７８ 天然号与石油 ２０１５年０４月 ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＡＮＤ ＯＩＬ 油气田开发中Ｃ Ｏ２腐蚀机理及防腐方法研究进展 袁青刘音毕研霞牛增前王云云何志勇贾红战 中国石油集团渤海钻探工程技术研究院，天津３００４５７ 摘 要：为降低油气田开采过程中ＣＯ：的腐蚀危害，有必要对ＣＯ：的腐蚀机理、腐蚀类型、诱发 机制、影响因素和防腐方法进行研究。通过腐蚀机理调研发现，ＣＯ 先生成碳酸，进而产生电化学反 应，造成钢材腐蚀；ＣＯ 腐蚀类型分为均匀腐蚀、冲刷腐蚀和坑点腐蚀（坑蚀），其中以坑蚀最常见且 危害最大；影响ＣＯ：腐蚀速率的因素包括：ｐＨ值、ＣＯ 分压、温度、流速、含水量等。目前油气田开发 中防ＣＯ 腐蚀的措施很多，其中优选抗蚀金属管材是防腐蚀的基本方法；加注缓蚀剂的方法则具有 防护效果好、方法简便、成本低、适用性强等特点，使用性高。通过对目前油气田开发过程中防腐方 法的调研．提出了防腐方法的选择依据和缓蚀剂的研究建议。 关键词：ＣＯ ；腐蚀；腐蚀机理；防腐方法 ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—５５３９．２０１５．０２．０１７ ０前言 在油气田开采过程中，随着超临界ＣＯ 钻井及注 ＣＯ 强化采油等新技术的采用，油气田中ＣＯ：含量逐渐 增加并对油套管造成了巨大破坏，腐蚀问题已引起石油 行业的普遍关注…。 护和采购费用。介绍了ＣＯ：的腐蚀机理、诱导机制、影响 因素和主要防腐措施，提出油气田开发中防腐措施的选 择标准。 １ ＣＯ 的腐蚀机理及诱发机制 Ｃ０ 的腐蚀机理一直是研究人员最关注的问题。姚 晓等人＿３ 指出ＣＯ 自身并不腐蚀金属，ＣＯ 溶解于水中 生成碳酸后才会引起腐蚀。由于Ｈ ＣＯ 的ｐＨ值较高，加 快了管材的腐蚀速度，在金属表面上吸附的Ｈ ＣＯ，中未 离解的分子可直接被还原成Ｈ 分子。从电解质溶液扩散 ＣＯ 腐蚀属管道内腐蚀，主要包含三类：均匀腐蚀， 即在一定条件下，水气在管道表面凝结形成水膜．ＣＯ：与 水反应形成碳酸，使金属发生腐蚀，材料表面受到均匀 破坏；冲刷腐蚀，腐蚀产物膜会被气流带走，不断使金属 表面裸露，加剧腐蚀，有研究表明Ｅ２］。如果气体流速增加 备与内；坑点腐蚀（坑蚀），大量实验证明，ＣＯ 腐蚀 最典型的特征是呈局部性的坑蚀，这种腐蚀穿透率很 ３．７倍，腐蚀速度则会增加５倍，腐蚀主要发生在井ＶＩ设 到金属表面的Ｈ 可以与ＨＣＯ；化合，并重新形成Ｈ２Ｃ０，。 由此表明，碳酸的腐蚀性比完全电离的酸（相同ｐＨ值）更 高。许多研究者认为，碳钢的ＣＯ 腐蚀是因为材料表面的腐 蚀产物与基体之间构成电偶腐蚀，从而加快腐蚀碳钢。ＸｉａＺ 等人 研究了碳钢在含Ｃ０ 溶液中的腐蚀，指出覆盖和没有 人Ｅ 认为在ＣＯ２腐蚀过程中，ＦｅＣＯ 和水合氧化物等腐蚀 产物膜能够与碳钢形成电偶腐蚀。 高，每年可达到数毫米。 ＣＯ 腐蚀会破坏大量有用材料 使设备失效，甚至引 发灾难性后果。例如，Ｌｉｔｌｔｅ ｃｒｅｅｋ油田在不采取任何防 覆盖ＦｅＣＯ 的区域之间构成了电偶腐蚀。Ｒｌｅｓｅｎｆｅｌｄ Ｆ Ｃ等 ＣＯ 腐蚀措施的情况下，设备腐蚀速率高达１２．７ ｍｍ／ａ； 苏联拉尔边疆地区ＣＯ：油气田的设备内表面腐蚀 速率达５—８ ｍｒｎ／ａ Ｅ 。在实际工作中，通过研究ＣＯ 的腐蚀 机理和影响因素，掌握ＣＯ 腐蚀特点，通过采取合适的 腐蚀科学家认为，坑蚀的诱发机制主要有台地腐蚀 机制、流动诱导机制、内应力致裂机制以及基体变形导 致膜破损机制等。 防腐措施，可以减轻和控制ＣＯ：腐蚀，同时也会降低维 收稿日期：２０１４—１０—１２ 作者简介：袁青（１９８３－），男，山东青岛人，高级工程师，博士，主要从事油田化学方面的研究工作。 第３３卷第２期 ＣＯＲＲＯＳｌＯＮ ＡＮＤ ＰＲＯＴＥＣＴ１ＯＮ ｉｌｉｌｔＵ￣ｍｔｌａ ７９ Ｎｙｂｏｒｇ Ｒ等人 通过原位拍摄法研究了腐蚀产物膜 的生成和发展过程．提出了台地腐蚀机制：坑蚀最早发 生在几个点，当点继续发展会变成一片，当小孔被腐蚀 时形成厚而松的腐蚀产物膜，可发生均匀腐蚀和坑蚀； ＞ １５０℃，形成细致、紧密、附着力强的腐蚀产物膜，此时腐 蚀速率会降低［３，１５］。 高流速既能使腐蚀介质到达金属表面的速度增加， 也能破坏已经形成的腐蚀产物膜。加快腐蚀速率。 不管ＣＯ：腐蚀发生在液相还是气相，都需要水首 先润湿钢铁表面。在干燥ＣＯ 中，碳钢的腐蚀速率非 介质覆盖后会破坏腐蚀产物膜，造成台地腐蚀。