随着石油天然气开采量的日益扩大，油气田井管的腐蚀及防护也越来越受到重视。CO2作为石油、天然气或地层水的组分存在于油气层中，采用CO2混相技术提高原油采收率时，也会将CO2带入原油生产系统。CO2溶于水后，在相同pH值时其总酸度比盐酸高，故对井内管材的腐蚀比盐酸更严重[1]。加之有的油气井中含有H2S气体，管内混合液的流动状态、温度、pH值、材料等也对腐蚀产生很大的影响，因此使得腐蚀过程更加复杂。
国内油气田的油井管管材所处的恶劣环境主要表现在：高温和高压；高氯离子含量、高矿化度和高含水率；高含二氧化碳、硫化氢和元素硫等含硫组分；高产量(冲蚀)。受所有这些因素及其交互作用的影响，使得油井管腐蚀严重[2]。
目前国内外对CO2或H2S单独作用下腐蚀的研究比较充分[2-9],而对H2S、CO2共存体系中，尤其是高温高压H2S/CO2多相流动介质中的研究比较少，对于实际工况条件下有针对性的研究就显得更少，尚无法满足实际防腐应用的需要。
为此，本调研报告综述了目前油气田的CO2、H2S腐蚀研究状况，介绍了国内外油井管防腐蚀技术研究进展及常用的防护方法，以便为油气田的腐蚀与防护解决方案和研究方向提供借鉴。
1.油气田井管工矿腐蚀现状
油气田井管主要包括油管、套管和钻杆等。随着石油天然气勘探开发面临的环境越来越恶劣，特别是高含硫量(硫化氢和硫元素等含硫组分)和高含二氧化碳油气田井管的腐蚀、结蜡和结垢等问题也越来越突出。油井管在石油工业中用量大和花钱多。全国每年油井管的消耗量超过2Mt，花费资金达200亿元人民币以上，节约开支和降低成本的潜力巨大；油井管的失效将导致巨大的经济损失和严重后果，其安全可靠性和使用寿命对石油工业关系重大。油气输送管的事故往往是灾难性的，如前苏联乌拉尔山输气管爆裂事故，伤亡1024人。据统计，在国内石油工业用钢的总量中，油井管管材占40%以上。若油井管质量低劣，将导致灾难性事故，并带来巨大的经济损失和严重后果[1]。
1.1油管的工矿腐蚀
油管的腐蚀大致上可以分为均匀腐蚀和局部腐蚀，其中最严重的是局部腐蚀造成的腐蚀穿孔。局部腐蚀的主要腐蚀机理是相变诱导腐蚀、缝隙腐蚀、晶间腐蚀和应力腐蚀等[3]。油气开采方法、井流体运动状态、油气及地层水的组成和性质、井液以及油管外环形空间的天然气(或空气)介质的组成等，都对油管和套管腐蚀破坏的速率具有重要影响。对于没有井下封隔器的气井来说，管外壁可能比内壁腐蚀更严重。
由于油管内壁的流体是流动的，凝析水不易在油管内壁吸附形成腐蚀电池，因此内壁的腐蚀较轻；油套环空由于没有封隔器，腐蚀介质(饱和硫化氢和二氧化碳)进人并在油管外表面冷凝，附着在油管外壁上形成腐蚀电池，结果在管壁上形成疏松的硫化铁膜，金属与硫化物接触形成电偶腐蚀，其中金属作为阳极而迅速破坏。对于油套环空放置了性能较好的封隔器的生产井来说，缓蚀剂在油套环空相对静止的空间内形成了很好的保护膜，外壁腐蚀相对较轻[4]。
1.2套管的工矿腐蚀
地层滑动、频繁的井下作业、超强度注水和腐蚀损坏等都是套管损坏的原因。套管腐蚀是套管损坏的一种主要诱因，套管腐蚀穿孔会在相当长的井段发生。因腐蚀而造成的套管破漏位置一般在水泥返高以上的未封固井段。套管螺纹腐蚀对套管的影响也很大，可能导致丝扣密封失效或脱扣。腐蚀还会降低套管强度，加速套管的疲劳，使其在外力作用下更容易发生损坏。
套管腐蚀与套管材质、活性介质和腐蚀条件有关。就腐蚀性组分而言，原油中的硫，天然气中的二氧化碳和硫化氢、地层水中的各种盐类和溶解氧气，均以离子形式长期作用于套管外表面，与套管中的Fe或Fe2+ 发生反应而腐蚀管体。腐蚀条件包括一定的温度、压力、Fe2+ 质量浓度和地层水中硫酸盐还原菌等。
套管从内壁向外延伸的腐蚀称为内腐蚀。腐蚀源主要是产出流体中的腐蚀性组分，包括硫化氢、二氧化碳和氧气等。当气水同层，水中含HCO3-、SO42-、Cl-和OH-等离子时，也会造成套管发生严重腐蚀。套管从外壁向内延伸的腐蚀称为外腐蚀。外腐蚀源有3种：地层中的腐蚀性流体直接与套管接触腐蚀或先腐蚀水泥再腐蚀套管；滞留在套管外的钻井液含腐蚀性组分或分解产生腐蚀性组分；含盐碱的地层会构成导电电介质，套管与不同电介质接触或材质差异较大导致电流腐蚀。
1.3钻杆的工矿腐蚀
