油气田开发中的二氧化碳腐蚀及影响因素
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２ ＣＯ２的腐蚀问题
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
—１４ —
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
—１５ —
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．
Ｋ ｅ ｙ ｗ ｏ ｒ ｄ ｓ ： ＣＯ２ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｌｉ／ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ
１ ＣＯ２腐蚀的严重性
近年来，在油气的开采过程中，由于石油和天然 气中含有 ＣＯ ２ 对井下管柱造成腐蚀甚至严重危害的 事例频繁发生， 不仅给油气田开发带来了重大的经济 损失， 同时也造成一定的环境污染。例如，四川气田 的合 １００ 井，自１９８８ 年测试投产后，于 １９９２ 年发现 油管破损，修井作业时发现井内油管已断为４ 节，断 面处有大量蚀坑。经测试，该井天然气中不含Ｈ２Ｓ，但 ＣＯ２ 分压高达 ０．４３ＭＰａ， 大大超过 ＣＯ２ 腐蚀允许的分 压（０．０２ＭＰａ）， 再加之其地层水ｐＨ值为４．５～６．０， Ｆｅ２＋ 含量较高，穿孔处的最大腐蚀速度达到 ３ｍｍ／ａ，且腐 蚀特征为坑蚀、环状腐蚀、台面状腐蚀。故判定为ＣＯ２ 多相流造成的甜蚀。另外，川东地区的某些石炭系气 藏中 ＣＯ２ 分压高达０．４～０．６ＭＰａ；南海崖１３－１ 气田天 然气中的 ＣＯ ２ 含量约为 １０％ ；胜利油田的气田气中
得非常严重等现象。
３ ＣＯ２ 腐蚀的影响因素和腐蚀特性
ＣＯ２ 的腐蚀过程是一种错综复杂的电化学过程， 影响它的因素有多种，主要有温度、ＣＯ２ 分压、流速 及流型、ｐＨ 值、腐蚀产物膜，Ｃｌ－ 、Ｈ２Ｓ 和 Ｏ２ 含量， 各种金属材料中含合金元素的种类和含量，介质中砂
粒的腐蚀等。
３．１ 温度
温度对 ＣＯ２ 腐蚀的影响既重要 又复杂，高温能 加速电化学反应和化学反应速率。Ｆｅ２＋的溶蚀速度随
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
—１４ —
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
—１５ —
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．
Ｋ ｅ ｙ ｗ ｏ ｒ ｄ ｓ ： ＣＯ２ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｆａｃｔｏｒｓ ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ｏｌｉ／ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ
１ ＣＯ２腐蚀的严重性
近年来，在油气的开采过程中，由于石油和天然 气中含有 ＣＯ ２ 对井下管柱造成腐蚀甚至严重危害的 事例频繁发生， 不仅给油气田开发带来了重大的经济 损失， 同时也造成一定的环境污染。例如，四川气田 的合 １００ 井，自１９８８ 年测试投产后，于 １９９２ 年发现 油管破损，修井作业时发现井内油管已断为４ 节，断 面处有大量蚀坑。经测试，该井天然气中不含Ｈ２Ｓ，但 ＣＯ２ 分压高达 ０．４３ＭＰａ， 大大超过 ＣＯ２ 腐蚀允许的分 压（０．０２ＭＰａ）， 再加之其地层水ｐＨ值为４．５～６．０， Ｆｅ２＋ 含量较高，穿孔处的最大腐蚀速度达到 ３ｍｍ／ａ，且腐 蚀特征为坑蚀、环状腐蚀、台面状腐蚀。故判定为ＣＯ２ 多相流造成的甜蚀。另外，川东地区的某些石炭系气 藏中 ＣＯ２ 分压高达０．４～０．６ＭＰａ；南海崖１３－１ 气田天 然气中的 ＣＯ ２ 含量约为 １０％ ；胜利油田的气田气中
得非常严重等现象。
３ ＣＯ２ 腐蚀的影响因素和腐蚀特性
ＣＯ２ 的腐蚀过程是一种错综复杂的电化学过程， 影响它的因素有多种，主要有温度、ＣＯ２ 分压、流速 及流型、ｐＨ 值、腐蚀产物膜，Ｃｌ－ 、Ｈ２Ｓ 和 Ｏ２ 含量， 各种金属材料中含合金元素的种类和含量，介质中砂
粒的腐蚀等。
３．１ 温度
温度对 ＣＯ２ 腐蚀的影响既重要 又复杂，高温能 加速电化学反应和化学反应速率。Ｆｅ２＋的溶蚀速度随