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摘要：抽油杆的腐蚀疲劳是抽油杆发生断脱现象的主要原因，本文综述了近年来抽油杆腐蚀破坏问题的研究现状，分析了各种腐蚀因素对抽油杆的腐蚀规律，并指出有必要对抽油杆在多重腐蚀介质及交变应力的作用下综合腐蚀的腐蚀机理、各因素影响规律等进行系统研究，以期对抽油杆腐蚀原因的分析及防腐抽油杆的设计起到理论指导作用。
关键词： 抽油杆 腐蚀 疲劳
【分类号】：TE357.6
1.引言
有杆泵采油一直是占据主导地位的人工举升方式，我国各油田生产井中大约有80%是使用有杆抽油技术。抽油杆是连接地面抽油机和井下抽油泵的连接设备，在有杆泵举升中占有重要的地位，据统计，我国每年都要新增上千万米的抽油杆。然而随着部分油田开发进入中后期，井下环境含水量及矿化度不断提高，抽油杆腐蚀问题加剧，最终导致抽油杆断脱事故不断发生，作业频次和作业成本增加[1-2]。
因此，对抽油杆的腐蚀失效做出准确的分析，找出抽油杆断裂的原因，力争可以在失效之前及时采取措施，达到预防的目的。本文概述了国内外关于抽油杆腐蚀问题的研究文献，分析了各种腐蚀因素对抽油杆的腐蚀规律，并提出了下一步的主要研究方向。
2. 抽油杆腐蚀与疲劳断裂的关系
抽油杆在工作过程中受到自身重力、自身惯性、液柱摩擦阻力等多种分力的综合作用，其中有的分力在上下冲程都存在，而有的只在上冲程或下冲程作用，因此，抽油杆受的力是一种不对称循环交变应力。这种交变应力是抽油杆疲劳断裂的主要原因[3]。通过现场实际观察发现，部分抽油杆断口呈脆性断裂，而不是塑性断裂，可见抽油杆的主要失效形式是在拉-拉交变应力及腐蚀介质的共同作用下产生的腐蚀疲劳失效。文献[4]提出了抽油杆产生腐蚀疲劳的过程：
①在拉应力的作用下，抽油杆表面覆盖的保护层破裂；
②腐蚀介质与新鲜表面接触，在破裂的位置发生电化学腐蚀，形成腐蚀坑；
③应力的作用下，腐蚀坑处产生应力集中，形成疲劳裂纹源；
④疲劳裂纹源促进了疲劳裂纹的萌生，最终裂纹扩展，导致抽油杆断裂。
3 抽油杆腐蚀的影响因素及规律
3.1 H2S腐蚀
H2S是石油行业管杆材料最常见的腐蚀原因之一，H2S腐蚀的主要形式包括氢鼓泡（HB），氢质开裂（HIC），硫化物应力腐蚀开裂（SSCC），应力导致氢致开裂（SOHIC）等。水中的H2S一方面可以导致钢材的电化学反应，引起腐蚀，另一方面HS-还会使氢向钢内扩散的速度提高10-20倍，加速抽油杆的应力腐蚀破裂，是抽油杆应力腐蚀开裂的首要原因。H2S腐蚀的产物可表示为FexSy，主要成分是FeS，在金属表面形成致密的保护膜，在H2S浓度较低时可降低或阻止电化学腐蚀[5]。
在H2S在干燥环境中对钢材的腐蚀速率较低，在湿H2S环境中腐蚀速率大大升高。同时，H2S的腐蚀速率主要受到温度和H2S浓度的影响。文献研究表明[6]，温度和H2S浓度对20Ni2Mo抽油杆的腐蚀速率具有交互的作用，一般来说在相同温度（H2S浓度）的条件下，20Ni2Mo的腐蚀速率随着H2S浓度（温度）的升高而升高，但是在高H2S浓度（20%）时，20Ni2Mo钢在高温（100℃）下的H2S腐蚀速率比低温（25℃）下更低；在高温（100℃）下H2S浓度的变化对钢的腐蚀速率影响不大。
徐建宁等[7]系统研究了抽油杆常用的三种合金结构钢20CrMo，20Ni2Mo和35CrMo的H2S腐蚀特性。结果表明，三种材料的腐蚀速率都随着温度和H2S浓度的升高而升高，其中，在室温（25℃）时35CrMo的平均耐腐蚀性能较好；而在高温（100℃）下20Ni2Mo的平均耐腐蚀性能最好，且20Ni2Mo的腐蚀速率随H2S浓度的变化不大；实验条件下，20CrMo的耐腐蚀性能最差。
