在油气田的开发生产过程中，油气井管材处于高温、高压的井下环境，受到二氧化碳、硫化氢等有害气体的侵蚀，导致油气井管材出现严重腐蚀现象，往往造成泵漏、管漏、杆管断脱等危害，严重影响油气田的正常开发生产。究其具体的管材腐蚀类别及腐蚀原因，大致有以下几种：
一、管材腐蚀类别
1.1. 油管腐蚀
油管腐蚀的形式主要是电化学腐蚀，工作中油管受到高含水率流体流动的作用，在管内壁形成了腐蚀电池，由于电池的电势较低，这种流体环境造成的油管内壁的腐蚀程度较轻。对气井来讲，油管中的油套环被腐蚀介质包围，在其表面会发生冷凝作用，形成了腐蚀电池，对管壁腐蚀的结果是在管内壁上生成疏松的硫化铁膜，金属作为阳极而迅速破坏。对于安置了封隔器的油气井，缓蚀剂在油套环空间内形成了很好的保护膜，不至于对外壁腐蚀。
1.2. 套管腐蚀
由于原油中含有大量硫成分，地层中又含有各种盐类物质、溶解氧以及其它有害气体，这些物质均以离子的形式分布在油井套管周围，它们的相互作用即发生了化学或电化学反应，结果导致了油井套管的腐蚀损伤。另外，水介质中所含的酸根、氢氧化根和氯离子，又会导致油井套管的化学腐蚀速度加快。对于地层中的盐碱成分形成了电介质，分布在油井套管周围与之形成电化学腐蚀。因此，油井套管的化学与电化学腐蚀是其损害的主要原因。
1.3. 钻杆腐蚀
油井钻杆的工作条件十分恶劣，特别是受到溶解氧的腐蚀最为严重。溶解氧腐蚀是氧去极化腐蚀，腐蚀表面产生棕褐色腐蚀物。最严重的是在钻杆表面发生局部腐蚀，出现凹坑或沟槽，加剧了钻杆的腐蚀，导致钻杆局部损害严重。
二、腐蚀原因
2.1. 溶解盐类的影响
一般油田采出的水中都溶有大量的盐类，具有很高的矿化度，沿海油田更高，盐类含量越高，水的导电性就越强，加速了金属表面阴、阳离子的相互作用，使附着物不能在金属表面沉积形成。氯化物、硫酸盐、重碳酸盐是油田水中常见的溶解盐类，氯离子、硫酸根离子的腐蚀性较强，更容易造成腐蚀破坏，使金属表面上的氧化膜遭到严重破坏，因此氯离子、硫酸根离子也是使碳钢产生点腐蚀的主要原因。
2.2. 腐蚀性气体的影响
油田中腐蚀性气体主要有二氧化碳（CO2）、溶解氧、硫化氢（H2S）等，CO2的腐蚀主要表现在它的氢去极化腐蚀，当游离的二氧化碳（CO2）与水化学反应时，产生碳酸离子，使水的酸性增加，加速了金属保护膜的破坏速度，产生的腐蚀物又是易溶的，金属表面没有防腐物时，又进一步加剧了金属的腐蚀作用。
当硫化氢遇水即发生电离，电离出的氢离子成为强去极化剂，转到金属阴极获得电子，加速了阳极铁溶解反应而导致金属材料的全面腐蚀。油田水中的硫化氢主要来自含硫油田伴生气在水中的溶解，H2S对金属材料的电化学腐蚀并向金属材料内部渗透，使金属材料在应力作用下发生脆性断裂，即氢损伤。其中溶解氧的浓度对金属的腐蚀影响非常大。实验表明，含氧量在0.1mL/L左右就能引起严重的腐蚀，随着氧浓度的增加金属材料的腐蚀速度加快。腐蚀表现形式主要是局部腐蚀。
2.3. pH值和温度的影响
一般在酸性溶液中金属的腐蚀速度会随pH值的增加而减小；对于pH值为中性的溶液，由于氧去极化反应占主导，它不影响金属的腐蚀速度。当pH值呈碱性时，导致金属钝化现象，反而使腐蚀速度减小。流体的pH值不同， 溶解在水中的H2S 离解成H2- 和S2- 的百分比不同，对腐蚀的影响不同。油井采出的水或泥浆的pH值一般在6～9 之间。在这个范围内，pH值对金属材料的腐蚀一般没有显著的影响。金属电化学腐蚀中的阴极与阳极反应的速度均随着介质温度的上升而加快。温度越高，腐蚀速度越快。资料表明，每当介质温度升高10℃，金属腐蚀的速度约提高30%。因此，对于高温油井，要注意介质温度的影响，它是一个不容忽视的因素。
2.4. 生物因素的影响
在油田采出水中滋生的细菌一般有三种：硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌、腐生菌，而对油井腐蚀危害最大的是SRB，SRB在无氧的环境下将水中无机硫酸盐还原成硫化氢，从而对系统造成腐蚀，腐蚀产物中有黑色的FeS等存在，采出水往往是黑水且发臭，使设备遭受严重的腐蚀。在油田油井水样品中，有些井硫酸盐还原菌高达105个/ml，危害程度相当严重，所以必须加以控制。