赵国仙 ２．４流速 等人ｌ７ 认为疏松腐蚀产物膜会使坑蚀加剧。 流动诱导机制理论认为：由管道内微湍流引起的剪 面的基底处相当于小阳极，从而产生坑蚀。Ｓｃｈｍｉｔｔ Ｇ等 ５含水量 切应力使腐蚀产物膜变薄，或者产生疏松孔道，孔道下 ２．人［８－９１认为管道内的微湍流会诱导产生坑蚀；剪切应力达 到０．２ Ｐａ时，就能引起流动并诱导坑蚀破坏，破坏程度随 流速增高而变大。Ｇｏｐａｌ Ｍ等人㈣认为腐蚀产物膜会被 湍流强度和气泡空化作用破坏，引起局部坑蚀。Ｈａｎ Ｊｉ． ａｂｉｎ等人“¨指出钢材的ＣＯ：坑蚀总是与钢材的ＦｅＣＯ，腐 蚀产物膜损坏有关，而流动会损害局部产物膜。 内应力致裂机制认为［１２ ：管道内微湍流不能破坏基 体与膜的附着性，坑蚀主要是由于膜厚度增加后，内应 力过大使膜破裂，从而形成了电偶腐蚀。 基体变形导致膜破损机制认为：由于塑性基体金属 与脆性ＦｅＣＯ。腐蚀产物膜的变形能力不同，当环向压力 作用于金属基体时，腐蚀产物膜会被破坏，进而造成电 偶腐蚀ｎ引。 ２ ＣＯ２腐蚀影响因素 ＣＯ 腐蚀是一种复杂的电化学过程，影响因素主要 有ｐＨ值、ＣＯ 分压、温度、流速、含水量等。 ２．１ ＤＨ值 溶液的ｐＨ值直接影响Ｈ：ＣＯ 在水中的存在形式， 当ｐＨ＜４时，主要以Ｈ２Ｃ０ 形式存在；当４≤ｐＨ≤１０时， 主要以ＨＣＯ 形式存在；当ｐＨ＞１０时，主要以Ｃ０｝存在。 ｐＨ值越大，Ｈ＋含量越少。碳钢的腐蚀速率越低。ＦｅＣＯ，的 溶解度随ｐＨ值增大而降低，有利于ＦｅＣＯ。腐蚀产物膜 的形成，可减慢腐蚀速率 ］。 ２．２ ＣＯ２分压 ＣＯ 分压（Ｐｃｏ：）是影响腐蚀的重要因素之一，根据美 国防腐工程师协会（ＮＡＣＥ）相关标准，可按ＣＯ：分压来 划分ＣＯ 的腐蚀环境。 ＜０．０２１ ＭＰａ，属于无腐蚀或极 轻微腐蚀，不需要采取防腐措施；０．０２１ ＭＰａ≤Ｐｃｏ：≤０＿２１ ＭＰａ．属于中等腐蚀，应考虑采取防腐措施；Ｐｃｏ ＞０．２１ ＭＰａ，属于严重腐蚀，需采用防腐管材 ， ］。 ２．３温度 高温会促进电化学反应速率，使腐蚀加速，同时ＦｅＣＯ， 的沉淀速度随温度升高也增大，腐蚀产物膜的形成速度 也会升高，从而使腐蚀速率降低。实验结果表明：Ｔ＜６０ ，ＦｅＣＯ 很难在钢铁表面沉积形成保护膜，此时的腐蚀 产物膜量少且附着力小，易发生均匀腐蚀；Ｔ＝１００ ，此 常低。ＺｈａｎｇＹＣ等人 发现Ｃ７５和Ｘ６５两种碳钢在８０℃、 １３．５ ＭＰａ的干燥ＣＯ２中放置９６ ｈ未发生腐蚀。Ｒｕｓｓｉｃｋ Ｅ Ｍ等人［１７ 发现Ｃ １０１８碳钢在５０℃、２４ ＭＰａ时暴露在干 燥ＣＯ 中２４ ｈ未见腐蚀痕迹。Ｓｃｈｒｅｍｐ Ｆ Ｗ等人口 ］研究 证明，短期暴露在于燥ＣＯ 中，碳钢的腐蚀速率基本为 Ｏ。当ＣＯ：中的水含量增加时，碳钢的腐蚀速率明显加 快，说明含水量是影响ＣＯ。腐蚀的重要因素。 ３ ＣＯ 的防腐方法 目前国内外防ＣＯ 腐蚀的方法主要包括：优选抗蚀 金属管材、管壁涂层保护、增加ｐＨ值、加注缓蚀剂等。 ３．１ 优选抗蚀金属管材 在湿ＣＯ：环境中，含Ｃｒ的不锈钢具有很好的抗腐蚀 性能。在低温条件下，随着Ｃｒ含量增加，抗蚀性能增大； 随着温度升高，抗蚀性能快速下降。 ３．２管壁涂层保护 采用涂层对管壁进行保护，是防腐的常用方法，在压力 较高的油气井中尤其重要。国外主要采用酚醛、改性环氧酚 醛树脂类涂料提高抗腐蚀能力，涂层厚度为０．１２－４３．２ ｍｍ＿１４］。 ３．３增加ｐＨ值 当６＜ｐＨ＜７时，由于Ｆｅ 溶解度较低（≤１ ｍｇ，Ｌ），容 易形成ＦｅＣＯ，腐蚀产物膜，同时也会使保护膜不易被溶 解，因此，增加ｐＨ值是防止腐蚀的有效方法。添加ｐＨ稳 定剂已实际应用在挪威北海里弗哥油田和Ｅｌｉ Ａｑｕｉｔａｉｎｅ公 司．可达到防腐要求嘲。 ３．４加注缓蚀剂 加注缓蚀剂是防护效果好、成本低、适用性最强的 一种方法Ｅｌ９１。缓蚀剂可以分为有机胺类缓蚀剂和表面活 性剂类缓蚀剂等。目前对咪唑啉类缓蚀剂的研究较多，因 其具有较好的缓蚀效果，是缓蚀剂的重要研究方向之一。 有机胺类缓蚀剂是通过分子中心Ｎ原子所含的孤对 电子与金属原子的ｄ电子空轨道配位，可以吸附于金属 表面而起到缓蚀作用。美国哈里伯顿公司 开发出ＨＩＴ一 ５００增效￣ｔｌ＋ＨＡＩ一７５缓蚀剂，使用温度达到２０４ ｏＣ；缓蚀 剂产品ＨＡＩ＋ＨＩＩ可以在１３５℃条件下使用，在８Ｏ℃、１５％ ＨＣｌ条件下可以防腐达４０ｈ，而在１２０ ｑＣ、２８％ＨＣ１条件 ８０ 天熟与与石油 ２０１５年０４月 ＮＡＴＵＲＡＬ ＧＡＳ ＡＮＤ ＯＩＬ 下ＨＡ１—８１缓蚀剂可防腐达４０ｈ。