钻杆要承受拉、压、弯、振动栽荷、旋转离心力和起下钻附加动载的作用，工作条件十分恶劣。根据失效分析，钻杆腐蚀疲劳过程可分为蚀坑形成、裂纹萌生、裂纹扩展、刺穿和断裂等几个阶段。这就是使用前已形成蚀坑的钻杆寿命短的原因[5]。
钻杆腐蚀疲劳寿命主要取决于蚀坑的形成和裂纹萌生阶段的寿命，其影响因素十分复杂。
(1)介质腐蚀性的影响。钻井泥浆的腐蚀性，主要指泥浆的pH值和溶解氧质量浓度等。综合起来看，pH值低而溶解氧质量浓度较高时，钻杆腐蚀疲劳强度大幅度下降pH值高时，钻杆腐蚀疲劳强度随溶解氧质量浓度升高而下降。
(2)应力集中和内加厚过渡区结构的影响。如前所述，许多钻杆的腐蚀疲劳失效都集中在内加厚过渡区。内加厚过渡带长度太短，使加厚过渡区与管体交界处圆角过小，易引起应力集中，该区又易点蚀，促进了疲劳和腐蚀疲劳裂纹萌生。经改进钻杆内加厚过渡段结构，使该处应力集中趋于平缓，钻杆寿命显著提高。此外，钻杆表面的钢印、电弧烧伤、机械工具碰伤和钳印等造成的应力集中，也影响钻杆腐蚀疲劳寿命。
(3)钻井斜角和方位角变化的影响。钻井过程中，因地质和操作等因素使井眼造成一定斜角和方位角，形成“狗腿”。“狗腿”越严重，意味着钻杆承受的弯曲交变载荷增大，将明显降低钻杆的腐蚀疲劳寿命。由于钻杆还承受拉应力，交变弯曲载荷增大，会使钻杆腐蚀疲劳寿命进一步降低。此外，钻柱振动也是钻杆腐蚀疲劳失效的影响因素之一。
(4)材料因素的影响。不同钢级钻杆的腐蚀疲劳强度并不随钢级的提高而提高。在泥浆介质中，腐蚀疲劳强度反而随钻杆钢级升高降低幅度更大。钻杆用钢中加人Cr、Mo和Ni，虽也能改善钢的耐蚀性，但也难免遭受腐蚀疲劳。
2.油井管工矿腐蚀的经济损失
地下深层原油或天然气的开采，地质情况和腐蚀环境十分复杂(如表-1所示)。由于高温(80~250℃)及高压(＞50MPa)热蒸汽的强力渗透作用，加之原油及污水中的各类腐蚀介质(如SO42-、NO3-、Cl -、F-、CN-、Ba+、Ca+ 等)和有害细菌的侵蚀，加速了油气井下钻具、管柱、管道和地上输油气管线、容器、贮罐的化学腐蚀和沉积结垢，不但缩短了开采设备的使用寿命，造成油气田开采成本的增高，并且严重地影响企业的正常生产。据刘玉琴等人的调查研究表明：地下深层采油管道，受到地质构造和油层条件的影响，腐蚀非常严重，地下油管的平均腐蚀速率高达1.5~3.3mm/a，点蚀速率高达5~15mm/a，腐蚀状况是3~6个月穿孔，6~12个月就需要大修，1~2年即报废。采油用地下油管的平均寿命在9~18个月不等，最短的仅有3个月。深层地下管道防腐蚀问题成为油田正常采油和降低采油成本的关键。
目前虽然油田行业非常重视采油管道的腐蚀与防护，对现有油管防腐蚀技术进行不断地改进和完善，以寻求新的防腐蚀技术的突破。但是由于受到落后的防腐蚀材料的限制，因此，采用传统材料涂层保护是无法解决油气田深井油管严重腐蚀的问题。
*刘玉琴,冯燕桃,彭轩. 采油用小口径地下管道防腐蚀涂料.涂料工业，2006年第36卷2期 (总第259期) 。
据2004年9月对我国第二大油田—胜利油田的调查发现，11个采油厂8000余口注水井、总长度1583万米的统计，平均腐蚀速度达1.5mm/a，平均穿孔率达2.4次/km/a。整个胜利油田由于腐蚀引起的管柱、管线材料费直接经济损失就达3亿元，并由于更换管柱、管线影响作业，影响生产，导致间接经济损失达10亿元左右。而全国各大油田的管线和管柱到2001年年底，总计高达10亿余米，这方面的损失更分别高达100亿元和1000亿元之多。
3.工矿腐蚀成因与机理的研究
关于油气田井管腐蚀的成因与腐蚀机理，世界产油各国的科技人员都在进行多方面的调查和研究，以下列举两例关于CO2和H2S对油井管腐蚀的研究成果。
3.1 CO2的腐蚀机理
CO2腐蚀是困扰世界石油工业同时也是困扰我国油气工业发展一种常见的腐蚀。CO2腐蚀最典型的特征是管道的局部产生点蚀、藓状腐蚀和台面状腐蚀，其中，台面状腐蚀是腐蚀过程最严重的[2]。
关于CO2的腐蚀机理，一般都认为是溶解在水中的CO2和水反应生成H2CO3，尔后再和Fe反应产生的腐蚀：
CO2 + H2O = H2CO3
Fe + H2CO3 = FeCO3 + H2
