?

一、金屬腐蝕原理

（一）金屬的腐蝕；金屬的腐蝕是指金屬在周圍介質(zhì)作用下，由于化學(xué)變化、電化學(xué)變化或物理溶解作用而產(chǎn)生的破壞。

（二）金屬腐蝕的分類

1．據(jù)金屬被破壞的基本特征分類

根據(jù)金屬被破壞的基本特征可把腐蝕分為全面腐蝕和局部腐蝕兩大類：

（1）全面腐蝕：腐蝕分布在整個金屬表面上，可以是均勻的，也可以是不均勻的。如碳鋼在強酸中發(fā)生的腐蝕即屬此例。均勻腐蝕的危險性相對較小，因為若知道了腐蝕的速度，即可推知材料的使用壽命，并在設(shè)計時將此因素考慮在內(nèi)。

（2）局部腐蝕：腐蝕主要集中在金屬表面某一區(qū)域，而表面的其他部分幾乎未被破壞。例如點蝕、孔蝕、垢下腐蝕等。垢下腐蝕形成的垢下溝槽、塊狀的腐蝕，個易被發(fā)現(xiàn)，往往是在清垢后或腐蝕穿孔后才知道。局部腐蝕的危害性極大，管線、容器在使用較短的時間內(nèi)造成腐蝕穿孔，致使原油泄漏，影響油田正常生產(chǎn)。

2．據(jù)腐蝕環(huán)境分類

按照腐蝕環(huán)境分類，可分為化學(xué)介質(zhì)腐蝕、大氣腐蝕、海水腐蝕、土壤腐蝕。這種分類方法有助于按金屬材料所處的環(huán)境去認(rèn)識腐蝕。

3．據(jù)腐蝕過程的特點分類

按照腐蝕過程的特點分類，金屬的腐蝕也可按化學(xué)腐蝕、電化學(xué)腐蝕、物理腐蝕3 種機理分類。

（1）金屬的化學(xué)腐蝕：金屬的化學(xué)腐蝕是指金屬表面與非電解質(zhì)直接發(fā)生純化學(xué)作用而引起的破壞。在化學(xué)腐蝕過程中，電子的傳遞是在金屬與氧化劑之間直接進行的，因而沒有電流產(chǎn)生。但單純化學(xué)腐蝕的例子是很少見的。很多金屬與空氣中的氧作用，在金屬表面形成一層氧化物薄膜。表面膜的性質(zhì)（如完整性、可塑性、與金屬的附著力等）對于化學(xué)腐蝕速率有直接影響。它作為保護層而具有保護作用，首先必須是緊密的、完整的。以金屬在空氣中被氧化為例，只有當(dāng)生成的氧化物膜把金屬表面全部遮蓋，即氧化物的體積大于所消耗的金屬的體積時，才能保護金屬不至于進一步被氧化。否則，氧化膜就不能夠蓋沒整個金屬表面，就會成為多孔疏松的膜。

（2）金屬的電化學(xué)腐蝕：金屬與電解質(zhì)溶液作用所發(fā)生的腐蝕，是由于金屬表面發(fā)生原電池作用而引起的，這一類腐蝕叫做電化學(xué)腐蝕。采油工程中的腐蝕過程通常是電化學(xué)腐蝕。電化學(xué)腐蝕過程由下列三個環(huán)節(jié)組成：

①在陽極，金屬溶解，變成金屬離子進入溶液中：

Me→Men＋＋ne （陽極過程）

②電子從陽極流向陰極；

③在陰極，電子被溶液中能夠吸收電子的物質(zhì)（D）所接受：

e－＋D→［D·e－］（陰極過程）

在陰極附近能夠與電子結(jié)合的物質(zhì)很多，但在大多數(shù)情況下，是溶液中的H＋和O2。H－與電子結(jié)合形成H2，O2在溶液中與電子結(jié)合生成OH－：