ＫｕｍａｒＴ等人［２１］研究了 一时．则可以选用普通碳钢管材＋ａｎ注缓蚀剂相结合的方法 种高效缓蚀剂。可以保证在常规土酸溶液中３６ ｈ内的 （ 为缓蚀率）；当Ｒ≥１／（１－ｘ）Ｒ。时，即加注缓蚀剂不能将 腐蚀减小到可承受范围，则需要选用抗腐蚀合金管材。 目前，缓蚀剂的研究虽取得了一定进步，但总体上 缓蚀效果。炔醇类化合物与有机含氮化合物复配，可以 在１００ ｏＣ以上的高温环境中使用 ，因为炔基化合物的 叁键与金属具有较强的结合力，聚合后产生多层聚合 腐效果．但炔醇缓蚀剂的主要缺点是毒性大 ］。 还很薄弱，新型缓蚀剂的研究工作仍然建立在假设和大 的盲目性，需要进一步研究缓蚀机理来指导新型缓蚀剂 的研发。另外，计算机分子模拟方法已应用于缓蚀剂的分 膜，与长链含氮化合物的屏蔽功能同时作用，加强了防 量探索性试验的基础上，成本高、周期长，而且带有很大 使用表面活性剂类缓蚀剂能达到一定的缓蚀性，表 面活性的作用类型可分为三类：吸附在碳钢表面，改变 子设计工作，给缓蚀剂的分子设计带来很大便利，是今后 碳钢表面的润湿性，聚集在油水界面并改变油水界面的 界面张力。Ｐｅｔｒｏｌｉｔ公司针对ＣＯ２腐蚀问题，评价了磷酸 脂与烷基胺、咪唑啉、多胺类、复合胺类、新型多胺等几 种商用缓蚀剂的缓蚀效果，发现上述缓蚀剂的缓蚀效率 均在８５％以上［３１。Ｆａｒｅｌａｓ Ｆ等人 研究了咪唑啉和双咪 唑啉在ＣＯ 腐蚀中的应用效果，发现双咪唑啉分子能够 形成更紧凑的抑制剂层。杨雪 采用油酸、二乙烯三胺、 氯化苄和硫脲为原料，制备了可以抗ＣＯ 腐蚀的咪唑啉 季铵盐缓蚀剂，并通过静态失重法研究其在地层水环境 中的缓蚀性能，结果表明，在 ｏ ＝４．６４ ＭＰａ时的ＣＯ 腐蚀 介质中，当温度为９０℃、缓蚀剂用量为０．０２５％时，其缓 蚀率可以达到８８％；当温度升高、腐蚀时间延长且矿化度 增加时．缓蚀率均呈下降趋势。Ｌｊｕ ｘ等人 研究了四种 具有不同亲水基团的咪唑啉抑制剂的缓蚀效果，研究发 现，亲水基团能够改善抑制剂的抑制效果，而Ｊｏｖａｎｃｉｃｅ— ｖｉｃ Ｖ等人 研究了疏水基团对抑制效果的影响，发现疏 水基团的长度对咪唑啉的抑制效果影响很大。Ｋｕｚｎｅｔｓｏｖ Ｉ Ｙ等人 研究了脂肪族羧酸在气态和液态碳酸盐介质 中对钢材腐蚀的影响，发现随着疏水基团的增长，羧酸 的抑制效果增加，并且羧酸具有很强的吸附力，可以同 时抑制阴极和阳极反应。月桂酸在脂肪族羧酸中具有良 好的抑制ＣＯ：腐蚀的效果，但随疏水基团的增长，对环 境的危害性也增加 ］。 ４ 结论 通过对ＣＯ。的腐蚀机理、诱发机制、腐蚀影响因素 和防腐方法的研究，在油气田开发中ＣＯ 防腐方法的选 择上应遵循以下原则： １）在经济允许的情况下，选用含Ｃｒ抗蚀金属管材是 防止ＣＯ 腐蚀最有效的方法，而加注缓蚀剂是有效的保 障手段。 ２）在考虑经济性的情况下，假设管材能够承受的腐 蚀速率为尺。，而现场条件下的实际腐蚀速率为 ，当 ≤ Ｒ。时，即现场ＣＯ 的腐蚀速率低于管材能够承受的腐蚀 速率，宜采用普通碳钢的管材；当Ｒｏ＜Ｒ≤１／（１ ） 。时，即 现场的腐蚀速率低于ｌ／（１ ）倍管材能够承受的腐蚀速率 缓蚀剂分子设计及缓蚀机理研究的重要工具。 参考文献： ［１］张，陈长风，路民旭，等．油气田中ＣＯ 腐蚀的预测模型 ［Ｊ］．中国腐蚀与防护学报，２０００，２５（２）：１１９—１２３． Ｚｈａｎｇ Ｇｕｏ’ａｎ，Ｃｈｅｎ Ｃｈａｎｇｆｅｎｇ，Ｌｕ Ｍｉｎｘｕ，ｅｔ ａ１．Ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ Ｍｏｄｅｌｓ ｆｏｒ ＣＯ２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄｓ［Ｊ ｊ．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎｅｓｅ Ｓｏｃｉｅｔｙ ｆｏｒ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ，２０００，２５（２）： １ １９—１２３． ［２］杨涛，杨桦，王凤江，等．含ＣＯ 气井防腐工艺技术［Ｊ］． 天然气工业，２００７，２７（１１）：１１６－１１８． Ｙａｎｇ Ｔａｏ，Ｙａｎｇ Ｈｕａ，Ｗａｎｇ Ｆｅｎｇｊｉａｎｇ，ｅｔ ａ１．Ｔｈｅ Ａｎｔｉ—ｃｏｒｒｏ— ｓｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｆｏｒ ＣＯ２ Ｃｏｎｔａｉｎｉｎｇ Ｇａｓ Ｗｅｌｌ【Ｊ Ｊ．