但是，溶液中的H2CO3绝大部分是以H+和HCO3-存在的，因此，反应生成物中大多数是Fe(HCO3)2，它在高温环境下分解为：
Fe(HCO3)2 = FeCO3 + H2O + CO2
实际上，腐蚀产物碳酸盐(FeCO3、CaCO3)或结垢产物在钢铁表面不同区域的覆盖程度不同，不同覆盖度的区域之间形成了自催化作用很强的腐蚀电偶，CO2的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。这一机理也很好地解释了水的化学作用和在现场一旦发生上述反应过程时，局部腐蚀就会突然变得非常严重[2]。
影响CO2腐蚀的因素比较多[2,3,10]，如温度、CO2分压、流速、合金元素、Cl-、HCO3-、Ca2+ 和Mg2+、细菌、Fe3C浓度、FeCO3溶解度、保护膜、管材的热处理及显微组织等对腐蚀都有一定的影响，多个因素影响下的腐蚀情况相对比较复杂。
3.2 H2S的腐蚀机理
有的油气田中含有大量的H2S气体，其在水中的溶解度比较大，生成的氢硫酸具有强烈的腐蚀性。当FeS致密且与金属基体结合紧密时，对腐蚀具有一定的减缓作用。但当生成的FeS不致密时，可与金属基体形成电位差为0.2~0.4V的强电偶[11]，反而促使基体金属的腐蚀。另外，当溶液中或金属基体表面有硫化物存在时，硫化物一定程度上阻止了氢原子向氢分子的转变，这些氢原子在管杆表面层的缺陷等部位结合成氢分子并聚集膨胀，产生氢压，在管杆的服役拉力叠加、协同作用下，就形成了SSCC(H2S应力腐蚀开裂)。油井下管杆的工况条件，如产液流速、工作温度、受力状态、表面缺陷等都能加速H2S对钢材的腐蚀。
关于H2S/CO2共存体系中油气管的腐蚀，国内外的研究还比较少，尤其是高温高压H2S/CO2多相流动介质中的研究更少，所以研究H2S、CO2共存条件下的腐蚀显得更加重要。
4.油井管防护技术
4.1定期更换普通碳钢管材
使用普通碳钢油管的成本较低，但需频繁更换油管，且压井作业对储层伤害较大。另外，如何正确预测普通碳钢油管的使用寿命，也是这种防护方法面临的重大难题[6]。
4.2使用耐蚀合金管材
俄罗斯、美国、英国、挪威、中东和南美等国家和地区普遍使用高性能的非API油井管。如中东一些油气田的井压高，每口井日单产高达上千吨，这些油田使用的是价格昂贵的钛合金钢油管[7]。
使用抗腐蚀合金管材的防腐蚀效果好，在其有效期内，无须其他配套措施，对油气井生产作业无影响，且工艺简单。但合金钢管材的价格较高，因此不太适合国内的中低产油气田[7]。
4.3注入缓蚀剂和杀菌剂
采用缓蚀剂防腐主要是利用缓蚀剂的防腐作用来达到减缓油管腐蚀的目的。其防腐效果主要与井况、缓蚀剂类型、注入周期、注入量等有关。该技术成本低，初期投资少，但工艺复杂，对生产影响较大[12]。此外,不同井况要求缓蚀剂的类型也不尽相同，通常情况下，中性介质中多使用无机缓蚀剂，以钝化型和沉淀型为主；酸性介质使用的缓蚀剂大多为有机物，以吸附型为主。但现在的复配缓蚀剂根据需要在用于中性介质的缓蚀剂中也使用有机物，而在用于酸性水介质的缓蚀剂中也添加无机盐类。不同金属的原子外层电子排布、电位序列、化学性质等有所不同，它们在不同介质中的吸附和成膜特性也不相同[13]。因此,如果需要防护系统是由多种金属构成,单一的缓蚀剂难以满足要求，此时应当考虑缓蚀剂的复配使用。
在腐蚀环境中加人少量缓蚀剂，就能和金属表面发生物理及化学作用，从而显著降低金属的腐蚀。注人缓蚀剂不需要改变金属构件的性质，因而具有经济、适应性强和效率高等优点。对于油管内表面腐蚀，可在不更换现有管材的情况下使用专用缓蚀剂来控制腐蚀。
缓蚀剂有两种注入方式[12]:(1)间歇式注入方式,将缓蚀剂自油管内注入后,必须关井一段时间后才能开井(处理周期一般为2~3个月)，因此,对生产有一定的影响。(2)连续式注入方式：主要通过油套环或环空间的油套管及注入阀将缓蚀剂连续注入井内或油管内，油气井不需要关井,因此,对生产影响较小。
注人化学药剂进行防护，主要存在以下几个主要问题：缓蚀剂的有效质量浓度较低，有效保护期短；初期投人较少，累计投资成本较高；由于实际腐蚀环境复杂，适应性差；投加缓蚀剂需要的加药装置过多，管理难度大，不利于安全生产。