2H＋＋2e→H2

O2＋2H2O＋4e→4OH－（在中性或堿性液中）

O2＋4H＋＋4e→2H2O （在酸性介質(zhì)中）

以上三個環(huán)節(jié)是相互聯(lián)系的，三者缺一不可，如果其中一個環(huán)節(jié)停止進行，則整個腐蝕過程也就停止。

金屬電化學(xué)腐蝕的產(chǎn)生，是由于金屬與電解質(zhì)溶液接觸時形成了腐蝕原電池所致。

（3）物理腐蝕是指金屬由于單純的物理溶解作用所引起的破壞，如許多金屬在高溫熔鹽、熔堿及液態(tài)金屬中可發(fā)生物理腐蝕。

（三）金屬腐蝕速度的表示方法

金屬遭受腐蝕后．其質(zhì)量、厚度、機械性能、組織結(jié)構(gòu)、電極過程都會發(fā)生變化，這些物理性能和力學(xué)性能的變化率可用來表示金屬腐蝕的程度。在均勻腐蝕的情況下通常采用質(zhì)量指標(biāo)、深度指標(biāo)和電流指標(biāo)來表示。

1．質(zhì)量指標(biāo)

這種指標(biāo)就是把金屬因腐蝕而發(fā)生的質(zhì)量變化，換算成相當(dāng)于單位金屬表面積于單位時間內(nèi)的質(zhì)量變化的數(shù)值。所謂質(zhì)量的變化，在失重時是指腐蝕前的質(zhì)量與消除了腐蝕產(chǎn)物后的質(zhì)量之間的差值；在增重時系指腐蝕后帶有腐蝕產(chǎn)物時的質(zhì)量與腐蝕前的質(zhì)量之差，可根據(jù)腐蝕產(chǎn)物容易去除或完全牢固地附著在試件表面的情況來選取失重或增重表示法：

（2）金屬腐蝕速度的深度指標(biāo)此指標(biāo)表示單位時間內(nèi)金屬的厚度因腐蝕而減少的量。在衡量不同密度的各種金屬的腐蝕程度時，這個指標(biāo)很方便，與質(zhì)量指標(biāo)間有以下?lián)Q算關(guān)系：

vL＝v·8．76／ρ?????????????????????????????????????? （3－9）

式中　vL———腐蝕的深度指標(biāo)，mm／a；　

ρ———被腐蝕金屬的密度，g／cm3。

除上述單位以外，在不少文獻中也經(jīng)常用mdd 即mg／（dm2·d），ipy （in／a），mpy （mil／a）等作為質(zhì)量指標(biāo)和深度指標(biāo)的單位，之間可以相互換算。根據(jù)金屬年腐蝕深度的不同，管道及儲罐的介質(zhì)腐蝕性評價標(biāo)準(zhǔn)及大氣腐蝕性評價按SY／T0087—95 進行。

3．金屬腐蝕速度的電流指標(biāo)

此指標(biāo)是以金屬電化學(xué)腐蝕過程的陽極電流密度的大小來衡量金屬的電化學(xué)腐蝕速度?？赏ㄟ^法拉第定律把電流指標(biāo)和質(zhì)量指標(biāo)聯(lián)系起來，兩者關(guān)系為：

ia＝v×n×26．8×10－4／A???????????????????????????????????????????? （3－10）

式中　ia———腐蝕的陽極電流密度，A／cm2；　

v———金屬腐蝕的速度，g／（m2·h）；　

n———陽極反應(yīng)中化合價的變化值；　

A———參加陽極反應(yīng)的金屬的原子質(zhì)量，g。

二、油氣田腐蝕環(huán)境

金屬腐蝕是金屬與周圍環(huán)境的作用而引起的破壞。影響金屬腐蝕行為的因素很多，它既與金屬自身的因素有關(guān)，又與腐蝕環(huán)境相連。了解這些因素，可以幫助我們?nèi)ソ鉀Q油氣田生產(chǎn)中的腐蝕問題，弄清影響腐蝕的主要因素，從而采取有效的防腐措施，做好油氣田防腐工作。