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２００７，２７（１１）：１１６—１１８． ［３］姚晓，冯玉军．气田开发中ＣＯ。对井内管线的腐蚀及预 防［Ｊ］．钻采工艺，１９９６，１９（６）：３１—３７． Ｙａｏ Ｘｉａｏ，Ｆｅｎｇ Ｙｕｊｕｎ．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ ｏｆ ＣＯ２ ｔｏ ｔｈｅ Ｂｏｒｅｈｏｌｅ Ｐｉｐｅ Ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ ｌ Ｊｊ． Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，１９９６，１９（６）：３１—３７． ［４］Ｘｉａ Ｚ，Ｃｈｏｕ Ｋ Ｃ，Ｓｚｋｌａｒｓｋａ Ｚ．Ｐｉｔｉｔｎｇ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ Ｃａｒｂｏｎ Ｓｔｅｅｌ ｉｎ ＣＯ２＿ＣｏｒｒｏｓｉｏｎＮａＣ１Ｂｒｉｎｅ［Ｊ］．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，１９８９，４５（８）： ６３６－６４２． ［５］Ｒｌｅｓｅｎｆｅｌｄ Ｆ Ｃ，Ｂｌｏｈｍ Ｃ Ｌ．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｐｒｏｂｌｅｍ ｉｎ Ｇａｓ Ｐｕｒｉｉｆ— ｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔｓ Ｅｍｐｌｏｙｉｎｇ ＭＥＡ Ｓｏｌｕｔｉｏｎ［Ｊ ｊ．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｒｅｉｆｎｅｒ， １９５０，２９（４）：１４１－１５０． ［６］Ｎｙｂｏｒｇ Ｒ，Ｄｕｇｓｔａｄ Ａ．Ｍｅｓａ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ａｔｔａｃｋ ｉｎ Ｃａｒｂｏｎ Ｓｔｅｅｌ ａｎｄ ０．５％Ｃｈｒｏｍｉｕｍ Ｓｔｅｅｌ ｌ Ｃ Ｊ／／Ｐａｐｅｒ ９８０２９ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ—Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ １９９８ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ， ２２—２７ Ｍａｒｃｈ １９９８，Ｓａｎ Ｄｉｅｇｏ，Ｃａｌｉｏｆｒｎｉａ，ＵＳＡ．Ｈａｕｓｔｏｎ： ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ，１９９８． ［７］赵国仙，陈长风，路民旭，等．ＣＯ：腐蚀产物膜及膜中物质交 换通道的形成［Ｊ］．中国腐蚀与防护学报，２００２，２２（６）：３６３ －３６６． Ｚｈａｏ Ｇｕｏｘｉａｎ，Ｃｈｅｎ Ｃｈａｎｇｆｅｎｇ，Ｌｕ Ｍｉｎｘｕ，ｅｔ ａ１．Ｔｈｅ Ｆｏｒ— ｍａｒｉｏｎ ｏｆ Ｐｒｏｄｕｃｔ Ｓｃａｌｅ ａｎｄ Ｍａｓｓ Ｔｒａｎｓｆｅｒ Ｃｈａｎｎｅｌｓ Ｄｕｒｉｎｇ ＣＯ２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎｅｓｅ Ｓｏｃｉｅｔｙ ｆｏｒ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ．２００２，２２（６）：３６３－３６６． ［８］Ｓｃｈｍｉｔｔ Ｇ，Ｂｏｓｃｈ Ｃ，Ｐａｎｋａｋｅ Ｕ．Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｒｉｔｉｃａｌ Ｆｌｏｗ 第３３卷第２期 ＣＯＦＩＦ！