油⽓管道内腐蚀风险介绍之⼀：CO2腐蚀
⼀、概述铝条板吊顶
CO2 腐蚀是油⽓⽥最常见的腐蚀形式之⼀，当CO2 溶于⽔或原油时，会具有很强腐蚀性，从⽽对集输管线和井下油套管产⽣严重的腐蚀。因此，CO2 腐蚀已成为油⽓⽥腐蚀与防护⾯对的重要问题。
⼆、CO 2 腐蚀的危害
1
均匀腐蚀
CO2 形成全⾯腐蚀时，材料主要以均匀腐蚀为主。⼀是温度在60℃以下，钢铁材料表⾯存在少量软⽽附着⼒⼩的FeCO3 腐蚀产物膜，⾦属表⾯光滑，以均匀腐蚀为主；⼆是CO2 分压低于0.483×10-1 MPa时，易发⽣均匀腐蚀。 2
局部腐蚀是相对于均匀腐蚀⽽⾔的， CO2 引起的局部腐蚀有如下形式：
✦点蚀：腐蚀区出现凹孔且四周光滑；
✦蜂窝状腐蚀：腐蚀区有多个点蚀孔分布；
✦台地侵蚀：会出现较⼤⾯积的凹台，底部平整，周边垂直凹底；
✦流动诱发局部腐蚀：由台地侵蚀发展⽽来，流动会诱使台地侵蚀区形成凹沟，平⾏于物流⽅向的⼑线槽沟。
三、CO 2 腐蚀的机理
1
均匀腐蚀机理
CO2 溶于⽔形成H2 CO3 ，并与Fe反应造成Fe的腐蚀。其中阳极过程为铁失去电⼦变成铁离⼦的过程。多数观点认为在腐蚀反应中，阴极反应控制腐蚀速率，⽬前对CO 2 腐蚀阴极反应主要有两种观
点：其⼀认为是⾮催化氢离⼦阴极还原反应；其⼆认为发⽣了氢离⼦催化还原反应，还原反应主要以H+ 和HCO3 - 为主；本质上这两种都是CO2 溶解后形成的 HCO3 - 电离出 H+ 的还原过程。
总的腐蚀反应如图：
2
局部腐蚀机理
CO2 局部腐蚀往往表现为局部穿孔及破损。研究认为，有如下四种局部腐蚀诱发机制：
✦台地腐蚀机制：局部腐蚀先发⽣在⼩点，⼩点发展成⼩孔并连⽚。当腐蚀介质覆盖⼩孔导致腐蚀产物膜破裂，形成台地腐蚀。疏松的腐蚀产物形成物质传输通道后，也会加剧局部台地腐蚀。
✦流动诱导机制：腐蚀产物膜粗糙表⾯引起微湍流，剪切应⼒使得腐蚀产物膜局部变薄并出现孔洞，孔所对应的极低处变成了⼩阳极，产⽣局部腐蚀。
✦内应⼒致裂机制：当腐蚀产物膜的厚度增⼤到⼀定值后，膜内应⼒过⼤⽽导致膜的破裂，形成电偶腐蚀效应。
✦腐蚀产物膜破损机制：由于腐蚀产物膜与⾦属基体的塑性能⼒差异，当产⽣环向压⼒时，产物膜和基体变形程度不同导致膜破裂，形成电偶腐蚀效应。
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CO 2 分压
CO2 分压是影响CO2 腐蚀的决定性因素。⼀般认为：
（1）当P CO 2 <0.021MPa时，不发⽣CO 2 腐蚀；
（2）当P CO2 在0.021~0.21MPa时，中度腐蚀；
（3）当P CO2 ⼤于0.21MPa时，严重腐蚀。
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H 2 S浓度
CO2 和H2 S对腐蚀的总体影响与两者的分压⽐有关：
（1） PCO2 / P H 2 S <20时，腐蚀以H2 S为主导；
（2）20< PCO2 / P H2 S<500时，腐蚀以H 2 S和CO2 共同作⽤为主；
（3） PCO2 / P H2 S>500时，腐蚀以CO 2 为主导。
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温度
根据温度对CO2 腐蚀的影响，可总结为以下四种情况：
（1）<60℃的低温区，均匀腐蚀为主；
（2）60~110℃时，形成厚⽽疏松的FeCO3 产物膜，局部腐蚀突出；
（3）110℃附近，形成掺杂Fe3 O4 的FeCO3 粗⼤结晶，局部腐蚀严重；
（4）150℃以上，形成致密且附着⼒强的FeCO3 保护膜，腐蚀速率降低。
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介质含⽔率
含⽔率⼩于30%时，⽔相润湿作⽤受到抑制，发⽣CO2 腐蚀倾向较⼩；含⽔率⼤于40%时，⽔相润湿作⽤显著⽽引发CO2 腐蚀。同时与介质的流速和流态相关。
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介质流速
流速影响⾦属表⾯物质交换、去极化剂扩散、扩散控制等，从⽽影响腐蚀速率。另外，流速影响流体对腐蚀产物膜的切向作⽤⼒，对产物膜的破坏起重要作⽤，尤其是当流态从层流变为湍流时，腐蚀加快，并导致严重局部腐蚀。
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pH
pH直接影响H2 CO3 在⽔溶液中的存在形式。随着pH的增⼤，腐蚀速度逐渐降低。但在局部⾼pH情况下，接近钢表⾯的Fe2+ 沉积为FeCO3 膜，会引发腐蚀的不均匀性。
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介质成分