4.4使用涂镀层油井管
通过相应的工艺处理，在金属表面形成抑制腐蚀的覆盖层，可直接将金属与腐蚀介质分离开。覆盖层主要为金属镀层和非金属涂层两大类。目前针对油并管防腐蚀所采用的涂镀层技术主要有金属镀层、化学镀层和有机材料涂层等。
4.4.1金属镀层
根据电化学防护原理，只有当金属镀层的电极电位比油管基体的电极电位负时，才能起到阴极保护作用，即牺牲阳极(涂层)，保护阴极(油井管)。当油井管处于电介质中，将产生电化学腐蚀，即油井管中的杂质成为阴极，铁为阳极。如果钢铁表面覆盖有锌铝等合金镀层，则情况就发生了变化。因锌铝合金镀层相对钢铁电位更负，在构成腐蚀电池时成为阳极，钢铁为阴极，这样阳极区(锌铝合金)释放电子而溶解于水，产生腐蚀。阴极区(油和套管的基体)则在表面吸收电子与氧发生还原反应，受到保护[8]。镍磷镀层使用较多，具有镀层均匀性好、附着力强、硬度高和抗腐蚀性能好的优点。化学镀镍层可以使旧油井管使用寿命延长2倍以上。
使用涂镀层油管主要是靠涂镀层隔绝油管与腐蚀介质的接触来达到防腐的效果，其防腐效果与涂层或镀层材料及工艺技术水平有关。该技术对油气井的生产影响较小，工艺简单而且成本一般不会很高。但是油管接头在加工时容易存在涂层被破坏的“漏点”，这必然会加重“漏点”处的腐蚀，对油管整体的防腐效果不利。
4.4.2碳钢管材与涂层防护
使用普通碳钢管，并在其寿命期限内更换油管、套管、管柱。该措施须频繁更换油管，对油气井生产影响很大，但生产初期基本不增加防腐费用，这种方法比较适合开采年限较短的油气田[12]。
考虑到油井管的经济寿命，采用碳钢管材结合涂层防腐蚀技术，是国内外在上世纪六十年代初就开始应用的防护技术。目前国际上应用的钻杆及油管涂料有溶剂型和粉末型两种。美国三家最主要的钻杆和油管涂敷公司中，AMF-Tuboscope公司和PA公司均是溶剂型，他们的销售量占国际市场的90%以上，CE-Vetco公司采用的是粉末型。
用于油井管涂层保护的薄膜大多数是酚醛类或环氧改性的酚醛类。在CO2的注采井中，薄膜比厚度较大的涂层防腐蚀效果要好得多。其原因是井下压力一般很高，无论涂层厚与薄，CO2气体都能渗透进去，当井筒压力下降时，较厚涂层内的气体不能很快逸出致使涂层起泡和剥落。而较薄的涂层容易让气体逸出，涂层不因此受伤害。厚的涂层只在低压或涂层易冲蚀的部位采用，油井管用涂料要求涂膜光滑，且整个涂覆表面无针孔等[9]。
碳钢管材结合涂层防护，应用技术的关键是把握涂层材料的可靠性和耐久性，这是评估涂层的使用寿命最重要的技术经济指标。
4.4.3玻璃钢内衬管
文献[15]报道，玻璃钢管道在国外已得到广泛使用，如中东地区的输水及输油管道全部采用玻璃钢在日本大口径的输液管以及与水相关的管道已占到25%。目前国内玻璃钢管应用不多，但已有不少单位在进行该方面的工作。文献[16]报道，塑料管材不仅耐腐蚀，而且制造工艺简单，有利于环保，是一种有发展前途的新型油田用管。目前使用最多的是聚乙烯管材，聚乙烯管因其承载能力低而使其应用受到限制，但有两种类型的塑料管得到了广泛的应用:(1)加内衬钢管，由聚乙烯管在钢管内拔制而成；(2)强力聚乙烯管，由缠绕柔韧材料(金属丝、带、纤维)的玻璃钢外壳和加金属的内壁制成。塑料管材在油气田上的应用已取得了良好的效果，今后塑料管材会得到更广泛的应用。
玻璃钢因具有轻质、高强、耐腐蚀和不被油、水及盐等介质侵蚀的特点。目前已成功应用于油管、套管、集输管、回注管和出油管等。美国石油工业用玻璃钢内衬管的生产企业年产油井管约4Mm，主要用于含CO2或H2S的天然气井的油管、含腐蚀性介质自喷油井的油管和含腐蚀性介质无杆采油井的油管等。此内衬油管不改变原油管的连接和作业方式，内衬管的密封性、防蚀及防垢性能较好。国内中国石油西南油气田公司川东北气矿的罗家寨1号井等使用过这种内衬管[10]。
改性玻璃钢内衬油管的缺点是：耐高温能力有限，内径减小得太多，内衬与油管本体之间的充填物容易粉碎等。
4.5使用耐蚀合金钢管材
该类管材主要依靠自身的耐腐蚀性能抵抗CO2腐蚀。国外在含CO2的油气井中一般采用含Cr铁素体不锈钢管(9~13%Cr)；在CO2和Cl-共存的严重腐蚀条件下用含Cr、Mn、Ni的不锈钢(22~25%Cr)，用Ni、Cr合金或Ti合金作油套管用以代替中碳(0.2~0.4%C)Mn、Mo(加微量Nb、V、Ti)低合金热轧无缝管或高频直缝焊管[10]。