Ｏ８１ＯＮ ＡＮＤ ＰＦＩＯＴＥＣＴｌＯＮ ＩＩｔ｜－￣ｍｔＰ ８１ Ｉｎｔｅｒｓｉｔｅｓ ｆｏｒ Ｆｉｌｅ ｉｎ Ｓｏｕｒ Ｇａｓ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｌ Ｃ ｊ／／Ｐａｐｅｒ ９８０４６ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ—Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ １９９８ Ｃｏｎ－ ｆｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ，２２—２７ Ｍａｒｃｈ １９９８，Ｓａｎ Ｄｉｅｇｏ，Ｃａｌｉｆｏｒｎｉａ， ＵＳＡ．Ｈａｕｓｔｏｎ：ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ，１ ９９８． ［１９］刘卉，吴振玉，姜霞，等．金属缓蚀剂协同作用的研究 进展［Ｊ］．安徽化工，２０１２，３８（２）：卜１０． Ｌｉｕ Ｈｕｉ，ｗｕ Ｚｈｅｎｙｕ，Ｊｉａｎｇ Ｘｉａ，ｅｔ ａ１ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｐｒｏｇｒｅｓｓ ｏｎ Ｓｙｎｅｒｉｓｇｔｉｃ Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ Ｍｅｔａｌ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ ｌ Ｊ ｊ．Ａｎｈｕｉ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｉｎｄｕｓｔｒｙ，２０１２，３８（２）：１—１０． ［９］Ｓｃｈｍｉｔｔ Ｇ，Ｍｕｅｌｌｅｒ Ｍ．Ｃｒｉｔｉｃａｌ Ｗａｌｌ Ｓｈｅａｒ Ｓｔｒｅｓｓｅｓ ｉｎ ＣＯ２－Ｃｏｒ ｒｏｓｉｏｎｏｆＣａｒｂｏｎＳｔｅｅｌ［Ｃ］／／Ｐａｐｅｒ ９９０４４ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｌ１ｅ ＮＡｃＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ—Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ １９９９ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ，２５—３０ Ａｐｒｉｌ １ ９９９，Ｓａｎ Ａｎｔｏｎｉｏ，Ｔｅｘａｓ，ＵＳＡ．Ｈａｕｓｔｏｎ：ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒ－ ｎａｔｉｏｎａｌ，１９９９． １ １０ ｊ Ｇｏｐａｌ Ｍ，Ｒａｊａｐｐａ Ｓ．Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ Ｍｕｌｔｉ—ｐｈａｓｅ Ｓｌｕｇ Ｆｌｏｗ ｏｎ ｔｈｅ ＳｔａｂｉｌｉＷ ｏｆＣｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｐｒｏｄｕｃｔ ＬａｙｅｒｌＣｊ／／Ｐａｐｅｒ ９９０４６ Ｐｒｅ— ｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ—Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ １９９９ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ，２５—３０ Ａｐｒｉｌ １９９９，Ｓａｎ Ａｎｔｏｎｉｏ，Ｔｅｘａｓ，ＵＳＡ． Ｈａｕｓｔｏｎ：ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ，１９９９． 【１１ｊ ＨａｎＪｉａｂｉｎ，Ｙａｎｇ Ｙ，Ｂｒｏｗｎ Ｂ，ｅｔ １ａ．Ｅｌｅｃｔｒｏｃｈｅｍｉｃｌａ Ｉｎｖｅｓｔｉ— ｇａｉｔｏｎ ｏｆＬｏｃａｌｉｚｅｄ ＣＯ２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｎ Ｍｉｌｄ Ｓｔｅｅｌｌｃｊ／／Ｐａｐｅｒ ０７３２３ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ－Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ２００７ Ｃｏｎ－ ｔｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ，１ １—１ ５ Ｍａｒｃｈ ２００７，Ｎａｓｈｖｉｌｌｅ，Ｔｅｎｎｅｓｓｅｅ， ＵＳＡ．