作用下能量充足，遇到弯头和测温套时发生撞击，管道表面形成坑点，长时间冲刷加剧了局部腐蚀。3.3 防腐对策及效果
针对CO2腐蚀情况，公司采取了一系列的措施方法：
（1）选用防腐管材：为了延缓管柱腐蚀速率，目前X区块11口气井更换了13Cr防腐管柱，目前使用效果良好。
（2）井下封隔器保护套管：井下封隔器安装油管底部，封闭油套环形空间，在密闭的环形空间内加注保护液，阻止气流上窜至环形空间，隔绝天然气中酸性气体及细菌等腐蚀套管，从而起到保护油层套管的作用。目前有2口实验井，其中X9井使用情况良好。
（3）地面工艺管线加注缓蚀剂：目前X区块所用的缓蚀剂是油溶性缓蚀剂，腐蚀效率在0.076mm/a以下。但在弯头、测温套等部位存在严重的局部腐蚀。
（4）腐蚀检测：定期的腐蚀检测能及时发现管线壁减薄并更换的有效方法，今年检测共发现15处腐蚀严重，最大减薄10.6mm，减薄70%。
4 结论
（1）天然气中CO2含量及气田水是气井腐蚀的主要因素。
（2）气井二氧化碳腐蚀影响因素复杂，井下管柱在600m、1700米左右局部腐蚀严重，主要受温度、CO2含量、分压以及天然气水分影响。
（3）地面工艺管线在弯头、变径、焊接缝处点腐蚀严重，气流冲蚀以及气体中杂质携带的固体颗粒影响缓蚀剂的效果，是局部腐蚀的次要影响因素。
【关键词】CO2腐蚀 产物形貌 影响因素 冲蚀
1 CO2腐蚀特征及机理
CO2对碳钢的腐蚀属于管道内腐蚀。主要包括三类腐蚀即均匀腐蚀、局部腐蚀、冲刷腐蚀。其主要的腐蚀产物主要是FeCO3和
Fe3O4。
（1）均匀腐蚀：在一定条件下，天然气中的水凝结在管道表面形成水膜，CO2极易附着在管面，使金属发生去氢极化腐蚀。
（2）冲刷腐蚀：管道钢材受天然气流的冲刷腐蚀也比较严重。气流冲击带走金属表面的腐蚀产物，腐蚀加速。
（3）局部腐蚀：管道在气相和液相环境中都可能发生局部腐蚀，典型的特征是呈现局部的坑蚀台面状。
腐蚀机理为：
在CO2腐蚀反应中，阴极反应有两种：H++e→H（式1）
H2CO3+e-→H+HCO-3（式2）
阳极反应为：
Fe+OH-→FeOH+e- （式3）FeOH→FeOH++e-（式4）FeOH+→Fe2++OH-（式5）总反应为：
Fe（OH）2+H2CO3→FeCO3+2H2O （式6）或：
Fe（OH）2+HCO3-→FeCO3+2H2O（式7）
2 CO2腐蚀影响因素2.1 PH的影响
增大PH将降低Fe3O4的溶解度，有利于形成FeCO3保护膜。PH增大降低H+的含量，减小腐蚀速率。2.2 CO2分压
CO2分压是影响腐蚀的一个重要因素，在油气工业中常根据CO2分压来判断腐蚀性：分压大于0.21MPa时将对设备产生严重腐蚀；分压小于0.021MPa时，腐蚀性不严重； 分压介于0.021～0.21MPa时腐蚀性中等。
2.3 流速的影响
流动的气体或液体对设备、管道内壁形成强烈的冲刷，增加腐蚀速率，影响缓蚀剂作用的发挥，尤其是在设备、管道内壁不光滑的条件下，流体发生紊流，局部的流速可能远远高于系统的流体流速，破坏已经形成的保护膜。
2.4 温度上的影响
