油管防腐毕业论文.doc

前 言 油管腐蚀现象是由于天然气中含有H2S，CO2，水等成分，在特定的地层条件下形成腐蚀介质，破坏油管的金属结构，腐蚀介质含量越大腐蚀性就越强。油管的腐蚀是不可避免的，在使用寿命期内不可修复，我们研究的目的就在于如何延长油管的使用寿命以及防止事故发生。油管一旦发生的腐蚀，会改变管质本身的材料力学性质，严重的甚至导致油管断落入井的腐蚀事故。因此，加深对井下油套管腐蚀状况的认识，需要对油管腐蚀原因进行分析评价；找出主要的腐蚀因素，提出有效的防腐措施。本文通过对重庆气矿等现场修井作业中油管取样资料调研，从腐蚀产物的化学成分，腐蚀环境，腐蚀产物，腐蚀特点等方面进行综合分析评价，指出了油气井的主要腐蚀因素和应采取的保护措施；油气井防腐除选用除选用抗硫耐腐蚀材料外，最经济有效的措施是加注适宜的缓蚀剂，通过对几种防腐材料和最新防腐技术的评价分析，为油气井综合防腐方案的制定提供技术支撑。1. 油管腐蚀的危害及腐蚀现象油管腐蚀现象普遍存在于各个油气田中，油管在井下所处的环境复杂，要做好油管的防腐工作，就要从油管的腐蚀现象出发，以此为依据来分析油管腐蚀因素；进一步制定有针对性的气井防腐对策，以指导气井的防腐工作。针对重庆气矿部分气井，沙罐坪气田石炭系气藏以及磨溪气田部分气井的油管腐蚀现象，分析这些气井油管的腐蚀因素，对制定防腐措施具有实际意义。1.1 油管腐蚀的危害在油气田开发过程中，由于天然气含有酸性的非烃类气体（如CO2，H2S等）以及油管所处的特殊地层环境，油管腐蚀现象普遍存在而且不可避免的。我国每年由于管道腐蚀，使石油、化工等行业在更换管道方面需要投入很大的资金，同时由于停工、停产等原因直接影响到生产的正常进行，造成巨大的经济损失。由中国腐蚀与防腐学会，中国石油学会和中国化工学会组成的联合组织提供的调查数据显示，各行业由于腐蚀造成的损失平均占国民生产总值的3%，而石油与石化行业尤为严重，约占产值的6%左右。中国石油工业所耗的石油管材每年价值100亿元左右，其中大部分就是因为腐蚀而报废，造成了巨大的经济损失，增加了油气田开发的成本。在试修井作业以及油气生产作业常常会发现许多油管结垢和腐蚀现象，它会造成油层被伤害，油田井筒管线阻流，设备损坏等，使油藏产能和注水能力降低或不能连续生产，造成油气产量降低，严重的还会造成油井停产或过早报废；也给试井、修井作业带来许多困难。油气管道遭受腐蚀后，有可能导致灾难性的事故和环境破坏，1988年英国阿尔法平台生产管线因腐蚀破坏而发生了爆炸，造成166人死亡，导致北海油田减产12%，同时给当地的水资源和生态环境造成严重的负面影响。正确评价各种腐蚀与破坏对油管强度、寿命以及安全性的影响，对于保障油气管道的安全运行，避免经济损失和对生态环境的破坏具有非常重要的意义。1.2 重庆气矿气井腐蚀现状1.2.1 腐蚀现状重庆气矿在近几年的修井作业中，相继发现了不少主力气田，作业中起出的井下油管被腐蚀破坏，有的是轻微的失重腐蚀，有的是局部较严重腐蚀，而最为严重的是管壁腐蚀减薄，局部被严重破坏致使油管串断落入井。为了全面了解油管在井下的腐蚀状况,在取腐蚀油管样品的同时,有条件的气井,取了腐蚀产物样品和气田水水样。在腐蚀油管取样中,将油管腐蚀严重的井段作为重点取样部位,同时考虑不同管材的取样，并对油管样品腐蚀情况检测。对铁山12井位于井下850.52m-1146.8m的21/2外加厚油管样品进行检测，发现油管腐蚀严重井段集中在800米至1100米，油管内壁轻微锈蚀，外壁腐蚀比较严重。油管外壁腐蚀呈凹台、脓疮、园坑、槽状和片状脱落(见图1.1)。管体在862.1米处断落，断口周围有长约110mm，宽60mm，坑深达3.0-4.5mm的密集坑槽带（见图1.2）。 