H2S对应力腐蚀条件下钢材表面微裂纹的形成具有明显的促进作用。以20CrMo为例，H2S的存在不改变裂纹成核的部位和扩展方式，但是可以使形核部位晶界严重脆化，从而导致裂纹在较低应力下形成，试样的脆性增加，端面收缩率降低，抽油杆的破坏方式由塑性断裂向脆性断裂转变[8]。
3.2 CO2腐蚀
CO2腐蚀也称为甜腐蚀（Sweat corrosion），是石油天然气行业中常见的一种腐蚀类型，CO2腐蚀形式包括均匀腐蚀和局部腐蚀。目前对油田常用钢材尤其是碳钢的CO2腐蚀进行了大量的研究，一般认为，钢材均匀腐蚀主要在60℃以下的环境中出现；在100℃左右时，发生严重的均匀腐蚀和局部腐蚀，在150℃以上时，腐蚀产物比较均匀致密，对腐蚀过程起到一定的抑制作用。此外，钢铁的CO2腐蚀还受到CO2分压、pH值、液体的流速等因素的影响。CO2腐蚀的主要产物是FeCO3。
李连波[4]等研究了抽油杆用的20CrMo钢材的CO2腐蚀情况，研究发现，在70℃以下时，随着温度的升高和pH值的减小，20CrMo在CO2中的自腐蚀电位负移，腐蚀速率增加；在70℃以上时，由于反应产物膜比较致密，因此随着温度的升高，自腐蚀电流和腐蚀速率均下降。20CrMo的腐蚀产物主要为FeCO3和FeO（OH），其腐蚀形式为点蚀。
在电化学腐蚀之外，抽油杆在高CO2分压和高负荷的环境中也可能发生应力腐蚀开裂（SCC）[5]，一般认为，这是由于CO2在钢铁表面的吸附所产生的腐蚀抑制作用与钢在碳酸溶液中的阳极溶解之间处于平衡而导致的，属于一种穿晶腐蚀断裂。由于这种SCC发生环境极为苛刻，因此目前这方面的研究并不充分。
3.3 其他腐蚀因素
除了H2S和CO2腐蚀以外，溶解氧腐蚀，硫酸盐还原菌（SRB）腐蚀以及井液中含有的Cl-、Ca2+、Mg2+等离子都是抽油杆腐蚀的重要原因。
水中溶解的氧是一种优良的去极化剂，它在电化学反应的阴极上发生去极化反应，导致作为阳极的金属不断被腐蚀，一般认为，氧的浓度1mg/L时就可能能产生严重腐蚀，而氧在水中的饱和溶解度最多可达8～12mg/L，因此，富氧环境也是抽油杆腐蚀产生的重要原因。不同条件下溶解氧腐蚀的产物包括氧的氧化物FeO，Fe2O3，Fe3O4，及其氧化物的水化物FeO（OH）等。 文献[4]对20CrMo抽油杆钢的研究表明，随着温度的升高和pH值的减小，钢材的腐蚀速度不断升高，腐蚀形貌为溃疡腐蚀，腐蚀产物为Fe3O4和FeO（OH） ，主要呈现多孔形态，对腐蚀速率的变化没有抑制作用。万德立[9]等人的研究发现，由于井下液面上方为富氧区，而液面下方为贫氧区，这样就在光杆上形成一个巨大的氧浓度差电池，其中，贫氧区是阳极产生腐蚀，而富氧区是阴极不产生腐蚀，这就可以解释光杆下部比上部腐蚀严重的现象。
井液中的Cl-、Ca2+、Mg2+等离子对抽油杆的腐蚀影响表现在两方面[5， 10]：一是随着离子浓度的升高，井液溶解CO2等的能力下降，pH值升高，一定程度上抑制了均匀腐蚀的发生；同时Cl-、Ca2+、Mg2+等离子浓度的增加会使溶液中结垢倾向增大，容易导致垢下腐蚀的发生，此外，Cl-的吸附作用容易造成钝化膜的损伤，产生局部腐蚀。因此Cl-、Ca2+、Mg2+离子的增加对均匀腐蚀具有一定的抑制作用，但局部腐蚀会增加。
4. 结论与展望
目前对抽油杆腐蚀破坏问题的研究获得了许多有意义的结论，但室内研究具有一定的局限性，往往只针对某一种腐蚀形式进行分析，而实际生产过程中，抽油杆的腐蚀破坏是多重因素综合作用的结果，因此在未来的工作中，有必要对抽油杆在多重腐蚀介质及交变应力的作用下综合腐蚀的腐蚀机理、各因素影响规律等进行系统研究，以期对抽油杆腐蚀原因的分析及防腐抽油杆的设计起到理论指导作用。
参考文献
[1] 王华，陈晶等. 抽油杆失效的预防对策[J]. 油气田地面工程，2005，24（3）：42.
