摘 要：对影响油井腐蚀的各种主要因素进行了系统的分析和探讨，为油井腐蚀的控制提供有效的理论依据。

关键词：油井；腐蚀；因素

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。这个推论同时被Dougherty和French的试验所证实。

2 介质pH值的影响

在pH值和溶解氧很低的情况下，水的腐蚀主要是由氢的去极化作用控制。低pH值且含氧时，碳钢表面是氢去极化和氧去极化反应同时进行，此时，碳钢表面进行的实际上是酸作用过程，腐蚀特征表现为均匀腐蚀。Viden等人研究证实了pH值升高将引起腐蚀速率降低，并认为，当溶液中HCO3―离子充足而Fe2 很少，在温度为70℃、铁离子浓度很低(1～2mg·L-1)时，加入NaHCO3溶液，随着pH值由4．1升到6．2，腐蚀速率几乎降低到原来的l／2。由于pH值的持续升高，碳钢出现钝化，而可能生成FeCO3保护膜，但该膜的出现又易引起垢下腐蚀和局部腐蚀，此时pH值的影响将更为复杂。

3 盐类及各种离子的影响

油田产出水中的溶解盐类对油井的腐蚀有显著的影响。酸性盐(水解后产生酸性溶液的盐类)引起的腐蚀主要是氢去极化，这类盐有AICl3、NiSO4、MnCl2和FeCl2等。

Ca2 、Mg2 离子的存在会增大溶液的矿化度和离子强度，一般来说，在其它条件相同时，这两种离子会加大局部腐蚀的严重性。

HCO3―离子在低浓度时，对腐蚀起促进作用，其机理在于HCO3―可作为阴极去极化剂；HCO3―在高浓度且有C1―存在时，会导致局部腐蚀；HCO3―不仅可以与CO2互相转化，而且离解后产生H 和CO32―，前者加速腐蚀，后者与Ca2 成垢。

Hausler等人认为，当溶液中Fe2 浓度较高时，膜的渗透率较高，膜生长的速率高于膜溶解的速率，使得膜持续生长，所以，溶液中Fe2 的浓度高时，腐蚀速率将明显提高。

介质中的C1―离子会促进碳钢、不锈钢等金属或合金的局部腐蚀，在氯化物中，铁及其合金均可产生点蚀，氯离子的存在可加速金属的腐蚀作用，当C1―含量较高时，在阳极区，导致一般坑蚀的蔓延，另一方面，由于C1―半径较小，易穿透保护膜，使腐蚀加剧，产生局部腐蚀。随着C1―浓度增加，点蚀电位负移，意味着随着侵蚀性离子浓度的增加，钢铁表面钝化膜稳定性下降，因此，C1―是对碳钢腐蚀影响最大的阴离子。