目前,室内研究油气管材CO₂腐蚀问题,通常只考虑纯水相体系来模拟现场的腐蚀环境,很少考虑原油对腐蚀过程的影响。而实际生产和运输的流体往往是油、气、水等多相混合介质,原油是影响腐蚀行为的重要因素之一,相关学者对原油影响CO₂腐蚀过程的研究还相对较少,对于集输管线腐蚀环境含油与腐蚀行为之间的关系,需要进一步细致深入的研究。本文主要针对油田集输常用的管线钢X65,利用高温高压反应釜及自行设计的电化学测试装置开展集输管道CO₂/油/水环境的腐蚀模拟实验,研究了含原油介质中X65钢的腐蚀影响因素、不同因素下产物膜特性及腐蚀机理,探讨了电极反应过程对X65钢腐蚀行为的影响机理,主要研究工作和结果如下:1.通过高温高压腐蚀模拟实验,结合SEM、XRD微观分析和Zeiss Axio三维形貌观察等手段,研究了CO₂/油/水环境中X65钢CO₂腐蚀的影响因素,结果表明原油含水率是X65钢CO₂腐蚀的主控因素,对腐蚀速率的影响显著。原油具有一定的缓蚀作用,宏观角度上,原油可以显著地改变腐蚀形态,能够削弱腐蚀介质对腐蚀产物膜的溶解,可显著降低CO₂腐蚀速率;微观角度上,原油可以改变X65钢腐蚀产物晶粒的尺寸、堆积形态、从而影响腐蚀速率。2.随着腐蚀介质中原油含水率的逐渐升高,X65钢腐蚀速率和腐蚀类型发生改变,本质上是腐蚀机理发生了改变。将X65钢腐蚀速率随含水率变化的曲线图划分为4个不同的区间,分别代表4种不同的腐蚀机制,建立了CO₂/油/水体系腐蚀机理模型:(1)油包水体系中均匀腐蚀模型(含水率0³0%);(2)油包水和水包油共存体系中点蚀模型(含水率30⁷0%);(3)水包油体系中台地腐蚀模型(含水率70¹00%);(4)CO₂/水体系中均匀腐蚀模型。利用该模型能够初步判断不同含水率时CO₂腐蚀类型及产物膜特征。3.利用SEM、XRD、EDS等微观分析手段研究了不同因素下X65钢腐蚀产物膜特性,解释了有油存在时的产物膜结构特征和形成过程与腐蚀行为之间的关系。X65钢腐蚀速率随原油含水率的增加而增大,含水率较低时,腐蚀产物相对比较致密,对基体具有一定保护作用。随含水率增加,原油对金属表面屏障作用减弱,形成的产物膜增厚变得疏松,与基体结合力差,腐蚀速率大幅上升。X65钢腐蚀速率随温度、流速和CO₂分压升高均呈现先增大后减小的趋势,在临界值(临界温度、临界流速、临界CO₂分压)时出现极大值,低于临界值,基体表面上生成的腐蚀产物疏松不稳定,与基体表面结合力较弱,高于临界值后形成的产物膜致密、附着力较强,具有一定保护作用。4.通过高温高压反应釜模拟集输管道CO₂/油/水腐蚀环境,预先在试样表面生成一定厚度的腐蚀产物膜,利用动电位极化技术和交流阻抗技术在自行设计的电化学实验装置中研究了不同影响因素下X65钢腐蚀产物膜电化学特性,揭示了有油存在时产物膜对X65钢CO₂腐蚀行为的影响机理。腐蚀介质中的原油参与了产物膜的生长形成过程,并且在温度、流速及高CO₂分压等的共同作用下使形成的产物膜保护性增强。5.利用动电位极化技术和交流阻抗技术在自行设计的电化学实验装置中研究了O/W型原油乳液CO₂/油/水体系电极反应过程对X65钢腐蚀行为的影响机理,分别建立了CO₂腐蚀过程阴极和阳极交流阻抗模型,利用该模型得到了试样表面状态及电极反应与阻抗谱特征之间的联系。乳状液中阳极溶解反应受到油膜吸附和腐蚀产物膜沉积的共同控制,阴极还原反应受到H₂CO₃、HCO₃^-的活化控制,含油量增加对阴极过程的影响大于阳极过程,含油量增加时乳状液粘度增大流动性变差加上溶液电阻增大,减缓H₂CO₃、HCO₃^-等离子的传质速度,对阴极反应起到抑制作用,油膜在阴、阳极表面的吸附机会增大,有利于保护性膜层的形成。试样表面腐蚀产物膜成膜情况与电极反应过程相关,可以利用交流阻抗谱低频区容抗弧和感抗弧的变化情况来推断电极反应过程及试样表面成膜情况。