温度对腐蚀速率的影响很大，主要是影响保护膜的形成，研究表明在60℃附近，保护膜（FeCO3）溶解度与温度成反比，60℃-110℃区间形成FeCO3保护膜，此温度区间局部腐蚀严重，温度在110℃附近时均匀腐蚀速度高，局部腐蚀严重（深孔），腐蚀产物疏松，>150℃时形成致密的腐蚀产物，腐蚀速率较低。
2.5 天然气水含量与成分的影响
腐蚀是在溶于水后形成的，因此水的含量也是腐蚀的一个影响因素，水中CL-存在催化腐蚀速度，破坏保护膜的形成，Ca2+、Mg2+和HCO3-可以使保护膜钝化，降低腐蚀速率。
3 X区块气井腐蚀现状及对策分析3.1 腐蚀现状
X区块共投产气井12口，气井CO2分压大于0.21MPa，天然气不含H2S等其它酸性气体，由此可见CO2是引起气田气井腐蚀的主要因素。该区块气井工艺腐蚀主要分为井下管柱和地面腐蚀两类：
井下管柱腐蚀情况：12口气井中有2口气井管柱断脱，其中X2井油管在第46根处断脱，X3井在第60根处断脱，第75根、203根处断脱，X5井在第26、27根油管处有腐蚀漏点。
地面工艺管线腐蚀情况：气井投产以来2口井一节后弯头，4口井测温套处发生穿孔现象。3口井锅炉盘管穿孔。
3.2 腐蚀影响因素分析
井下管柱腐蚀影响因素分析：结合测试资料该深度对应的气井温度为55-70℃、101-110℃，基本与温度对腐蚀速率的影响吻合。在腐蚀影响因素中CO2含量、温度是井下管柱的主要腐蚀因素。管柱中天然气中的水以多种状态存在，腐蚀速率最大（1-20mm/年）。
地面工艺管线腐蚀情况影响因素分析：
天然气在工艺管线中程稳定的层流状态，在变径、弯头或测温套处流速与流态发生变化。在管线弯头、测温套等处，气流由近视平稳状态突变为紊流，甚至涡流。气流的剪切力破坏了腐蚀产生的保护膜，使金属表面暴露，加剧了测温套的腐蚀，同时紊流也影响缓蚀剂作用的发挥。在地面工艺管线局部腐蚀严重，其主要的影响因素是CO2含量、天然气的流动状态、流速影响。
气体含有固体杂质：气井中携带的砂和油泥等固体颗粒，在气流的作用下能量充足，遇到弯头和测温套时发生撞击，管道表面形成坑点，长时间冲刷加剧了局部腐蚀。3.3 防腐对策及效果
针对CO2腐蚀情况，公司采取了一系列的措施方法：
（1）选用防腐管材：为了延缓管柱腐蚀速率，目前X区块11口气井更换了13Cr防腐管柱，目前使用效果良好。
（2）井下封隔器保护套管：井下封隔器安装油管底部，封闭油套环形空间，在密闭的环形空间内加注保护液，阻止气流上窜至环形空间，隔绝天然气中酸性气体及细菌等腐蚀套管，从而起到保护油层套管的作用。目前有2口实验井，其中X9井使用情况良好。
（3）地面工艺管线加注缓蚀剂：目前X区块所用的缓蚀剂是油溶性缓蚀剂，腐蚀效率在0.076mm/a以下。但在弯头、测温套等部位存在严重的局部腐蚀。
（4）腐蚀检测：定期的腐蚀检测能及时发现管线壁减薄并更换的有效方法，今年检测共发现15处腐蚀严重，最大减薄10.6mm，减薄70%。
4 结论
（1）天然气中CO2含量及气田水是气井腐蚀的主要因素。
（2）气井二氧化碳腐蚀影响因素复杂，井下管柱在600m、1700米左右局部腐蚀严重，主要受温度、CO2含量、分压以及天然气水分影响。
（3）地面工艺管线在弯头、变径、焊接缝处点腐蚀严重，气流冲蚀以及气体中杂质携带的固体颗粒影响缓蚀剂的效果，是局部腐蚀的次要影响因素。