（一）金屬材料的影響

1．金屬的化學(xué)穩(wěn)定性

金屬耐腐蝕性的好壞，首先與其本性有關(guān)。各種金屬的熱力學(xué)穩(wěn)定性，可近似地用其標(biāo)準(zhǔn)平衡電位來評定。電位越正，金屬的穩(wěn)定性越高，金屬越耐腐蝕。反之，金屬離子化傾向越高，金屬就越易腐蝕。但是也有些金屬如Al 等，雖然活性大，由于其表面易生成保護膜，所以具有良好的耐蝕性能。金屬的電極電位和其耐蝕性只是在一定程度上近似地反映其對應(yīng)關(guān)系，并不存在嚴(yán)格的規(guī)律。

2．金屬成分的影響

由于純金屬的各種性能不能滿足工業(yè)需要，因此在實際應(yīng)用中多采用它們的合金。合金又分單相合金和多相合金。

（1）單相合金：單相固溶體合金，由于組織均一，具有較高的化學(xué)穩(wěn)定性，因而耐腐蝕性就較高，如不銹鋼等。

單相合金的腐蝕速度與穩(wěn)定的貴金屬組分的加入量有一特殊的規(guī)律叫“n／8”（原子分?jǐn)?shù)）定律（n 為正整數(shù)，一般為1，2，4，6，…），也就是當(dāng)貴金屬（或化學(xué)穩(wěn)定性較高的金屬）組分的含量占合金的12．5％，25％，50％，…時，合金的耐腐性才突然提高。

（2）兩相或多相合金：由于各相的化學(xué)穩(wěn)定性不同，在與電解質(zhì)溶液接觸時，在合金表面上形成許多腐蝕微電池，所以比單相合金容易遭受腐蝕。但也有耐蝕性很高的多相合金，如硅鑄鐵、硅鉛合金等。合金的腐蝕速度與以下三點有關(guān)：當(dāng)合金各組分存在較大電位差時，合金就易腐蝕；若合金中陽極以夾雜物形式存在且面積較小時，陽極首先溶解，使合金成為單相，對腐蝕不產(chǎn)生明顯的影響；若合金中陰極相以夾雜物形式存在，陽極作為合金的基底將遭受腐蝕，且陰極夾雜物分散性越大，腐蝕就越強烈。

3．金屬表面狀態(tài)的影響

表面光滑的金屬材料表面易極化，形成保護膜。而加工精糙不光滑的金屬表面容易腐蝕，如金屬的擦傷、縫隙、穴寓等部位都是天然的腐蝕源。粗糙的表而易凝聚水滴，造成大氣腐蝕，而深洼部分則易造成氧濃差電池而受腐蝕。總之，金屬工件加工表面應(yīng)光潔。

4．金相組織與熱處理的影響

金屬的耐蝕性能取決于金屬及合金的化學(xué)組分，而金相組織與金屬的化學(xué)組合密切相關(guān)，但當(dāng)合金的成分一定時，隨加熱和冷卻能進行物理轉(zhuǎn)變的合金，其金相組織就與熱處理有密切關(guān)系，隨溫度變化產(chǎn)生不同的金相組織，而后者的變化又影響了金屬的耐腐蝕性。

5．變形及應(yīng)力的影響

金屬在加工過程中變形，產(chǎn)生很大的內(nèi)應(yīng)力，其中拉應(yīng)力能引起金屬晶格扭曲而降低金屬電位，使腐蝕過程加速，而壓應(yīng)力則可降低腐蝕破裂的傾向。

（二）油田水腐蝕

水是石油的天然伴生物。水對金屬設(shè)備和管道會產(chǎn)生腐蝕。尤其是含有大量雜質(zhì)的油田水對金屬會產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕。油田水中的溶解鹽類對金屬腐蝕有很大影響，其中最主要的是氯化物。另一類最常見的引起金屬腐蝕的物質(zhì)是水中溶解的氧氣、二氧化碳、硫化氫等氣體。此外，油田水中存有的硫酸鹽還原菌等微生物也會對金屬產(chǎn)生嚴(yán)重腐蝕。下面針對油田水各種因素對腐蝕的影響分別作一介紹。

