油气开发过程中广泛存在CO₂腐蚀现象,造成巨大的经济损失,本文模拟某油田腐蚀环境,进行了油气开发过程中高温高压CO₂腐蚀产物膜结构与性能研究,以期为油气田CO₂腐蚀与防护工作提供理论及实验依据。 在静态高温高压釜中,对API常用管材钢NS0、P110、J55、13Cr进行了压力、含油量对SCF-CO₂腐蚀的影响实验。本实验研究中,液态腐蚀介质占高温高压釜容积的1/2,称为液相;另外1/2空间充满CO₂,称为气相;分别在液相和气相安装钢试样。结果表明:在压力7～18Mpa,温度为90℃,液相为纯模拟地层水的实验条件下,钢试样在气相存在CO₂腐蚀现象,随压力升高腐蚀速率上升,在12MPa出现峰值,后呈现下降趋势;钢试样在液相中,腐蚀速率随压力增加而上升,在9Mpa出现峰值后,又随压力增加而减小。当压力达到12MPa后,气相与液相的钢试样腐蚀速率趋于一致,腐蚀形貌表现为腐蚀瘤。在压力为12Mpa、温度为90℃实验条件下,液相为原油、模拟地层水,气相为CO₂进行原油不同含量对N80腐蚀的影响实验,结果表明:30%的原油含量可在液相促进钢材腐蚀,腐蚀形貌表现为腐蚀瘤与腐蚀坑并存;在气相减缓钢材腐蚀。随原油含量增加,在液相和气相均会抑制钢材腐蚀;在原油含量70%与90%附近腐蚀速率降到最低,出现腐蚀速率平台,气相和液相的腐蚀速率在此时趋于一致。腐蚀产物膜存在一个生成长大的过程,随时间的延长而增厚;产物膜表面均匀分布相对规整的晶体,其主要成分为FeCO₃和少量的CaCO₃,晶体外形与方解石（CaCO₃）非常相似,形成了类质同相的混合晶体或复盐结构;断面SEM观察发现腐蚀产物膜明显分层。 模拟油气采集、输运环境温度压力条件及流动状态,在动态高温高压釜中,对N80、P110、J55、X56钢进行腐蚀实验。在压力1.5～35Mpa、温度为160℃条件下实验结果表明:腐蚀速率随压力升高先上升后下降,表现为二次方程关系;在1.5MPa、6MPa、36Mpa压力下形成的腐蚀产物膜晶粒比较完整致密,结合紧凑;在10MPa、18MPa、24MPa压力下形成的腐蚀产物膜晶粒琐碎,结合疏松。在压力0.5～2Mpa、温度30～80℃条件下,对油气管道输运钢X56进行