此类管材在其有效期内，无需其它配套措施，对油气井生产作业无影响，且工艺最简单，但初期投资很大。目前世界上许多国家如阿根廷、日本、挪威等都在研制价格便宜、防腐效果好的合金钢油气管材，国内宝山钢铁有限公司也在研制这类管材[2]。
文献[14]通过对国内五种石油专用管材的HIC和SSCC分析,综合考虑合金元素对HIC和SSCC的影响后认为，低碳锰钢石油专用管材的主要成分为：WC=0.06~0.08%、WMn 1.3%、WSi=0.16~0.38%、WP 0.016%、WS 0.005%，在此基础上再加入0.01~0.05%的Ti、Ni、V、Nb、Cu、Re等元素。
4.6阴极保护
目前阴极保护使用范围日趋广泛，地下管道、电缆、储槽、桥梁、热交换器、冷却器等，凡是与电解质溶液接触而产生腐蚀的设备都可以用阴极保护法来提高其抗腐蚀能力[17]。
阴极保护有两种方法[18]：(1)牺牲阳极法：将被保护金属和一种可以提供保护电流的金属或合金(即牺牲阳极)相连，使被保护体极化以降低腐蚀速率。(2)强制电流保护法：将被保护金属与外加电源负极相连，由外部电源提供保护电流，以降低腐蚀速率。
在油田防腐，主要是利用牺牲阳极的方式来保护井下管柱(一般用于保护套管)免受腐蚀，但其操作工艺复杂，方案设计时所需基本参数要求准确，且易受现场环境影响，很难达到最佳的防腐效果，作业成本也较高[10]。
文献[18]报道了管道外防腐绝缘层与阴极保护的联合使用是最经济、最合理的防腐措施，还报道了燕山石化公司对埋地管道采用防腐涂层结合牺牲阳极的阴极保护法，对管道的防腐起到了良好的效果。
阴极保护技术操作工艺复杂，方案设计时所需基本参数要求准确，且易受现场环境影响，很难达到最佳的防腐蚀效果，对于深井或超深井难以起到好的防腐蚀效果，此外作业成本也较高[11]。
5.在用油井管涂层防护技术及产品
5.1油井管DPC内涂层
DPC是一种环氧-酚醛涂层，韧性好，能够抵抗较大PH范围内的腐蚀。DPC适用于温度高达250℉/121℃的各种应用场合，它是将一薄层改性环氧酚醛树脂涂于同种类型的酚醛底漆上，经过加热固化后形成一种同类型树脂的涂层。它具有良好的附着力和防水性能。环氧酚醛面漆形成的涂层比典型的酚醛涂层具有更好的韧性和耐用性，DPC在含有CO2和少量的油井生产中，可溶性气体注入井中和典型环氧涂层无法承受的具有很高温度的水处理系统中，使用效果更明显。而且DPC涂料已经成功应用于含强碱性流体的大部分二次开采过程中。
综合特性：良好的光洁度、耐冲击能力强、良好的柔韧性、极好的附着力、极好的耐腐蚀性。
应用范围：加压开采系统，盐水处理系统，原油输送管线，化工管线及生产容器，盐水及纯水输送，CO2注入系统，含腐蚀性液体和可溶性气体的强碱注入系统。
生产厂家：华北石油管理局第一机械厂。
技术参数(美国TUBOSCOPE公司自身质量认证)
5.2最具代表性的典型DPC涂层产品
产品来源：美国TUBOSCOPE公司；
涂层类型：环氧-酚醛(液体涂料)；
涂层颜色：多种颜色；
涂层膜厚：150~300µm；
耐温性能：最高耐温121℃；
耐压性能：达到管子的屈服极限；
耐酸碱范围：pH值3~12.5；
涂料特点：DPC涂层是一种环氧树脂涂层，比典型的酚醛涂层具有更好的韧性，可以在非常宽的pH值中使用，在钻井中即使反复施加压力，涂层仍完好。该涂层可以阻止腐蚀的第一步——腐蚀麻点的形成，这些麻点可以导致应力腐蚀断裂、和扭曲过程中的损坏。事实已经证明可使钻杆寿命延长2倍以上，且可使钻井动力能耗降低10~25%。
5.2.1 TK-34油井管涂料
涂料来源：美国Tuboscope公司；
涂层类型：环氧-酚醛(液体涂料)；
涂层颜色：浅棕色；
涂层膜厚：150~300µm；
耐温性能：在钻井时，泥浆循环的情况下，可以经受所有温度；
耐压性能：达到管子的屈服极限；
耐酸碱范围：pH 值 3~13；
