何 旭

（长江大学 石油工程学院， 湖北 武汉 430100）

利用挂片失重法对CO2腐蚀规律的研究

何 旭

（长江大学 石油工程学院， 湖北 武汉 430100）

为了研究CO2腐蚀过程中的影响因素而设计了腐蚀实验。实验利用挂片失重法进行，实验中设计了温度、CO2分压、pH三组影响因素。实验结果表面：在温度＜60 ℃时，腐蚀速率随温度上升而增加，当温度＞60 ℃时下降；腐蚀速率随着CO2分压的增加而增加，当CO2溶解达到饱和时，腐蚀速率趋于稳定；在pH＜7时，随着pH增加，腐蚀速率下降；当pH大于7时，腐蚀速率随pH变化不大。

CO2腐蚀；温度；CO2分压；pH；挂片失重法

在石油天然气工业领域，CO2腐蚀是一种常见的现象。在我国大量的油气田本身就存在较高含量的CO2；而随着近年来CO2驱采油技术的迅猛发展，越来越多的原本没有CO2腐蚀问题的油气田也开始面临CO2腐蚀的困扰。油气田地面输送设备以及采油设备和井下管柱均可能发生CO2腐蚀，可能进而造成严重的安全事故，导致巨大经济损失和严重环境污染，甚至发生人身伤亡事件[1]。例如1988年英国阿尔法海洋平台因腐蚀破坏而发生爆炸,造成166人死亡,导致北海油田年减产12%。1971年5月威成天然气管线腐蚀破裂导致爆炸燃烧,直接经济损失7000万元。据统计，全世界现存的金属设备每年的腐蚀率大约为左右，因为腐蚀多而造成的损失则高达亿美元。据英国统计，每年由于腐蚀所带来的损失高达国民生产总值的左右，而其中约三分之一可以通过运用现代先进的防腐蚀的科技手段加以克服。因此，对CO2腐蚀现象进行研究有相当的必要性。近年来，很多石油公司和科研团队在室内实验和现场实际研究方面进行了大量的研究，也提出了很多模型。但其中大多数为半解析模型，针对现场的实用性较差[2-5]。本文中采用挂片失重法对CO2腐蚀的影响因素进行研究，可以得到较为直接的腐蚀速率与各因素之间的关系，以期得到CO2腐蚀的规律，对实际生产进行指导。

腐蚀长期以来被认为是产生腐蚀的一个重要因素。干的气体，即使温度达到，也不会发生腐蚀，但是溶于水后会形成一种弱酸一碳酸，从而降低了水的值，对于金属管材有极强的腐蚀性。引起的腐蚀也称为“甜蚀”。在相同的条件下，对钢材的腐蚀性远远高于其他的酸性溶液，这是直接参与腐蚀的结果。随着油田高含水期的开发、高压气井、深层油气田的开发以及三次采油中注提高采收率的广泛应用，的腐蚀问题也变的更为严重。

1 实验部分

实验采用挂片失重法进行，实验装置为高压反应釜及其附属设施，其示意图见图1。

实验时通过高压提供部分产生高压 CO2与 N2混合气体气流，气流流经反应釜；反应釜中，将挂片置于可旋转支架上；同时加热线路可以对反应釜加热。该装置可以模拟不同压力、温度下的腐蚀情况。根据反应釜中加入的不同介质，可以模拟不同的腐蚀环境。

图1 实验装置图Fig.1 Experiment equipment

1.1 实验用品

实验用品包括：N80腐蚀挂片、地层采出液模拟溶液、CO2气体、高压反应釜、N2气体、无水乙醇、正己烷、盐酸、氢氧化钠、乌洛托品（或其他酸洗缓蚀剂）、蒸馏水等；

1.2 实验方案

实验过程采用的挂片失去重法测量实验结果。实验时将配制的地层水模拟溶液加入反应釜，先通入N2气体除氧，再通入CO2和 N2的混合气体至设定的压力。最后采用电加热装置对反应釜加热至要求温度，启动反应釜内挂片支架的旋转装置开始进行腐蚀反应。当达到设计的反应时间后，关掉装置取出挂片进行处理和观察，最后测量记录实验数据。

1.3 结果的表示与计算

实验后以mm/a表示腐蚀率，计算方法如下：

式中：m-挂片质量损失，g；

m0-挂片酸洗空白质量损失平均值，g；

s-挂片的表面积，cm2；

ρ-挂片的密度，g/cm3；

t-实验时间，h。

1.4 实验所用地层水及挂片

实验采用仿照油田地层采出水复配的溶液进行，具体成分见表1。

表1 复配地层水溶液成份Table 1 Compent of formation water

实验采用的挂片为按照SY-5405标准生产的标准挂片，钢型为N80。具体成分见表2.