Ｈａｕｓｔｏｎ：ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ，２００７． １１２ｊ Ｓｃｈｍｉｔｔ Ｇ，Ｍｕｌｌｅｒ Ｍ，Ｐａｐｅｎｆｕｓｓ Ｍ，ｅｔ １ａ．Ｕｎｄｅｒｓｔａｎｄｉｎｇ Ｌｏ— ｃａｌｉｚｅｄ ＣＯ２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ Ｃａｒｂｏｎ Ｓｔｅｅｌ ｆｒｏｍ Ｐｈｙｓｉｃａｌ Ｐｒｏｐｅｒ— ｔｉｅｓ ｏｆｉｒｏｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ ＳｃａｌｅｓｌＣ Ｊ／／Ｐａｐｅｒ３８ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ—Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ １９９９ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ， ２５－３０ Ａｐｒｉｌ １９９９，Ｓａｎ Ａｎｔｏｎｉｏ，Ｔｅｘａｓ，ＵＳＡ．Ｈａｕｓｔｏｎ： ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａ１．１ ９９９． １ １３ Ｊ Ｒａｍａｎｃｈａｎｄｒａｎ Ｓ，ＥａｍｐｂｅＨ Ｓ，Ｗａｒｄ Ｍ Ｂ．Ｔｈｅ Ｉｎｔｅｒａｃｔｉｏｎｓ ａｎｄ Ｐｒｏｐｅｒｉｔｅｓ ｏｆ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒｓ ｗｉｔｈ Ｂｙｐｒｏｄｕｃｔ Ｌａｙｅｒｓ ［ｃ］／／Ｐａｐｅｒ ０００２５ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ— Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ２０００ Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ ａｎｄ Ｅｘｐｏ，２６－３１ Ｍａｒｃｈ ２０００， Ｏｒｌａｎｄｏ，Ｆｌｏｒｉｄａ，ＵＳＡ．Ｈａｕｓｔｏｎ：ＮＡＣＥ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ，２０００． ［１４］胡文才．ＣＯ：对气井腐蚀机理及防腐措施［Ｊ］．试采技 术，１９９７，１８（２）：６７－７０． Ｈｕ Ｗｅｎｃａｉ．Ｃ０２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｍｅｃｈａｎｓｉｍ ａｎｄ Ａｎｔｉ—ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｍｅｔｈｏｄ ｉｎ ｔｈｅ Ｏｉｌ Ｐｉｐｅ Ｏｆ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ ｌＪ ｊ．Ｗｅｌｌ Ｔｅｓｉｔｎｇ ａｎｄ ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，１９９７，１８（２）：６７—７０ ［１５］张学元，雷良才．二氧化碳腐蚀与控制［Ｍ］．北京：化学工 业出版社．２０００：１５． Ｚｈａｎｇ Ｘｕｅｙｕａｎ，Ｌｅｉ Ｌｉａｎｇｃａｉ．ＣＯ２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ，ＣｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙＰｒｅｓｓ（ＣｌＰ），２００５：１５． １１６ Ｊ ＺｈａｎｇＹＣ，ＧａｏＫＷ，Ｓｃｈｍｉ￣Ｇ．ＷａｔｅｒＥｆｆｅｃｔｏｎ ＳｔｅｅｌＣｏｒ— ｒｏｓｉｏｎ ｕｎｄｅｒ Ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ ＣＯ２ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ ｌ ｃ Ｊ／／Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ， ２０１１，Ｍａｒｃｈ１３－１７，２０１１，Ｈｏｕｓｔｏｎ，Ｔｅｘａｓ，ＰａｐｅｒＮｏ．