性能特点：TK-34涂料是一种改性环氧酚醛液体涂层，具有较好的柔韧性和防腐性能，可以在较宽的pH值中使用。在钻井中即使反复施加压力，涂层仍完好。该涂层可以阻止腐蚀的第一步——腐蚀麻点的形成，这些麻点可以导致应力腐蚀断裂、和扭曲过程中的损坏，可延长钻杆寿命3~4倍，涂层表面光滑，可减少钻井动力约10~25%；适用所有的泥浆——天然、合成的以及高碱性泥浆。
5.2.2 TK-34XT油井管涂料
涂料来源：美国Tuboscope公司；
涂料类型：改性环氧-酚醛(液体涂料)；
涂层颜色：兰色;涂层厚度:150~300µm；
耐温性能：在泥浆循环条件下，经受所有温度；
耐压性能：达到钻杆的屈服强度；
耐酸碱范围：pH值3~13；
性能特点：TK-34XT是一种高抗磨性钻杆涂层，采用特殊配方，能有效的提高钻杆在特殊钻井条件下的耐磨性。经它涂层的钻杆的耐磨性是普通钻杆的3倍，耐高温，耐化学腐蚀和具有很好的柔韧性，且具有很强的抗冲击力。像TK-34一样，TK-34XT在油田环境中具有很宽的pH值使用范围，实验证明它在使用过程中能很好改善流体的流动性。
5.2.3 TK-34P油管井涂料
涂料来源：美国Tuboscope公司；
涂层类型：环氧-酚醛(粉末涂料)；
涂层颜色：绿色；
涂层膜厚：150~300µm；
耐温性能：最高耐温204℃；
耐压性能：达到管子的屈服极限；
耐酸碱范围：pH 值 3~13；
性能特点：TK-34P是一种新型改性酚醛树脂粉末涂层,具有极好的分子结构，可以应用在较高的温度和较宽的pH值，在钻井中即使反复施加压力，涂层仍完好。该涂层可以阻止腐蚀的第一步——腐蚀麻点的形成，这些麻点可以导致应力腐蚀断裂、和扭曲过程中的损坏。可以有效抵制H2S、CO2、Cl-对金属的侵蚀；采用酚醛底漆，使涂层在油、水、酸性气体等复杂的油田作业环境中具有良好的附着力，可延长钻杆寿命3~4倍，实践证明TK34P在钻井中使用可以超过15年。由于它表面光滑，具有低摩阻特性，能够提高流体效率10~25%。
5.2.3 TK-236油井管涂料
涂料来源：美国Tuboscope公司；
涂层类型：环氧-酚醛(粉末涂料)；
涂层颜色：绿色；
涂层膜厚：15~300µm；
耐温性能：最高耐温204℃；
耐压性能：达到管子的屈服极限；
耐酸碱范围：pH 值 3~13；
性能特点：TK-236是一种耐高温的改性涂层体系，具有良好的分子结构，有优异的耐腐蚀性，可在很宽的pH值范围内使用，采用酚醛底漆，使得涂层之间具有良好的附着力，具有高密度分子交联结构，有很低的气体渗透率，可以在含有H2S的天然气生产环境中使用,表面光滑，具有低摩阻特性，提高了流体输送效率。
5.2.4 TK-216油井管涂料
涂料来源：美国Tuboscope公司；
涂层类型：改性环氧(粉末涂料)；
涂层颜色：棕褐色；
涂层膜厚：150~300µm；
耐温性能：最高耐温131℃；
耐压性能：达到管子的屈服极限；
耐酸碱范围：pH值 2~11；
涂层的应用范围：油井生产(腐蚀性油井和化学处理井)，气举设施，盐水处理井，腐蚀性水、含硫水、饮用水、含二氧化碳水，中性碱和无机酸输送管线，化工管线及生产容器。
性能特点：一种由环氧基料和酚醛固化剂组成、用于常规生产环境和水处理系统的涂层，可有效的提高一般环氧系统的附着力并且具有较宽的pH值应用范围，良好的附着力和高抗冲击性能使TK-216成为化学处理井和地面输送管线中对抗腐蚀性流体的较好选择；可以显著提高管道体系的流体效率并保护管线防止结垢。
用户单位：中国石油集团渤海石油装备制造有限公司/渤海石油装备制造有限公司；
用户单位：大庆油田创业金属防腐公司华谊金属涂镀厂．
环氧酚醛清漆防腐油管—— 一种碳钢管表面采用环氧-酚醛改性涂料喷涂热处理加工成形的涂层防腐油管。由于环氧酚醛清漆是在环氧防腐漆的基础上，加入酚醛树脂改性而成，其防腐性优越于纯环氧防腐涂料。环氧酚醛清漆防腐涂层均匀完整耐化学腐蚀性好。附着力好。洗膜柔韧耐冲击强度好，是油田油水井管理热的防腐材料，用它防腐制作的油水井管可完全满足油水井管的工作要求，可延长油水井管的使用寿命一年以上，为油田建设节约大量的资金和维修费用。
主要技术指标：
漆膜厚度：≥30µm；
耐冲强度：≥40J；
附 着 力：2~3级；
耐 蚀 性：10%HF浸泡48h，涂层不起泡、开裂或脱落；