1．溶解氧的影響

油田水中的溶解氧在濃度小于1mg／L 的情況下也能引起碳鋼的腐蝕。在油田產(chǎn)出水中本來不含有氧，但在后來的處理過程中，與空氣接觸而含氧。淺井中的清水也含有少量的氧。氧氣在水中的溶解度是壓力、溫度和氯化物含量的函數(shù)。氧氣在鹽水中的溶解度小于在淡水中的溶解度。

碳鋼在室溫下的純水中腐蝕速度小于0．04mm／a，只有輕微的腐蝕。如果水被空氣中的氧飽和后，腐蝕速度增加很快，其初始腐蝕速度可達0．45mm／a。幾天之后，形成的銹層起了氧擴散勢壘的作用，碳鋼的腐蝕速度逐步下降，自然腐蝕速度約為0．1mm／a。這類腐蝕往往是較均勻的主要腐蝕。而碳鋼在含鹽量較高的水中發(fā)生的腐蝕將出現(xiàn)局部腐蝕，腐蝕速度可高達3～5mm／a。碳鋼在水中的腐蝕，氧濃度和氧擴散勢壘控制了整個腐蝕反應(yīng)的速度。光潔的碳鋼表面，氧擴散勢壘小，因而起始腐蝕速度較高。隨著腐蝕過程的進行，腐蝕產(chǎn)物的生成，擴散勢壘產(chǎn)生，腐蝕速度則逐步下降，最后達到基本恒定的腐蝕速度。油田水中的溶解氧是碳鋼產(chǎn)生腐蝕的因素，但不是惟一的因素，還有許多其他因素也影響腐蝕速度，因此必須綜合考慮油田水水質(zhì)對腐蝕的影響。值得注意的是：必須依靠氧化劑鈍化的金屬以及必須依靠氧化劑起緩蝕效果的緩蝕劑，溶解氧則是一種防腐劑而不是腐蝕劑。

2．二氧化碳的影響

在大多數(shù)天然水中都含有溶解的CO2氣體，它的主要來源是水體或土壤中的有機物質(zhì)進行生物氧化時的分解產(chǎn)物。空氣中CO2也可溶入水中，不過空氣中的CO2所占比例只有0．04％質(zhì)量分?jǐn)?shù)，所以水中可溶的CO2量只有0．5％mg／L。地層深處水中有時含有大量CO2，它是由地球的地質(zhì)化學(xué)過程產(chǎn)生的。CO2和所有的氣體一樣，它在水中的溶解度與壓力、溫度以及水的組成有關(guān)。某油井在不同深度處CO2的溶解度；CO2分壓對水的pH 值的影響；溫度對含有CO2水的pH 值的影響。CO2溶解度隨壓力的增加而增加，隨溫度的升高而降低。

當(dāng)水中有游離CO2存在時，水呈酸性反應(yīng)，即CO2＋H2O===H＋＋HCO－3，由于水中H＋離子的量增多，就會產(chǎn)生氫去極化腐蝕。所以游離CO2腐蝕，從腐蝕電化學(xué)的觀點看，就是含有酸性物質(zhì)而引起的氫去極化腐蝕。此時腐蝕過程的陰極反應(yīng)為：2H＋＋2eH2CO2溶于水呈弱酸性，因為弱酸只有一部分電離，所以隨著腐蝕過程的進行，消耗掉的氫離子會被弱酸的繼續(xù)電離所補充。陽極反應(yīng)：FeFe2＋2e。鋼材受游離CO2腐蝕而生成的腐蝕產(chǎn)物都是易溶的，在金屬表面不易形成保護膜。游離CO2腐蝕受溫度的影響較大，因為當(dāng)溫度升高時，碳酸的電離度增大，所以升高溫度會大大促進腐蝕。游離CO2腐蝕受壓力的影響也較大，腐蝕速度隨CO2分壓的增大而增加。若水中同時含有O2和CO2時，則鋼材的腐蝕就更嚴(yán)重。將含有不同量的O2和CO2的水對鋼材作腐蝕試驗。從圖中可以看到，O2濃度、CO2濃度和溫度的升高均會加速腐蝕。這種腐蝕之所以比較嚴(yán)重，是因為氧的電極電位高，易形成陰極，侵蝕性強；CO2使水呈酸性，破壞保護膜。這種腐蝕特征往往是金屬表面沒有腐蝕產(chǎn)物，腐蝕速度很快。