图1.1 铁山12井油管腐蚀情况 图1.2 铁山12井断裂油管腐蚀情况对天东67井位于井下4128.81m-4130.75m的21/2外加厚油管样品进行检测，发现油管腐蚀轻微，从表面看，基本未见腐蚀点，经酸洗后观察，油管内壁有点腐蚀，外壁无腐蚀。对龙会2井位于井下4301.18m-4310.79m的21/2外加厚油管样品进行检测，油管基本完好，未发现腐蚀。对卧93井位于井下956.67m-1843.02m的21/2油管样品进行检测, 发现腐蚀严重井段集中在1600米至1850米的油管外壁。油管本体外壁局部腐蚀较严重，有一些大面积的腐蚀坑洼，最大坑为260mm140mm2.2mm；接箍外壁表面密布蚀坑、蚀槽，最大坑深2mm，接箍边缘最薄处仅1.2mm(见上图1.3)。 图1.3 卧93井油管接箍腐蚀情况对罐3井位于井下574.49m-1263.90m的21/2油管样品进行检测，发现腐蚀严重井段集中在500米至1300米的油管外壁。油管本体为局部腐蚀，腐蚀形式主要为点孔腐蚀和大面积的溃疡状腐蚀减薄，断落油管外壁布有很多溃疡状腐蚀坑洼(见图1.4)；接箍腐蚀较严重(见图1.5)，接箍端部腐蚀严重,有一半圆周腐蚀呈刀刃状，边缘有腐蚀穿透并脱落。 图1.4 罐3井断裂油管腐蚀情况 图1.5 罐3井油管腐蚀情况对成18井位于井下534.80m-535.10m的3油管样品进行检测，未见明显腐蚀；对位于井下1895.29m-3421.42m的21/2油管样品进行检测，发现腐蚀严重井段在1890米至井底的油管外壁，油管管体外壁腐蚀破坏形式主要为斑点腐蚀、溃疡状腐蚀、点腐蚀和表面较严重的均匀腐蚀，接箍腐蚀形式主要为溃疡状腐蚀和点腐蚀(见图1.6) 。图1.6 成18井油管腐蚀形貌对成32井位于井下955.62m-3991.01m的2油管样品进行检测，发现该井腐蚀严重井段在3400米以下，越往下越严重，腐蚀形式主要为孔洞状、不均匀的溃疡状腐蚀减薄。油管表面有相连和不相连的孔洞，布满了可以成片脱落的浮锈，人工可以轻轻折断(见图1.7)； 断落油管内壁堆积了大量的结成硬块的硫化铁腐蚀产物(见图1.8)。 图1.7 成32井断落油管腐蚀情况 图1.8 成32井油管内壁腐蚀形貌对池28井位于井下306m336m的21/2油管样品进行检测, 发现该井腐蚀严重井段在300米左右, 腐蚀形式主要坑洼状腐蚀(见图1.9)。本体基本平整，无明显腐蚀。节箍部分局部腐蚀严重，三分之一侧表面平整，未见明显腐蚀，其余部分有大小不一面积较小的腐蚀坑，最深处3.8mm。图1.9 池28井油管外壁腐蚀形貌 备注：图1.1-1.9自 试修作业井取样油管腐蚀原因分析及评价，黎洪珍。 1.2.2 油管腐蚀特点 从油管腐蚀检测情况看，油管腐蚀的主要特点： （1）大部分油管外壁比内壁腐蚀严重； （2）除天东67井、成18井和成32井腐蚀井段在井中下部外，其余井的腐蚀井段在500-1800米之间； （3）缓蚀剂加注及时及加注制度合理的气井，如天东67井和龙会2井，取出的油管基本未见腐蚀； （4）大部分油管腐蚀形式为点孔腐蚀和溃疡状腐蚀。1.2.3 油管腐蚀原因分析 从油管腐蚀样品检测可知,油管腐蚀程度不同, 其腐蚀原因如下：（1）油管材质的影响 从各井油管管材取样作化学成分分析, 结果见表1.1。表1.1 部分化学元素成分分析表化学成分(%)CSiMnPSCrMo铁山12井0.260.231.180.0210.0060.160.02天东67井0.220.240.660.0170.0021.020.23卧93井0.250.261.010.0140.0040.460.10龙会2井0.310.121.280.0120.0040.060.13罐3井0.300.101.290.0110.0040.050.13成32井0.340.280.470.0160.0060.940.47成18井0.230.251.370.0080.0020.020.03池24井0.220.250.520.0060.0020.970.29备注：自 试修作业井取样油管腐蚀原因分析及评价，黎洪珍。