CO2腐蚀可能发生在井筒结构的多个部件上：油管、油管接箍、电潜泵（ESP）部件、电缆。该过程可分为三个连续阶段：首先，钢基体由“保护覆盖层”屏蔽，该覆盖层可以是钝化膜、腐蚀产物层（如碳酸亚铁 FeCO3），或人工涂层。该覆盖层存在局部缺陷，使下方钢材的小面积暴露。环境中的 CO2溶入水相，生成具有腐蚀性的物种，如碳酸（H2CO3）。腐蚀是金属与环境自发发生的化学反应，会导致金属性质或金属结构发生改变。为定量评估腐蚀，使用腐蚀速率。腐蚀速率既可以理解为单位时间内的腐蚀渗透深度，也可以理解为单位表面积上的金属平均腐蚀量速率。腐蚀速率vcor可按 de Waard 公式[1]计算：其中：vr 为反应速率（mm/年），vm,t为传质速率（mm/年）。反应速率vr计算式：其中：T 为发生该反应的环境温度；fCO2为 CO2 的逸度；pHCO2为由 CO2决定的氢离子活度对应的 pH；pHact 为实际 pH。当给定 pHact时，计算 pH 时采用该值；若未给定，则根据 CO2浓度计算 pH。其中：pCO2 为 CO2的分压，p 为环境压力。pH（pH = −lg[H+]）用于表征环境酸度，其基于 CO2的估算为：其中：d 为井筒管柱的管径，vm为特征流动参数（与流动-传质有关的速度尺度）。该模型在引入温度与逸度依赖性后，仍是油气系统 CO2腐蚀初筛的实用标准，并通过传质修正以反映流动效应，会将 FeCO3薄膜的沉积与防护性作为温度、pH 与 Fe2+的函数纳入考虑。参考文献： [1] de Waard, C., & Lotz, U. (1995). Influence of liquid flow velocity on CO2 corrosion: A semi-empirical model. Corrosion, 51(10), 721–736.tNavigator模拟器中，油藏-井筒一体化模型耦合的工作流按如下方式进行（图2）。储层模型由压力、温度、饱和度分布和PVT初始化。定义完井和井斜测量、油管/套管尺寸和热性能（流体、管道、水泥、地层）。设置EOS参数和腐蚀模型设置。这包括定义一系列pH情景（从pH=7到pH=1），以研究地层水化学或酸化等操作干预可能引起的中性、中酸性和高酸性条件的影响。采用顺序迭代方法，在每个时间步，储层模拟器（tNavigator）根据当前边界条件计算流向井筒的流体流量。然后，井筒模型使用这些流入速率和成分来计算沿油管的压力、温度、流态和相的垂直剖面。在每个深度，EOS闪蒸确定相组分和摩尔分数，从而产生局部CO₂ 分压（pCO₂). 根据局部流体速度和特性计算流态、壁面剪切应力。最后，使用pCO₂确定腐蚀速率（vcor），将反应动力学（式4）与传质模型（式5）相结合。该过程为每个时间步生成腐蚀曲线，从而可以计算随时间推移的累积金属量损失。采用西部某油田高温高压断溶体油藏中的某一口井为实例进行测试。分别建立了油藏模型、井筒模型（图3）。对单井进行了历史拟合，计算了pH=7时的油管腐蚀曲线（图4），给出了在中性盐水工况（pH=7）下，沿油管的预测腐蚀速率 vcor(z,t)，所选时间覆盖脱气前与脱气后的代表性阶段。井筒早期，储层总体未达饱和，入口气相占比低，管内流型以泡状/段塞流为主，壁面剪切力处于中等水平。靠近井底温度较高，促进了反应动力学（vr）；但在高压下，pCO2主要受溶解 CO2控制，传质增强（vm,t）仍较有限。结果是大部分油管段的腐蚀速率偏低至中等，通常约为0.1–0.4 mm/年。局部峰值可能出现在完井（射孔）段附近，因湍动与混合提升了传质，但受限于游离气含量较低，这些峰值幅度有限。随着油藏进一步枯竭并进入明显脱气阶段，产出气中的 CO2气相摩尔分数升高，同时气相体积分数扩大，使上部油管段的气体流速加快。这些变化使流型向搅动/环状流转变，尤其是在压力降至低于气泡点之上的井段。在该流型下，壁面剪切应力与界面更新率显著提升，推动vm,t 大幅上升。即使 vr仅有温和变化，由于传质项占主导，整体腐蚀速率 vcor也可能成倍（2至4倍）增加。模拟显示，在向环状流过渡的井段，vcor提升至约0.6–1.2 mm/年。
综上，本研究通过一体化模型首次实现了 CO₂井筒腐蚀 “时空演化” 的定量表征，不仅能精准预测不同开发阶段、不同井深的腐蚀风险分布，还可为针对性防腐措施（如局部涂层强化、pH 调控）的制定提供数据支持，对延长油气井服役寿命、保障开发安全性具有重要工程价值。