10%NaOH浸泡48h，涂层不起泡、开裂或脱落。
大庆油田用DPC涂料修复成品油管——此产品荣获黑龙江省科技成果二等奖，填补了国内空白，产品适用于石油、化工、煤矿、冶铁、机械、水利、农机、纺织建筑各种轻重工业管道贮罐及海底管道等部件的修补和内外防腐以及建筑物的防腐耐酸、耐碱、耐高温。
6.油井管防护技术研究最新进展与成果
6.1镀铝钢在管道防腐技术上的应用
早在1893年，德国人就发明了钢材热浸镀铝技术，随后法国、美国也公布了热浸镀铝的技术专利，20世纪50年代到60年代，国外钢带热浸镀技术处于迅速发展时期[19]。我国自上世纪80年代至今已建成十几个镀铝生产厂家[20]。镀铝钢材因具有良好的耐热性、耐腐蚀性、特别是具有优异的耐硫化(SO2、H2S)腐蚀性而被广泛地应用于石油、石化、化工、冶金、机械、建筑、交通工程、电力工程、海洋工程及国防领域。镀铝钢的耐大气和耐SO2腐蚀性能均明显高于镀锌钢板。美国钢铁公司用镀铝钢板作屋顶板，经23年连续使用证明，镀铝板在工业大气、海洋与乡村环境中的耐腐蚀性比热镀锌钢板高5~9倍[19]。
文献[20-22]分别研究了5%Al-Zn和55%Al-Zn镀铝钢的微观结构和耐蚀性，研究表明镀层倾向于形成中间合金(FeAl3,Fe2Al5,Fe4Al13)。 镀层腐蚀按下列顺序发生：富Zn相(α)、富Al相(β)，最后是中间合金，正是由于这层中间合金使镀铝钢的耐腐蚀性得以提高。
近些年，又发现加入适量的稀土表面镀铝层的光亮平整性、耐蚀性、流动性、形成性、微观组织等都有大大提高和改善[23-25]。稀土可以提高合金涂层的致密性，可以在Fe、Al合金表面存在一定的富集，增强Fe、Al之间的扩散，使Fe、Al合金层与基体的界面呈锯齿状，这种起伏可以提高界面积，从而提高界面结合力；并且稀土在铝层中可以减少非金属夹杂，使镀层腐蚀活化电位降低，抗腐蚀能力提高[26]。
文献[27-28]报道了适量的稀土(RE)可以明显提高镀件在强酸介质中的耐腐蚀性能，加入RE后，小孔腐蚀逐渐向均匀腐蚀过渡，这表明镀层中的RE阻止了小孔的生核和使小孔钝化，增强了镀层小孔的稳定性，因而提高了镀层的耐腐蚀性能。极为活泼的RE有可能在杂质浓度较高处与杂质反应生成复杂的化合物，减少热浸镀件表面的活性区域,使镀件表面趋于一致，从而减少微电池反应；另外，富集在镀件表面的RE可以形成致密均匀的氧化层，这两方面的影响使构件在HCl水溶液中的耐腐蚀性能提高。
采用镀铝钢比采用玻璃钢、不锈钢、合金钢等更加经济，比传统的粉末涂层与基体的结合更牢，且不老化、耐磨损、在苛刻条件下更耐腐蚀。
6.2钛纳米聚合物涂料的开发与应用
该项技术的研究国内最早起源于上世纪八十年代中后期，吉林化学工业公司研究院开展了“含钛聚合物及其涂料的研究”。但这是一项压箱底的科研成果，刚开了一个好头，研究就搁置了，未能更进一步地深入开发。但对于该项技术领域的后续开发，却有人一直在进行，从未停止过研究活动。
进入21世纪，北方以薛俊峰为领军的哈尔滨鑫科纳米科技发展有限公司与哈尔滨工业大学组成的产学研合作团队；南方以张驰为领军的北京科技大学广东研究院与江苏金陵特种涂料有限公司等企事业单位组成的产学研合作创新团队；分别在国家学术期刊杂志上发表了《钛纳米聚合物涂料的制备及其应用》(薛俊峰等)、《钛纳米高分子合金涂料的研制开发及其应用》(张驰等)。虽然这两个团队都是以金属钛为合成基料，研制的聚合物却代表了两个不同的研究开发方向。前者所选用的是传统高分子聚合物材料(即环氧[40]或环氧改性树脂)；而后者是在研制纳米氧化铝改性含氟聚芳醚酮新型聚合物材料的基础上，与金属钛纳米化键合接枝，形成钛纳米含氟聚芳醚酮高分子合金共聚物，再以这种新型材料开发研制各种高性能的钛纳米高分子合金涂层材料。
6.3钛纳米聚合物涂料的应用试验
近年来纳米技术也被逐步应用到油田注水、油井管及输油管线的腐蚀防护之中，钛纳米高分子合金聚合物重防腐涂料具有耐多种化学介质的腐蚀和抗静电等优点。2008年，以中石油新疆塔里木油田为试点单位开展了“钛纳米高分子合金涂料评价试验及油管内涂层工艺研究”的应用试验，对新油井管和修补油井管喷涂施工，均达到满意的试验效果。