从表1.1可以看出, 天东67井、成32井的油管材质中增加了铬和钼含量, 使油管的耐点蚀性能增强, 因而天东67井、成32井的油管上部腐蚀较轻，铁山12井、罐3井油管材质中铬和钼含量低，因而油管腐蚀断裂，这是因为铬含量增加, 会增加钝化膜的稳定性, 钼含量增加, 会减少Cl-的破坏作用。（2）腐蚀环境影响 重庆气矿所属的大多数气井所处的井下环境十分恶劣，气井压力高,腐蚀性介质多，含量高，使井下的油、套管发生严重的电化学腐蚀破坏。油管腐蚀是多种因素共同作用的结果，通过H2S 和CO2的分压计算来确定以哪种因素为主，原则如下：当P H2S /P CO2大于或等于0.25时,以H2S腐蚀为主；当P H2S /P CO2小于0.25时, 以CO2腐蚀为主。其腐蚀环境及主要腐蚀因素见表1.2：表1.2 取样气井腐蚀环境及主要腐蚀因素表井号产层井深H2S%CO2%CL-mg/l井口压力MPaPH2SMPaPCO2MPaPH2S/PCO2主要腐蚀因素卧93P1m33660.982.9922767.720.0760.5960.328H2S、CO2 龙会2T1f44471.283.04620029.260.3750.8900.421H2S、CO2铁山12C2hl39681.060.90504819.200.20350.17281.178H2S、CO2天东67C2hl46280.061.72785224.10.0150.010.035CO2、H2S、CI-罐3C2hl46430.671.63816325.000.16750.40750.411H2S、CO2、CI-成18C2hl39290.252.7842.600.00650.07230.089CO2、H2S、CI-成32C2hl40140.332.876172.740.0090.07860.115CO2、H2S、CI-池28T1j11928.681.130.01190.21470.0019113H2S备注：自 试修作业井取样油管腐蚀原因分析及评价，黎洪珍。从表1.2可以看出，影响气井腐蚀的主要因素是H2S、CO2、Cl-以及这三种因素的共同作用产生的结果。（1）H2S H2S的腐蚀产物以Fe9S8为主, 在环形空间，油管外壁的腐蚀产物Fe9S8附着在管壁与油管外壁形成腐蚀电池，此时Fe9S8是阴极，油管外壁是阳极；同时，Fe9S8膜不能阻止铁离子通过，因而腐蚀进一步加剧。（2）CO2 CO2在无水的环境中是不会发生腐蚀的，而在有水的环境中，CO2极易溶于水形成碳酸，降低了PH值，增加酸度，使油管发生电化学腐蚀，腐蚀产物为FeCO3；CO2的腐蚀速度是随温度的升高而增加，气井上部的温度较低, 油管受CO2的影响不大，气下部的温度要高些,油管受CO2的腐蚀严重。（3）Cl- Cl-使油管腐蚀成点孔状,在Cl-离子击穿的地方就成为阳极，未被击穿的地方就成为阴极，这样一来就形成腐蚀电池；由于阳极面积比阴极面积小得多，阳极电流密度很大，因此, 油管外壁很快腐蚀成小孔。1.3 磨溪气田气井腐蚀及原因分析1.3.1 腐蚀现状 磨溪气田的天然气中，H2S含量为1.66%2.35%,CO2含量为0.36%0.89%,少量地层水含有H2S、CO2、Cl- ,其矿化度为69630222820mg/L。