表2 复配地层水溶液成份Table 1 Component of formation water

2 实验结果分析

2.1 试验前后挂片外观对比

在实验腐蚀周期完成后，取出挂片进行观察。对比实验前后的挂片可以看出：实验前，挂片表面光滑，呈银白色，光亮度良好；实验后，挂片表面粗糙，颜色发黑，失去金属光泽。根据腐蚀类型划分，可基本认为出现了均匀腐蚀，无点蚀情况出现(图2)。

图2 实验前后挂片对比Fig.2 The difference before and after experiment

2.2 温度对腐蚀速率的影响

在研究温度对CO2腐蚀速率的影响时，调整溶液pH为7，CO2分压为0.1 MPa。根据实验结果折算为年腐蚀速率后，作图得出温度对腐蚀速率的影响图。根据图 3，在较低温度时，腐蚀速率随温度上升而增加；而当温度达到 60 ℃时，腐蚀速率达到顶峰；当温度进一步上升，腐蚀速率反而呈下降趋势。可以认为当温度达到 60 ℃时，腐蚀产物开始向致密的FeCO3膜转化，反而对挂片表面形成保护，使得腐蚀速率下降。

图3 腐蚀速率随温度变化Fig.3 The change of corrosion rate with temperature

2.3 CO2分压对腐蚀速率的影响

在研究CO2分压对CO2腐蚀速率的影响时，调整溶液pH为7，温度为40 ℃。由CO2分压对腐蚀速率的图4分析得知，在CO2分压刚开始增加时，腐蚀速率随着分压的增加而快速上升；当CO2分压达到1.2 MPa时，继续增加CO2分压，腐蚀速率变化却不明显。可以认为当 CO2分压增大时，CO2在溶液中的溶解度增加，从碳酸中电离的 H+必然增加，因而导致腐蚀加速；而当分压增加到一定程度后，CO2溶解饱和，此时继续增加 CO2分压，对腐蚀速率影响不大。

图4 腐蚀速率随CO2分压变化Fig.4 The change of corrosion rate with CO2partial pressure

2.4 pH对腐蚀速率的影响

图5 腐蚀速率随pH变化Fig.5 The change of corrosion rate with PH

在研究pH对CO2腐蚀速率的影响时，调整温度为40 ℃，CO2分压为0.1 MPa。从图5的曲线看来，当溶液pH＜7时，pH的增大会导致腐蚀速率下降；而当pH＞7时，腐蚀速率则逐渐的趋于稳定。可以认为随着pH值的增加，使得溶液中H+减少，导致阴极的还原反应速度，使得腐蚀速率降低；而当pH＞7时，碱性环境将会有利于FeCO3膜的形成，使得腐蚀速率趋于稳定。

3 结 论

通过挂片失重法对影响CO2腐蚀速率的因素进行研究，得出了以下结论：

（1）在低温时，CO2腐蚀速率随着温度上升而增加；峰值出现在 60 ℃附近；此后温度进一步上升反而使得腐蚀速率下降。

（2）随着CO2分压的增加，腐蚀速率会逐步增大；当CO2溶液出现饱和时，腐蚀速率随CO2分压的变化变得稳定。

（3）pH值对腐蚀速率的影响主要集中在 pH＜7的范围内；在pH＜7时，随着pH增加，腐蚀速率下降；当pH大于7时，腐蚀速率随pH变化不大。

［1］吴晗,汪益宁,王晖,陈燕虎. 油气管道CO2腐蚀影响因素及防腐实验[J]. 油气田地面工程,2014(11)：44-45.

［2］林乃明,邹娇娟,周宏伟. N80石油套管钢的CO2腐蚀研究现状[J]. 中国材料进展,2009(2)：14-18.

［3］李晓伟,高延敏.CO2腐蚀的研究现状及其控制措施[J]. 腐蚀科学与防护技术,2009(6)：553-555.

［4］朱世东,刘会,白真权,尹成先,林冠发.CO2腐蚀机理及其预测防护[J].热处理技术与装备,2008(6)：37-41.

［5］熊颖,陈大钧,油气田 CO2腐蚀的防护技术研究[J]. 全面腐蚀控制,2007(4)：2-4+41.

Study on CO2Corrosion Rule by Weight Loss of Test Piece

HE Xv

（Collage of Petroleum Engineering,Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

In order to study the influence factors of CO2corrosion, a corrosion experiment was designed. The experiment used the weight loss of test piece to study the influence of temperature, partial pressure of CO2,pH.The experimental results show that, when the temperature is less than 60 ℃, the corrosion rate rises with increasing of the temperature; but when temperature is more than 60℃, the corrosion rate decreases with increasing of the temperature. The rate rises with increasing of partial pressure of CO2;when the CO2is saturated, the corrosion rate tends to be stable. When the pH is less than 7, the corrosion rate decreases with increasing of pH; when pH is more than 7, the corrosion rate tends to be stable

CO2corrosion; Temperature; Partial pressure of CO2; Ph; Weight loss of test pieces

TQ 050

A

1671-0460（2017）04-0616-03

2016-08-25

何旭（1992-），男，江苏扬州人，硕士研究生，长年从事石油与天然气开发研究。E-mail：1229436442@qq.com。