[2] 孙磉礅. 防腐抽油杆室内实验与现场应用[J]. 油气田地面工程，2013，32（3）：18-19.
[3] 尚水龙. 抽油杆失效机理及治理技术研究[D]. 西安：西安石油大学硕士学位论文， 2010：1-13.
[4] 李连波. 20CrMo抽油杆腐蚀机理研究[D]. 东营：中国石油大学硕士学位论文，2008：8-15.
[5] 赵永峰. 13Cr钢在CO2-H2S-Cl-体系中的腐蚀行为及其缓蚀技术研究[D]. 北京：北京化工大学博士学位论文，2010：10-20
[6] 徐建宁，屈文涛，胥掌世，等. 20Ni2Mo抽油杆钢在湿H2S环境中的腐蚀速率[J].石油矿场机械，2005，34（6）：53-55.
[7] 徐建宁，屈文涛，胥掌世. 湿H2S 环境中抽油杆用合金结构钢电化学腐蚀[J]. 西安石油大学学报（自然科学版）：2006，21（1）：58-60.
[8] 王宇，李振刚. 20CrMo钢抽油杆H2S腐蚀的裂纹成核及扩展机制研究[J]. 大庆石油学院学报，1993，17（3）：43-47.
[9] 万德立，姜民政，朱君，等. 三元复合驱油井光杆腐蚀原因分析及防护措施[J]. 材料保护，2002，35（11）：54-55.
[10] 白真权，李鹤林，刘道新，等. 模拟油田H2S/CO2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究阴材料保护[J]. 2003，36（4）：32-34.
关键词： 抽油杆 腐蚀 疲劳
【分类号】：TE357.6
1.引言
有杆泵采油一直是占据主导地位的人工举升方式，我国各油田生产井中大约有80%是使用有杆抽油技术。抽油杆是连接地面抽油机和井下抽油泵的连接设备，在有杆泵举升中占有重要的地位，据统计，我国每年都要新增上千万米的抽油杆。然而随着部分油田开发进入中后期，井下环境含水量及矿化度不断提高，抽油杆腐蚀问题加剧，最终导致抽油杆断脱事故不断发生，作业频次和作业成本增加[1-2]。
因此，对抽油杆的腐蚀失效做出准确的分析，找出抽油杆断裂的原因，力争可以在失效之前及时采取措施，达到预防的目的。本文概述了国内外关于抽油杆腐蚀问题的研究文献，分析了各种腐蚀因素对抽油杆的腐蚀规律，并提出了下一步的主要研究方向。
2. 抽油杆腐蚀与疲劳断裂的关系
抽油杆在工作过程中受到自身重力、自身惯性、液柱摩擦阻力等多种分力的综合作用，其中有的分力在上下冲程都存在，而有的只在上冲程或下冲程作用，因此，抽油杆受的力是一种不对称循环交变应力。这种交变应力是抽油杆疲劳断裂的主要原因[3]。通过现场实际观察发现，部分抽油杆断口呈脆性断裂，而不是塑性断裂，可见抽油杆的主要失效形式是在拉-拉交变应力及腐蚀介质的共同作用下产生的腐蚀疲劳失效。文献[4]提出了抽油杆产生腐蚀疲劳的过程：
①在拉应力的作用下，抽油杆表面覆盖的保护层破裂；
②腐蚀介质与新鲜表面接触，在破裂的位置发生电化学腐蚀，形成腐蚀坑；
③应力的作用下，腐蚀坑处产生应力集中，形成疲劳裂纹源；
④疲劳裂纹源促进了疲劳裂纹的萌生，最终裂纹扩展，导致抽油杆断裂。
3 抽油杆腐蚀的影响因素及规律
3.1 H2S腐蚀