该气田自1994 年3月正式投入开发后,气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀,导致油管断裂,油嘴、针阀被刺,水套炉、输气支线经常堵塞,集气干线超压,清管频繁,严重危及气田安全生产。研究发现,腐蚀以电化学腐蚀和H2S腐蚀为主,兼有CO2、硫酸盐还原菌SRB等腐蚀。磨溪气田的腐蚀情况可归纳为： （1）腐蚀物结垢于油管内壁，增加了气流在油管内的流动阻力，同时阻碍液体的带出，造成井下积水，从而导致油压低于套压，气、水产量逐渐降低，如磨90、18井等。 （2）井底射孔段的井筒被腐蚀物沉淀、埋没，造成生产时油、套压及产气量均下降，如磨53、14井等。 （3）油管被腐蚀穿孔或断裂，表现为在气量不变的情况下生产时油、套压一致，如磨20、54、85、96、132、137井等。 （4）套管被腐蚀造成生产流动压力大大高于地层原始压力，如磨20、133井等。 （5）腐蚀物结垢于油管内壁，测压受阻，该类井占66口生产井的68%。井下管串腐蚀情况见表1.3 。表1.3 井下管串腐蚀现状井号生产状况腐蚀现状气（104m3/d)水(m3/ d)磨651. 6 降至1. 4少从筛管处断落,下部堵死磨703. 0 降至0. 4少080 m处穿孔,以下堵死磨532. 4 降至0. 2少冲出大量黑色固体及水泥块磨632. 5 降至1. 41. 02630m处穿孔,以下堵死磨712. 9 降至1. 92. 02560m以下穿孔磨563. 8 降至2. 3油管结垢严重磨611. 8 降至1. 52. 02580m以下穿孔磨641. 8 降至1. 0少675m处穿孔1000m处严重腐蚀磨591. 9 降至1. 3少1450m处穿孔,以下堵死磨551. 8 降至1. 52620m以下穿孔,结垢严重磨602. 7 降至1. 33. 0待侧钻磨842. 1 降至1. 510. 0待侧钻磨993. 1 降至08. 0下部油管堵死磨1011. 0 降至0. 110. 0油管腐蚀严重 备注：自 磨溪气田腐蚀及防腐，杨小平等。1.3.2 腐蚀原因初探通过对磨溪气田腐蚀状况调查及解剖分析，认为其腐蚀形态主要以电化学腐蚀、酸性气体（H2S、CO2)化学腐蚀为主，兼有产出水中矿化物影响、硫酸盐还原菌(SRB)腐蚀等因素，为一典型的酸性油气田综合性腐蚀。（1）电化学腐蚀 金属与电解质溶液接触时，由于金属表面的不均匀性或者由于与金属不同部位接触的电解液的种类、浓度、温度、流速等的差别，从而在金属表面形成许多腐蚀微电池和宏观电池。金属电化学腐蚀实质上是局部腐蚀，这与磨溪气田井下腐蚀主要表现在2000m以下气液界面处是一致的。（2）H2S腐蚀 H2S是弱酸在水溶液中离解为HS-、S2-吸附在金属的表面，形成加速电化学腐蚀的吸附复合物离子Fe(HS)-。生成物硫化铁加剧电化学腐蚀。磨溪气田H2S 浓度较高,其生成的硫化铁膜呈黑色疏松分层状或粉末，其主要成分为Fe9S8，该膜不但不能阻止铁离子通过，反而与钢铁形成宏观电池。硫化铁为阴极,碳钢为阳极，因而加速金属腐蚀。这样造成磨溪气田集气站分离出了大量的硫化铁，井下油、套管被大量硫化铁堵塞及井下油、套管表面呈现很深局部溃疡腐蚀。（3）CO2 腐蚀 CO2对碳钢的腐蚀是一不可低估的因素。腐蚀产物为FeCO3和Fe(OH)2，后者可与HCO3-作用生成FeCO3。腐蚀开始时,金属表面早已形成的结合力强的Fe(HCO3)2膜发生变化： Fe(HCO3)2+Fe2FeCO3+H2，从而形成结合力较差、微孔的保护性较差的FeCO3膜，因而引发碳钢的腐蚀(主要是点蚀)。即碳钢在饱和 CO2的盐溶液中和较宽的pH值范围内虽可在金属表面形成一层牢固的Fe (HCO3)2膜，该膜对碳钢有一定的保护作用,但随着时间的延长，Fe (HCO3)2会逐渐转化成与金属表面结合力较差的FeCO3而失去保护作用。