１１３７８． １１７ Ｊ ｔｋｕｓｓｉｃｋ Ｅ Ｍ，Ｐｏｕｌｔｅｒ Ｇ Ａ，Ａｄｋｉｎｓ Ｃ ＬＪ，ｅｔ ａ１．Ｃｏｒｒｏｓｉｖｅ Ｅｆ＿ ｆｅｃｔｓ ｏｆＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ ａｎｄ Ｃｏｓｏｌｖｅｎｔｓ ｏｎ Ｍｅｔ— ｌａｓ［ｊ］．ＴｈｅＪｏｕｒｎａｌ ｏｆＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ Ｆｌｕｉｄｓ，１９９６，９（１）：４３—５０． ［１８］Ｓｃｈｒｅｍｐ Ｆ Ｗ，Ｒｏｂｅｒｓｏｎ Ｇ Ｒ．Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆＳｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌ Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ（ＣＯ２ ｏｎ Ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ Ｍａｔｅｒｉｌａｓ［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ Ｓｏｃｉｅｔｙ ｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｓ，１９７５，１５（３）：２２７—２３３． ［２０］杨永飞．高温酸化缓蚀剂研究［Ｄ］．北京：中国石油大学， ２００７． Ｙａｎｇ Ｙｏｎｇｆｅｉ．Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ ｆｏｒ Ｈｉｇｈ—Ｔｅｒｎ— ｐｅｒａｔｕｒｅ ＡｃｉｄｉｉｆｃａｔｉｏｎｌＤ Ｊ．Ｂｅｉｊｉｎｇ：Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｓｒｉｔｙ ｏｆＰｅｔｒｏ— ｌｅｕｍ，２００７． １ ２１ Ｊ Ｋｕｍａｒ Ｔ，Ｖｉｓｈｗａｎａｔｈａｍ Ｓ，Ｔａｌｕｋｄａｒ Ｂ Ｎ．Ｎｉｔｒｏｇｅｎ Ｃｏｎ— ｔａｉｎｉｎｇ Ｏｒｇａｎｉｃ Ｃｏｍｐｏｕｎｄｓ ａｓ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒｓ ｏｆ Ｍｉｌｄ Ｓｔｅｅｌ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｉｎ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ Ａｃｉｄｓ ｌ ｃ Ｊ／／Ｐａｐｅｒ ３９５３４ Ｐｒｅｓｅｎｔ— ｅｄ ａｔ ｔｈｅ ＳＰＥ Ｉｎｄｉａ ｏｉｌ ａｎｄ ｇａｓ ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，１７—１９ Ｆｅｂｒｕａｒｙ， １９９８．Ｎｅｗ Ｄｅｌｈｉ，Ｉｎｄｉａ．Ｎｅｗ Ｙｏｒｋ：ＳＰＥ，１９９８ ［２２］孙克忠．油井高温酸化腐蚀和缓蚀剂［Ｊ］．腐蚀与防护，１９８２， ３（４）：４２． Ｓｕｎ Ｋｅｚｈｏｎｇ．Ｔｈｅ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ ｏｆ Ｈｉｇｈ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ａｃｉｄｉｉｆｃａｔｉｏｎ ｉｎ ｔｈｅ Ｏｉｌ Ｗｅｌ ｌＪ Ｊ．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ＆ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ，１９８２．３（４）：４２． ［２３］蒋秀，郑玉贵．油气井缓蚀荆研究进展［Ｊ］．腐蚀科学与防 护技术，２００３，１５（３）：１６４—１６８． Ｊｉａｎｇ Ｘｉｕ，Ｚｈｅｎ Ｙｕｇｕｉ．Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｐｒｏｇｒｅｓｓ ｏｆ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ ｆｏｒ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ ＷｅＨ［Ｊ Ｊ．