油⽥⽔的成分复杂，溶液中成分及含量可影响腐蚀产物膜的形成及性质，从⽽影响钢的腐蚀特性。
消声室制作五、防护措施
⽬前CO2 腐蚀的防护主要有以下四种途径：
✦抗蚀材料：选⽤具有抗CO2 腐蚀能⼒的材料，研究表明铬（Cr）能提⾼钢铁材料的抗CO2 腐蚀能⼒，但抗蚀材料成本较⾼；
✦药剂加注：在⾦属表⾯形成牢固的缓蚀剂膜，使⾦属与腐蚀介质隔离，达到抑制腐蚀的效果，但对局部腐蚀防护效果⽋佳；
✦涂层防护：防腐内涂层可以有效将管道材质与腐蚀介质隔离，防⽌管道的CO 2 腐蚀，但⼯艺复杂，在冲刷等条件下易脱落；
金属化膜
✦⼯艺优化：调整温度、压⼒等参数，避免处于 CO2 腐蚀敏感区间，并进⾏积极有效的腐蚀检监测，反馈调整效果等。
油⽓管道内腐蚀风险介绍之⼆：H2S腐蚀
⼀、概述
H2 S是油⽓⽥开发⽣产中常见的腐蚀性⽓体，其化学活性极⼤，极易对⾦属材料产⽣电化学腐蚀和⼒学损失。特别地，H2 S对井下设备的氢脆破坏和应⼒腐蚀破裂多发⽣在设备开始使⽤期，甚⾄没有任何先兆，易造成严重事故。因此，H2 S造成的腐蚀及危害越来越受到重视。
⼆、 H 2 S腐蚀机理和危害
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电化学腐蚀
与CO2类似，H2 S溶于⽔中后电离呈酸性，使管道受到电化学腐蚀，造成管壁减薄。
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局部腐蚀
氢⿎泡（HB）：H2 S腐蚀过程析出的H向钢中扩散，在钢材中的⾮⾦属夹杂物、分层等缺陷处易聚集形成分⼦氢，氢分⼦较⼤难以从钢的组织内部逸出，形成巨⼤内压导致其周围组织屈服，形成表⾯层下的平⾯孔⽳。
氢致开裂（HIC）：H2 S腐蚀过程析出的H被钢中的缺陷捕获，富集后形成氢分⼦，产⽣很⾼的内压，从⽽萌⽣缺陷。当氢聚集在远离钢表⾯的缺陷中时形成微裂纹。
硫化物应⼒腐蚀开裂（SSCC）：拉伸应⼒作⽤的⾦属材料在硫化物介质中，由于介质与应⼒的耦合作⽤⽽发⽣的脆性断裂现象。
应⼒导向氢致开裂（SOHIC）：应⼒导向氢致开裂是有沿着厚度⽅向的⼀系列氢致开裂裂纹组成，其扩展⽅向与外加应⼒或者残余应⼒垂直。
三、H 2 S腐蚀的影响因素
01
温度
温度对腐蚀的影响⽐较复杂，主要体现三个⽅⾯：
1）影响⽓体（CO2或H2S）在介质中的溶解度，温度升⾼，溶解度降低，抑制了腐蚀的进⾏；
2）温度升⾼，各反应进⾏的速度加快，促进了腐蚀的进⾏；
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3）温度升⾼影响腐蚀产物的成膜机制，使得膜有可能抑制腐蚀，也可能促进腐蚀，视其他相关条件⽽定。
02
分压
H 2 S分压对于腐蚀的影响主要表现在两个⽅⾯：
1）H2 S分压升⾼，体系中溶解的H2 S增多，pH降低，电离出的HS-増多，直接影响参与腐蚀f阴阳极反应；
2）H2 S分压通过改变腐蚀产物膜的演化规律，进⽽影响腐蚀速率。
03
pH值
溶液体系的pH值改变，直接影响腐蚀的阴阳极反应，进⽽改变钢的腐蚀速率。
1）溶液pH值为3时，参与腐蚀的反应包括H + 、H 2 O的还原以及H2 S的直接还原反应。
2）当溶液pH值升⾼⾄４时，H + 还原反应明显减弱，H 2 S的直接还原反应增强。
3）当溶液pH值进⼀步升⾼⾄５后，H 2 S直接还原反应占据主导地位。腐蚀速率随pH值升⾼逐渐减⼩。
04
腐蚀产物膜
硫铁化合物腐蚀产物膜对腐蚀的进⼀步发展有着促进或抑制作⽤.⼀直是腐蚀科学领域的重要研究内容。研究普遍认为，⼏种硫铁化合物腐蚀产物对基体的保护性能也各不相同，⼀般认为其顺序如下：马基诺矿 < 陨硫铁矿< 磁黄铁矿 < 黄铁矿。
05
SRB
通常认为SRB分泌的胞外聚合物质引起铁硫化物的聚结，形成缝隙，基体钢作为⼩阳极⽽导致腐蚀加速。
四、H2S腐蚀防护措施
01
合理选材
1）普通碳钢成本低、技术成熟、规格全，但是抗腐性能差，需要配合缓蚀剂使⽤；
2）不锈钢或特种钢材抗腐性能强，但应⼒腐蚀开裂风险增加，且成本⾼；
3）玻璃或⾮⾦属钢材抗腐性能强，重量轻，但是抗冲压差、成本⾼。
02
缓蚀剂
在含H2S环境下，在⾦属表⾯形成连续且稳定的缓蚀剂膜，使⾦属与腐蚀介质隔离，达到抑制腐蚀的效果。但当已形成砂垢堆积后，缓蚀剂的实际防护效果会降低。
03
⽓体流速控制
⽓体流速往往与腐蚀速率成正向线性关系，特别是存在固体颗粒时，会极度加剧腐蚀。在某些情况下，随着⽓体流速的降低，管道底部容易积液，进⽽发⽣⽔线腐蚀等其他腐蚀情况，因⽽需要合理控制⽓体流速。
04
玻璃胶配方
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