钢铁表面覆盖不同腐蚀产物的区域以及不同腐蚀产物的接界区都可能由于电偶差而导致局部腐蚀。（4）硫酸盐还原菌SRB腐蚀 硫酸盐还原菌SRB是主要的腐蚀微生物，其特点是点蚀。中国科学院金属研究所专家认为，磨溪气田电化学腐蚀不会那么快，可能还有微生物腐蚀。经取样送中科院微生物研究所分析表明确有细菌尸体存在。研究表明：SRB在37左右最适宜生长繁殖,温度-1550时生长较快，随着温度升高,SRB生长减慢,菌量减少，且在8090也能存活。SRB对碳钢的腐蚀作用与温度、Fe2+浓度和形成的腐蚀产物硫化铁的结构有关。1.4 沙罐坪气田石炭系气藏生产管串腐蚀分析1.4.1 油管腐蚀状况在对沙罐坪气田石炭系气藏生产管串分析中发现，绝大部分气井管串下深位置及结构不合理，且修井作业发现生产管串腐蚀严重，影响气井后期带液生产和修井作业。根据沙罐坪气田石炭系气藏气井的井下环境及取样油管的腐蚀分析可以判断，沙罐坪气井油管腐蚀己比较严重。(1)被更换油管的腐蚀状况沙罐坪气2002年开始对试修作业井更换的油管进行取样分析，到目前为止已对罐2、3、7井的腐蚀油管取样，从腐蚀情况知，腐蚀井段在油管中上部，腐蚀形式主要是点孔腐蚀等，且外壁腐蚀严重，内壁未见明显腐蚀。油管腐蚀状况见图10、11 。 图1.10 罐3井油管腐蚀断裂图 图1.11 罐3井节箍腐蚀状况 备注：自 沙罐坪气田石炭系气藏生产管串适应性分析，黎洪珍 庞宇来等。(2)未换油管的气井油管腐蚀状况分析根据罐2、3、7井取样油管的腐蚀分析知，3口井腐蚀严重。根据流体性质、井下环境、换油管前的生产历程等对比分析，推测相似条件下各气井油管的腐蚀情况见表1.4。表1.4 未更换油管腐蚀状况分析井号完井时间投产时间有无酸化H2Sg/m3CO2g/m3腐蚀状况1085.12.1788.5.16有9.26924.019未穿孔，但油管整体可能腐蚀严重1186.1.589.3.17有7.41526.748未穿孔，但油管上部可能腐蚀严重1994.2.1994.10.10有6.27726.475未穿孔，但油管上部可能腐蚀严重2093.7.494.4.8有5.47822.927未穿孔，但油管上部可能腐蚀严重2194.4.295.4.19有4.42829.205未穿孔，可能油管腐蚀较重2587.12.1290.3.25有4.55124.019未穿孔，油管中下部可能腐蚀2686.8.2588.3.22有5.62433.736未穿孔，可能腐蚀严重2893.5.2294.4.7有6.38127.294未穿孔，油管上部可能腐蚀严重2987.9.489.12.21有6.62432.283未穿孔，可能腐蚀严重3187.1294.3.5无6.61627.155未穿孔，可能腐蚀严重备注：根据罐2、3、7井油管腐蚀断落原因分析及腐蚀评价报告及重庆气矿气井缓蚀剂保护技术方案和经验分析油管腐蚀状况。1.4.2 腐蚀因素气井H2S含量4.4289.269g/m3之间，CO2含量22.75433.736g/m3之间，且大多数井产凝析水，部分井Cl-含量较高，整个气藏气田水水型基本以NaHCO3和CaCl2为主，矿化度较低。气、水分析见表3。通过分压计算知，罐2、3、7、10、11、19、20、28井主要腐蚀因素为H2S、CO2，罐21、25、26井以CO2、H2S腐蚀为主，罐29、31井以H2S、CO2、Cl腐蚀为主。见表1.5。