H2S是石油行业管杆材料最常见的腐蚀原因之一，H2S腐蚀的主要形式包括氢鼓泡（HB），氢质开裂（HIC），硫化物应力腐蚀开裂（SSCC），应力导致氢致开裂（SOHIC）等。水中的H2S一方面可以导致钢材的电化学反应，引起腐蚀，另一方面HS-还会使氢向钢内扩散的速度提高10-20倍，加速抽油杆的应力腐蚀破裂，是抽油杆应力腐蚀开裂的首要原因。H2S腐蚀的产物可表示为FexSy，主要成分是FeS，在金属表面形成致密的保护膜，在H2S浓度较低时可降低或阻止电化学腐蚀[5]。
在H2S在干燥环境中对钢材的腐蚀速率较低，在湿H2S环境中腐蚀速率大大升高。同时，H2S的腐蚀速率主要受到温度和H2S浓度的影响。文献研究表明[6]，温度和H2S浓度对20Ni2Mo抽油杆的腐蚀速率具有交互的作用，一般来说在相同温度（H2S浓度）的条件下，20Ni2Mo的腐蚀速率随着H2S浓度（温度）的升高而升高，但是在高H2S浓度（20%）时，20Ni2Mo钢在高温（100℃）下的H2S腐蚀速率比低温（25℃）下更低；在高温（100℃）下H2S浓度的变化对钢的腐蚀速率影响不大。
徐建宁等[7]系统研究了抽油杆常用的三种合金结构钢20CrMo，20Ni2Mo和35CrMo的H2S腐蚀特性。结果表明，三种材料的腐蚀速率都随着温度和H2S浓度的升高而升高，其中，在室温（25℃）时35CrMo的平均耐腐蚀性能较好；而在高温（100℃）下20Ni2Mo的平均耐腐蚀性能最好，且20Ni2Mo的腐蚀速率随H2S浓度的变化不大；实验条件下，20CrMo的耐腐蚀性能最差。
H2S对应力腐蚀条件下钢材表面微裂纹的形成具有明显的促进作用。以20CrMo为例，H2S的存在不改变裂纹成核的部位和扩展方式，但是可以使形核部位晶界严重脆化，从而导致裂纹在较低应力下形成，试样的脆性增加，端面收缩率降低，抽油杆的破坏方式由塑性断裂向脆性断裂转变[8]。
3.2 CO2腐蚀
CO2腐蚀也称为甜腐蚀（Sweat corrosion），是石油天然气行业中常见的一种腐蚀类型，CO2腐蚀形式包括均匀腐蚀和局部腐蚀。目前对油田常用钢材尤其是碳钢的CO2腐蚀进行了大量的研究，一般认为，钢材均匀腐蚀主要在60℃以下的环境中出现；在100℃左右时，发生严重的均匀腐蚀和局部腐蚀，在150℃以上时，腐蚀产物比较均匀致密，对腐蚀过程起到一定的抑制作用。此外，钢铁的CO2腐蚀还受到CO2分压、pH值、液体的流速等因素的影响。CO2腐蚀的主要产物是FeCO3。
李连波[4]等研究了抽油杆用的20CrMo钢材的CO2腐蚀情况，研究发现，在70℃以下时，随着温度的升高和pH值的减小，20CrMo在CO2中的自腐蚀电位负移，腐蚀速率增加；在70℃以上时，由于反应产物膜比较致密，因此随着温度的升高，自腐蚀电流和腐蚀速率均下降。20CrMo的腐蚀产物主要为FeCO3和FeO（OH），其腐蚀形式为点蚀。
在电化学腐蚀之外，抽油杆在高CO2分压和高负荷的环境中也可能发生应力腐蚀开裂（SCC）[5]，一般认为，这是由于CO2在钢铁表面的吸附所产生的腐蚀抑制作用与钢在碳酸溶液中的阳极溶解之间处于平衡而导致的，属于一种穿晶腐蚀断裂。由于这种SCC发生环境极为苛刻，因此目前这方面的研究并不充分。
3.3 其他腐蚀因素
除了H2S和CO2腐蚀以外，溶解氧腐蚀，硫酸盐还原菌（SRB）腐蚀以及井液中含有的Cl-、Ca2+、Mg2+等离子都是抽油杆腐蚀的重要原因。