3．硫化氫的影響

含硫油田中與油共生的水往往含有硫化氫。干燥的硫化氫與二氧化碳一樣都不具有腐蝕性，溶解于水中的硫化氫具有較強的腐蝕性。碳鋼在含有硫化氫的水溶液中會引起氫的去極化腐蝕，碳鋼的陽極產(chǎn)物鐵離子與水中的硫離子相結(jié)合生成硫化鐵。硫化鐵的溶度積很小，是一類難溶沉淀物。含有大量懸浮的硫化鐵的水稱為“黑水”。水中的溶解鹽類和溶解的CO2對H2S 的腐蝕有一定的影響。三條曲線分別指出：鋼在含有H2S 的蒸餾水（A）、含有H2S 的鹽水（B）、含有H2S和CO2鹽水（C）中的腐蝕情況。由圖可知：鋼在含有H2S 的鹽水中的腐蝕速率最高；而在含有H2S 的蒸餾水中的腐蝕速率較低。因為不同的水溶液形成的腐蝕產(chǎn)物不一樣，所以腐蝕速率也不同。鋼在蒸餾水中，最初形成保護性能差的Fe9S8，繼而形成保護性能較好的磁黃鐵礦和黃鐵礦（FeS2）。在含有H2S 的鹽水中只能形成保護性能差的Fe9S8，所以腐蝕速率繼續(xù)增大，是屬于電化學(xué)腐蝕。含H2S 的水對金屬材料的腐蝕破壞還有兩種類型：一是氫脆，電化學(xué)腐蝕產(chǎn)生的氫滲入鋼材內(nèi)部，使材料韌性變差，引起微裂紋，使鋼材交脆；二是硫化物應(yīng)力腐蝕，在拉應(yīng)力和殘余張應(yīng)力作用下鋼材氫脆裂紋發(fā)展，致使鋼材破裂。以上兩種腐蝕可能在沒有任何征兆的情況下，在短時間突然發(fā)生。這應(yīng)是預(yù)防的重點。發(fā)生在鋼表面的腐蝕，陽極方面鐵被溶解形成Fe2＋與O2結(jié)合，H2S 或CO2取決于電解質(zhì)溶液的組成。這些腐蝕產(chǎn)物或附著物的形成，如鐵銹包括 ［Fe2O3·xH2O］，F(xiàn)eSx，F(xiàn)e2CO3。當(dāng)這種情況發(fā)生時，電子流向陰極。在陰極表面，它們阻止了水的氧化作用產(chǎn)生OH－或H＋變成H2↑。綜上所述，水中溶解了O2，CO2，H2S 等氣體后，水的腐蝕性大大增強。事實上水中的溶解氣體是腐蝕的主要原因。

4．硫酸鹽還原菌的影響

隨著我國二次采油技術(shù)的發(fā)展，在絕大多數(shù)的油田集輸系統(tǒng)的生產(chǎn)油井和注水井中發(fā)現(xiàn)存在有大量的硫酸鹽還原菌（SRB），SRB 的繁殖可使系統(tǒng)H2S 含量增加，腐蝕產(chǎn)物中有黑色的FeS 等存在，以及水質(zhì)明顯惡化、變黑、發(fā)臭，不僅使設(shè)備、管道遭受嚴(yán)重腐蝕，而且還可能把雜質(zhì)引入油品中，使其性能變壞。同時FeS，F(xiàn)e（OH）2等腐蝕產(chǎn)物還會與水中成垢離子共同沉積成污垢而造成管道的堵塞，此外，SRB 菌體聚集物和腐蝕產(chǎn)物隨注水進入地層還可能引起地層堵塞，造成注水壓力上升，注水量減少，直接影響原油產(chǎn)量。