表1.5 气井主要腐蚀因素表井号井口压力(MPa)PH2S(MPa)PCO2(MPa)PH2S/ PCO2主要腐蚀因素罐2井8.730.0520.1080.481H2S、CO2、罐3井7.140.0320.1140.281H2S、CO2罐7井13.440.0480.1610.298H2S、CO2罐10井7.170.0470.0930.505H2S、CO2罐11井8.000.0420.1160.362H2S、CO2罐19井6.890.0300.0990.303H2S、CO2罐20井8.620.0330.1070.308H2S、CO2罐21井10.540.0330.1680.196CO2 、H2S罐25井8.560.02740.11130.246CO2 、H2S罐26井190.07410.3480.213CO2 、H2S罐28井8.840.03890.1310.297H2S、CO2罐29井15.90.0730.2780.263H2S、CO2 、Cl罐31井300.1380.4410.313H2S、CO2、Cl 备注：自 沙罐坪气田石炭系气藏生产管串适应性分析，黎洪珍 庞宇来等。2. 油管腐蚀机理研究大多数气井所处的井下环境十分恶劣, 气井压力高, 腐蚀性介质多，含量高，使井下的油、套管发生严重的腐蚀破坏。通过前文对气井油管腐蚀因素的大致探讨，概括起来，气井油管腐蚀主要因素包括：CO2，H2S，电化学，微生物以及油管材料等。为了更加详细的了解它们对油管腐蚀的机理和影响因素，分别对它们进行分析。2.1 CO2 在油气生产系统的温度下，干CO2本身不具有腐蚀性，但是其溶于水后，在相同的pH值条件下它对钢铁的腐蚀比盐酸还严重。通过水，它可以在钢和与钢接触的水之间产生电化学反应。CO2腐蚀是一个全球性的问题，它所引起的重大事故举不胜举，经济损失十分严重，同时也造成了一定的环境污染。2.1.1 CO2的腐蚀机理钢铁在CO2水溶液中的腐蚀，其基本过程为：当气相CO2遇水时，一定数量的CO2将溶解于水形成具有一定CO2：浓度的溶液，CO2在水中的溶解量主要取决于温度。溶液中的CO2 浓度和CO2分压成一定比例，即：CO2=H* Pco2。溶解在水中的CO2，和水反应生成碳酸： CO2+H2O =H2CO3溶液中的CO2和Fe的反应促使了Fe的腐蚀： Fe+H2CO3FeCO3+H2但是溶液中的HCO3-绝大部分是以H+和HCO3-在的，因此，反应生成物中的大多数物质不是FeCO3而是Fe(HCO3)2。Fe(HCO3)2在高温下不稳定并分解为 ： Fe(HCO3)2 FeCO3+H2O+CO2 实际上，CO2腐蚀是一种典型的局部腐蚀腐蚀产物碳酸盐 (FeCO3、CaCO3)或不同的生成膜在钢铁表面不同区域的覆盖程度不同。而且不同覆盖度的区域之问形成了自催化作用很强的腐蚀电偶。CO2 的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。这一机理也很好地解释了水化学作用和在现场一旦发生上述过程时。局部腐蚀会突然变得非常严重等现象。2.1.2 CO2的腐蚀的影响因素和腐蚀特性 在产生CO2腐蚀时，金属破坏的基本特征是局部腐蚀，但均匀腐蚀现象也时有发生。CO2：腐蚀低碳钢的过程是一种错综复杂的电化学过程。在无S等条件下，影响钢的CO2：腐蚀特性因素很多，主要是CO2分压(Pc )、温度(T)、流速(v )、介质组成、管材的性质和管材所承受的载荷等，并因此导致钢的多种腐蚀破坏，高的腐蚀速率，严重的局部腐蚀、穿孔，有的甚至发生应力腐蚀开裂 (SSC)等。（1）温度 温度对CO2腐蚀的影响十分重要复杂。Fe2+的溶解速度随温度升高而加大，FeCO3的溶解速度则随温度升高而降低，前者加剧了腐蚀，后者有利于保护膜的形成，造成了错综复杂的关系。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。