三、腐蚀防护措施
针对以上管材腐蚀类别及具体的腐蚀原因分析，为了确保油气井的正常生产作业，必须要采取有效的防护措施。油气井的防护措施如何，决定了设备的使用寿命，对减少事故率，节约生产成本，降低材料损耗，提高生产效率大有益处。由于油气井的生产条件各不相同，对于具体的油气井要做具体的分析，要研究具有应用强、针对性好的工艺方法来预防和治理腐蚀。纵观国内外油气井的防护，主要从以下几方面考虑。
3.1 合适的管材
选用耐腐蚀材质的管材。不锈钢、陶瓷等材质的配件工具，玻璃钢、碳纤维抽油杆等，在腐蚀严重油井都具有非常好的应用效果，但是成本较高，若使用成本较低的普通碳钢油管，使用寿命短，需要频繁更换，普通碳钢油管的使用寿命期限也较难把握。目前耐蚀合金管材防腐效果较好，价格高，国内中低油气井中很少选用。
选用特殊螺纹油井管。从国外进口的特殊螺纹(318)油套管在深井、超深井、高压气井以及稠油热采井、定向井、重腐蚀(167ML50)井中广泛使用。有人统计，其市场占有率超过22%。特殊螺纹油井管的连接强度高，密封(104EU)性能好，适用于高压气井、油井和热采井。抗弯能力强，适用于斜井、大位移井、水平井。上扣容易，可快速上扣且不易错扣，适用于沙漠、海洋等恶劣环境下的钻井作业。
选用抗CO2腐蚀油井管。主要用于CO2含量高腐蚀严重的油井，有时还用于CO2、H2S、Cl-共存包括H2O的腐蚀介质中。国外有比较成熟的产品。除APISpec5CT列有个13Cr钢级（L80-13Cr），各生产厂均建立了自己的非API钢级。以川崎制铁为例，其非API的13Cr后4个钢级称为超级13Cr。
为了能在CO2、H2S含量较高的环境中材料的防腐性能更加稳定，常采用高含量的Ni、Cr不锈钢和Ni基合金(TC30)，但由于价格较高，国内外又研制出含量在2-5%Cr元素的抗CO2腐蚀型经济油管。
3.2. 对管材进行表面处理
管道内壁防护方法有：界面防护，包括涂防腐层电化学保护；化学药剂防护，如缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等；目前应用最普遍的是采用界面防护中的防腐层，也称内涂层(710)。常用的涂料有：环氧型、环氧酚醛型、聚氨酯和漆酚型等主要基料。底漆涂料：一般多掺加铁红素、铬黄类等具有钝化性能的颜填料；中间层和面层涂料：多掺加鳞片或玻璃微珠，以提高其抗渗透能力。
管道防腐层涂装技术，主要有溶剂型旋喷涂敷工艺、熔结环氧涂层涂敷工艺、薄膜衬里工艺、水泥砂浆内衬工艺、连续涂敷工艺等。该工艺适用于单根管材的工厂专用生产线上集中涂敷。常用涂料为溶剂型涂料，底漆和面漆二者配套使用，一般是一道底漆和二至三道面漆。
对管材进行热处理渗氮工艺防腐也是一项广泛采用的防腐手段。渗氮工艺较为简单，常被用于油井管道的外表防腐，它有良好的抗腐蚀性和耐磨性，但是，不适用于腐蚀性较强的环境中。
3.3. 溶解氧引起腐蚀的防护
溶解氧在水中对金属设备等危害很大，针对腐蚀作用机理，腐蚀的防治着眼于在金属表面上形成薄膜(Liquilon)吸附层，使金属与介质隔开，主要从以下几方面考虑：
1）绝氧―采取措施隔绝空气，避免氧气的溶入。如注入水罐上方用天然气保护等。
2）除氧―溶解氧不仅引起设备的腐蚀，还能引起油田助剂的损坏。因此为安全起见，在注入水中加入亚硫酸钠、甲醛、硫脲、联氨等还原性物质除氧。
3）阴极保护―把被保护的金属件做为阴极，使足够的电流通过侵入水中的金属阻止腐蚀。
4）加入缓释剂―脂肪酸衍生物；咪唑啉等含氮杂环化合物；水溶性季铵盐复合物；有机磷和硫的复合物。
综上所述，油气井发生腐蚀现象的因素很多，只有彻底了解油气井井下工具设备在生产过程中发生腐蚀的原因，并采取有针对性的防护措施，才能有效防止或减少油井腐蚀情况的发生，延长油井设备的使用寿命，避免因腐蚀导致的各种事故的发生，从而保证油气井的正常生产。（2023-10-18）