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌ— ｏｇｙ，２００３，１５（３）：１６４—１６８． ［２４ ｊ Ｆａｒｅｌａｓ Ｆ，Ｒａｍｉｒｅｚ Ａ．Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｉｏｎ ｏｆ Ｃａｒｂｏｎ Ｓｔｅｅｌ ｔｈｒｏｕｇｈ Ｂｉｓ—ｉｍｉｄａｚｏｌｉｎｅ ａｎｄ Ｉｉｍｄａｚｏｌｉｎｅ Ｃｏｍ—— ｐｏｕｎｄｓ Ｓｔｕｄｉｅｄ ｂｙ ＥＩＳ［Ｊ Ｊ．１ｎｔ．Ｊ．Ｅｌｅｃｔｒｏｃｈｅｍ ｓｃｉ．，２０１０，５： ７９７－８１４． ［２５］杨 雪．一种抗ＣＯ 腐蚀缓蚀剂的制备及缓蚀性能研究 ［Ｊ］．内蒙古石油化工，２０１１，３７（９）：３０—３１． Ｙａｎｇ Ｘｕｅ．Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｐｒｅｐａｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｉｔｖｅ ｏｆ ａ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ Ｐｒｅｖｅｎｔｉｎｇ ＣＯ２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｌＪ Ｊ．Ｉｎｎｅｒ ＭｏｎｇｏｌｉａＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙ，２０１１，３７（９）：３０—３１ ｌ ２６ Ｊ Ｌｉｕ Ｘ，Ｚｈｅｎｇ Ｙ Ｇ．Ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｐｈｉｌｉｃ Ｇｒｏｕｐ ｏｎ Ｉｎｈｉｂｉｔｉｏｎ Ｂｅｈａｖｉｏｕｒ ｏｆ Ｉｍｉｄａｚｏｌｉｎｅ ｆｏｒ Ｃ０２ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ Ｎ８０ ｉｎ ３％ Ｎａｃｌ Ｓｏｌｕｔｉｏｎ［Ｊ］．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈ— ｎｏｌｏｇｙ，２００８，４３（１）：８７—９２． １ ２７ ｊ Ｊｏｖａｎｃｉｃｅｖｉｃ ｖ，Ｒａｍａｃｈａｎｄｒａｎ Ｓ，Ｐｒｉｎｃｅ Ｐ．Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ ｏｆ Ｃａｒ— ｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆ Ｍｉｌｄ Ｓｔｅｅｌ ｂｙ Ｉｍｉｄａｚｏｌｉｎｅｓ ａｎｄ Ｔｈｅｉｒ Ｐｒｅｃｕｒｓｏｒｓ［Ｊ］．Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，１９９９，５５（５）：４４９—４５５． １ ２８ ｊ Ｋｕｚｎｅｔｓｏｖ Ｉ Ｙ，Ｉｂａｔｕｌｌｉｎ Ｋ Ａ．Ｏｎ ｔｈｅ Ｉｎｈｉｂｉｉｔｏｎ ｏｆ ｔｈｅ Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｏｆＳｔｅｅｌ ｂｙ Ｃａｒｂｏｘｙｌｉｃ Ａｃｉｄｓ…．Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｏｆＭｅｔａｌｓ，２００２，３８（５）：４３９－４４３． ［２９］Ｆｒｅｎｉｅｒ Ｗ Ｗ．Ｒｅｖｉｅｗ ｏｆ Ｇｒｅｅｎ Ｃｈｅｍｉｓｔｙｒ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ Ｉｎ— ｈｉｂｉｔｏｒｓ ｏｆｒ Ａｑｕｅｏｕｓ Ｓｙｓｔｅｍｌ Ｃ ｊ／／Ｐａｐｅｒ Ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｔ ｔｈｅ Ｐｒｏ— ｃｅｅｄｉｎｇｓ ｏｆ ９ｔｈ Ｅｕｒｏｐｅａｎ Ｓｙｍｐｏｓｉｕｍ ｏｎ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ａｎｄ Ｓｃａｌｅ Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒｓ，２０００，Ｆｅｒｒａｒａ，Ａｎｎ，Ｕｎｉｖ，Ｆｅｒｒａｒａ，２０００，Ｐ．２４．