国外研究者对于不同温度下的CO2腐蚀选择了三种情况来探讨：1）在较低温度时，腐蚀产物FeCO3难以在有效的保护膜；2）在100左右，此时FeCO3保护膜出现粗大的结晶并继续增大和剥裂，有产生坑蚀到局部腐蚀；3）在150左右，Fe2+初始的溶解速度加大在钢铁表面的浓度加大，而FeCO3的溶解速度降低，很快形成薄而致密的保护膜。这种保护膜大约钢铁接触到腐蚀介质的最初二十小时左右形成，此后就具有保护作用。不同的金属材料在相同条件下则表现出不同的腐蚀速度。（2）分压。 温度较低，没有完善的膜保护，腐蚀速度随CO2分压的增加而加大。在100左右，膜的保护不完全，出现坑蚀到局部腐蚀，其腐蚀速度也随CO2分压的增加而加大，在150左右，致密的保护膜形成，腐蚀速度大大降低；在100以下，碳钢和低合金钢的腐蚀速度随CO2的分压的增加呈指数增加。PCO2在0.1MPa以下时腐蚀速率超过0.2mm/a,13Cr钢的腐蚀速率远小于碳钢和低合金钢，在150以下不受CO2分压的影响。3）流速实际经验和实验室研究表明，流速对钢的腐蚀有较大的影响。腐蚀速率随流速增加有惊人的增大，并导致严重的局部腐蚀。实际上，流动的气体或液体将对设备内壁构成强烈的冲刷，除了使设备承受一定的冲刷力、促进腐蚀反应的物质交换外，还将抑制致密保护膜的形成，影响缓蚀剂作用的发挥，尤其是在材料内壁已不光滑的条件下，局部的流速可能远远高于整体流速，而且还可能出现紊流，因此必然会对腐蚀速率有一定的影响。近来的研究表明，流速的提高并不都带来负面效应。它对腐蚀速率的影响和碳钢的钢级有关。通过对C90、2Cr、L80等钢的研究发现，C90和2Cr钢的试验中均发现有一个取决于钢级和腐蚀产物性质的临界流速，高于此流速，腐蚀速率不再变化,对于L80钢的研究则发现，流速对腐蚀速率的影响和上述钢不同，随流速提高，点蚀速率降低。这和腐蚀产物 Fe3C和Fe3O4的出现有关。高流速影响Fe2+溶解动力学和FeCO3的形核，形成一个虽然薄但更具保护性的薄膜，因而，提高流速反而使腐蚀速率降低了。（3）合金元素的影响以前的研究者都认为，当温度较低时，随Cr含量的增加，腐蚀速度随之降低。但是最近的研究结果表明，Cr含量对腐蚀速率的影响绝非如此简单，不同Cr含量在不同温度存在一个最大的应力腐蚀速率，而且此温度随Cr含量的升高向高温方向移动，与此同时，不含Cr钢和含Cr量至5的钢种，在200时，其腐蚀速率出现最小值，Ikeda同时认为，一定含量的Cr可以降低CO2的腐蚀速率，但是在某些特定环境下和材料共同作用下，CO2的腐蚀抗力将降低。值得注意的是，当Cr含量较高时，局部腐蚀的倾向将随之加大。2.2 H2S2.2.1 H2S腐蚀机理 H 2S是弱酸 ,在水溶液中按下式离解: (1) 溶液中 S 与 Fe 发生以下化学反应: (2) FexSy为各种结构硫化铁的通式。随着式(2) 反应的进行 ,溶液中H2S含量及pH 值随之变化 ,对腐蚀过程带来以下影响： （1） 根据反应式（1）H2S离解的产物HS-、S2-吸附在金属的表面，形成加速电化学腐蚀的吸附复合物离子Fe (HS)-。吸附的HS-、S2-使金属电位移向负值，促使阴极放氢加速。同时，又使铁原子间键的强度减弱，使铁更容易进入溶液，加速了阳极反应。 （2）生成物硫化铁加剧电化学腐蚀。从电子显微镜中得知，H2S浓度较低时，能生成致密的硫化铁膜主要由硫化铁、二硫化铁组成，该膜能阻止铁离子通过，可显著降低金属的腐蚀速度，甚至使金属接近钝化状态。但是H2S浓度如果较高，其生成的硫化铁膜呈黑色疏松分层状或粉末，其主要成分为Fe9S8，该膜不但不能阻止铁离子通过，反而与钢铁形成宏观电池。硫化铁为阴极,碳钢为阳极，因而加速金属腐蚀。这样造成磨溪