水中溶解的氧是一种优良的去极化剂，它在电化学反应的阴极上发生去极化反应，导致作为阳极的金属不断被腐蚀，一般认为，氧的浓度1mg/L时就可能能产生严重腐蚀，而氧在水中的饱和溶解度最多可达8～12mg/L，因此，富氧环境也是抽油杆腐蚀产生的重要原因。不同条件下溶解氧腐蚀的产物包括氧的氧化物FeO，Fe2O3，Fe3O4，及其氧化物的水化物FeO（OH）等。 文献[4]对20CrMo抽油杆钢的研究表明，随着温度的升高和pH值的减小，钢材的腐蚀速度不断升高，腐蚀形貌为溃疡腐蚀，腐蚀产物为Fe3O4和FeO（OH） ，主要呈现多孔形态，对腐蚀速率的变化没有抑制作用。万德立[9]等人的研究发现，由于井下液面上方为富氧区，而液面下方为贫氧区，这样就在光杆上形成一个巨大的氧浓度差电池，其中，贫氧区是阳极产生腐蚀，而富氧区是阴极不产生腐蚀，这就可以解释光杆下部比上部腐蚀严重的现象。
井液中的Cl-、Ca2+、Mg2+等离子对抽油杆的腐蚀影响表现在两方面[5， 10]：一是随着离子浓度的升高，井液溶解CO2等的能力下降，pH值升高，一定程度上抑制了均匀腐蚀的发生；同时Cl-、Ca2+、Mg2+等离子浓度的增加会使溶液中结垢倾向增大，容易导致垢下腐蚀的发生，此外，Cl-的吸附作用容易造成钝化膜的损伤，产生局部腐蚀。因此Cl-、Ca2+、Mg2+离子的增加对均匀腐蚀具有一定的抑制作用，但局部腐蚀会增加。
4. 结论与展望
目前对抽油杆腐蚀破坏问题的研究获得了许多有意义的结论，但室内研究具有一定的局限性，往往只针对某一种腐蚀形式进行分析，而实际生产过程中，抽油杆的腐蚀破坏是多重因素综合作用的结果，因此在未来的工作中，有必要对抽油杆在多重腐蚀介质及交变应力的作用下综合腐蚀的腐蚀机理、各因素影响规律等进行系统研究，以期对抽油杆腐蚀原因的分析及防腐抽油杆的设计起到理论指导作用。
参考文献
[1] 王华，陈晶等. 抽油杆失效的预防对策[J]. 油气田地面工程，2005，24（3）：42.
[2] 孙磉礅. 防腐抽油杆室内实验与现场应用[J]. 油气田地面工程，2013，32（3）：18-19.
[3] 尚水龙. 抽油杆失效机理及治理技术研究[D]. 西安：西安石油大学硕士学位论文， 2010：1-13.
[4] 李连波. 20CrMo抽油杆腐蚀机理研究[D]. 东营：中国石油大学硕士学位论文，2008：8-15.
[5] 赵永峰. 13Cr钢在CO2-H2S-Cl-体系中的腐蚀行为及其缓蚀技术研究[D]. 北京：北京化工大学博士学位论文，2010：10-20
[6] 徐建宁，屈文涛，胥掌世，等. 20Ni2Mo抽油杆钢在湿H2S环境中的腐蚀速率[J].石油矿场机械，2005，34（6）：53-55.
[7] 徐建宁，屈文涛，胥掌世. 湿H2S 环境中抽油杆用合金结构钢电化学腐蚀[J]. 西安石油大学学报（自然科学版）：2006，21（1）：58-60.
[8] 王宇，李振刚. 20CrMo钢抽油杆H2S腐蚀的裂纹成核及扩展机制研究[J]. 大庆石油学院学报，1993，17（3）：43-47.
[9] 万德立，姜民政，朱君，等. 三元复合驱油井光杆腐蚀原因分析及防护措施[J]. 材料保护，2002，35（11）：54-55.
[10] 白真权，李鹤林，刘道新，等. 模拟油田H2S/CO2环境中N80钢的腐蚀及影响因素研究阴材料保护[J]. 2003，36（4）：32-34.