钛纳米高分子合金涂料具有优异的综合防护性能，在石油化工、海洋船舶、水力工程、食品及家用电器等防腐蚀领域获得了大规模的成功应用。
在石油开采领域，中国油田开采97%以上采用注水工艺，采出液中90%以上为水，10%为油。解决注水管的防腐蚀问题是采油装备中的重大课题。
随着油田开采时间的延长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，对油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的“顽症”，所造成的严重损失令人触目惊心：每年要损坏大量管柱和管线，使开发成本高居不下，又严重影响油田生产。
胜利渤海钻井机修厂其管线内部根据使用条件采用无气喷涂技术，喷涂一定厚度的钛纳米聚合物涂层，提高了管线螺纹的耐蚀性能，在沸水和30%的氯化钠溶液中，分别浸泡1000h和5000h均没有任何改变。 运用钛纳米聚合物涂层防腐除垢技术，使油田注水井管柱延长使用寿命达2~3倍，所创经济效益十分可观。 钻井液循环罐应用钛纳米聚合物涂层防腐项目，由于钻井液的特殊用途及复杂的地层条件、高温环境和钻井液中含有大量化学添加剂， 对罐体所造成严重腐蚀，极大地缩短了钻井液循环罐的使用寿命，导致常规钻井液循环罐的使用寿命仅有4年左右。
在胜利油田10口注水井中使用了该涂料，经院士主持的成果鉴定，认为该产品及其在石油开采注水管中的应用效果达到国际先进水平，使我国注水管的防腐防垢技术获得重大进展。还有大庆油田和新疆克拉玛依油田也相继使用了该技术。
7.油井管防护技术发展趋势
7.1防护方法的选择
文献[14]通过实例说明合理防腐技术的确定与待开发油藏的寿命Lt与普通碳钢油管的预计寿命Lp之比r = Lt/Lp有关。在不同腐蚀环境下，假定采用的缓蚀剂的缓蚀效率不变，目前的价格体系不变，则可以根据r值确定可采用的防腐技术。
当r ≤2时，即在开发过程中，最多需更换一次油管时，适宜采用普通碳钢油管。当2＜ r ≤10时，即采用普通碳钢需多次更换油管，加缓蚀剂后无需换油管时，适宜采用普通碳钢并注入缓蚀剂。当r ＞10时，即添加缓蚀剂后也无需更换油管时，适宜采用合金钢油管。
国内油气田的油气成分、开采年限、腐蚀介质、地质状况、土壤成分等都不尽相同，所以在选择油气管的防腐措施时，要综合考虑各种实际情况选择最合适的防护技术。
7.2防护技术研究趋势
(1)总体来看，国内各个油田的油井管管材腐蚀现象比较普遍，个别地区比较严重。在油井管中，套管腐蚀发生几率较大(占油井管管材腐蚀破坏的70%以上)，其次是油管和钻杆。
(2)油井管管材腐蚀的研究趋势是：腐蚀机理的研究和不同腐蚀介质腐蚀预测模型的研究。就国内油气田实际情况而言侧重于进行H2S及CO2等酸性气体的腐蚀研究和腐蚀预测；高性能和高性价比管材材料的研究等。
(3)油井管管材腐蚀防护技术趋势是：①耐蚀金属材料和非金属材料的研究，其中包括耐H2S及CO2腐蚀、耐冲蚀等苛刻条件涂层防护技术；②油井管管材涂层防护，主要包括涂层材料研究、工艺机具研究和施工工艺研究等；③油井管丝扣处的防护技术，生产上需求迫切(多数管体完整良好的油井管在丝扣处腐蚀严重，致使整体失效)；④阴极保护技术在该领域的应用研究也是主要的发展趋势。
(4)各种防腐蚀方法，都有其优点和不足之处。根据国内油气田的现状，应选择防腐蚀效果好，经济性强，适应面广的防腐蚀技术，内涂层由于性价比高、投资小、适应性强、保护效果好和保护时效长等特点，所以内涂层应是油井管防护的一种比较理想的选择，关键是要选用最好的高新技术涂层产品。
8.结束语
以上分析表明，我国的油气井管都存在着不同程度的腐蚀问题，有的为CO2腐蚀，有的为H2S腐蚀，有的两者兼而有之。采用缓蚀剂、使用涂镀层管材、使用普通碳钢管、使用耐蚀合金钢管材、使用玻璃钢和塑料管材、阴极保护这几种常用的防护措施都有其优点和不足。针对不同油气井的实际情况，应采用最经济、最简单的防腐技术。同时，可以预见镀铝钢作为油气井管材和采用钛纳米高分子合金涂层新材料的应用，将有着非常广阔的研究领域，也是攻克油气田井管腐蚀与防护难题最经济可靠的有效办法。
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