（1）SRB 的類型及其特征：

SRB 是一種在厭氧條件下使硫酸鹽還原成硫化物，而以有機物為營養(yǎng)的細(xì)菌。自然界中，SRB 主要有兩種類型，一種是無芽孢的脫硫弧菌屬；一種是有芽孢的臘腸弧菌，它們都是異養(yǎng)細(xì)菌，與腐蝕有關(guān)的硫酸鹽還原菌主要是這兩種細(xì)菌。油田常見的嚴(yán)重影響腐蝕的是脫硫弧菌。這兩種細(xì)菌又可分成若干種。

（2）影響SRB 生長繁殖的環(huán)境因素：

SRB 與其他生物一樣受環(huán)境因素的制約，有利的環(huán)境可刺激細(xì)菌生長繁殖，而不利的環(huán)境則抑制其生長，或引起變異，甚至死亡。影響SRB 生長的因素很多，現(xiàn)將主要的分別簡述中下：

①溫度：各類細(xì)菌都有其最適宜生長的溫度范圍，一般可將細(xì)菌分為低溫型、中溫型和高溫型3 個類型。它們的最低、最適宜和最高生長溫度。

與大多數(shù)化學(xué)反應(yīng)隨溫度升高而加速一樣，細(xì)菌的生長速度在一定溫度范圍內(nèi)也隨溫度的升高而加速，通常溫度升高10℃，細(xì)菌的生長速度增加1．5～2．5 倍。在最低或最高生長溫度范圍內(nèi)，細(xì)菌尚能生長，超過此范圍細(xì)菌的生長將受到抑制甚至死亡。

SRB 的生長溫度，隨菌種不同分為高溫型和中溫型兩類，脫硫弧菌屬于中溫型。中溫最適宜溫度為30～35℃；高溫型最適應(yīng)溫度為55～60℃。值得注意的是，取自油田現(xiàn)場在溫度50℃左右下生長的SRB，經(jīng)室內(nèi)在37℃下多次接種培養(yǎng)后的菌種，會失去在現(xiàn)場溫度（50℃左右）下生活的能力而導(dǎo)致死亡。

②鹽濃度：大多數(shù)細(xì)菌最適宜生長的鹽濃度為0．85％～0．9％，海洋微生物必須在3％～5％的鹽濃度中才能良好的生長，而極端嗜鹽菌（Halobacleriumsp）可以在飽和食鹽溶液中正常生長。油田水系統(tǒng)中的SRB，通常對鹽濃度的適應(yīng)性較強，盡管各油田SRB 長期生活在鹽濃度有很大差異的環(huán)境中，但它們均可在較大的鹽濃度范圍內(nèi)生存。

③氧：根據(jù)細(xì)菌對氧的生理反應(yīng)，可將細(xì)菌分為好氧菌、兼性厭氧菌和壓氧菌3 類。厭氧菌又可分為專性厭氧菌和耐氧厭氧菌。氧對專性厭氧菌有毒，如果將此類菌置于空氣中就會死亡，耐氧厭氧菌置于空氣中則不會死亡，但它的生長受到抑制。一般認(rèn)為SRB 屬專性厭氧菌，需要在嚴(yán)格的無氧條件下生長，SRB 在空氣中暴露會逐漸死亡，然而在未嚴(yán)格除氧的培養(yǎng)液中它們可以存活。尤其是它們能在一個實際有氧而局部無氧的環(huán)境中迅速繁殖。

④pH 值：pH 值對細(xì)菌的生命活動影響很大，細(xì)菌在一定酸堿度的環(huán)境中才能正常生長繁殖。每一種細(xì)菌生長繁殖所能適應(yīng)的pH 值都有一定的范圍，即最低pH值、最適宜pH 值和最高pH 值。在最低和最高pH 值環(huán)境中，細(xì)菌尚能生存和生長。但速度緩慢且容易死亡。SRB 生長活動的pH 值范圍較寬，一般在5．5～9．0 之間，最適宜pH 值為7．0～7．5。

（3）控制SRB 腐蝕的方法：

在油田生產(chǎn)系統(tǒng)中，為了防止微生物對管道、設(shè)備的腐蝕以及產(chǎn)生污泥堵塞等問題，必須采取相應(yīng)的措施。人們在控制SRB 的腐蝕方面做了大量的工作，概括起來有以下幾種：

①改變介質(zhì)條件：突然改變SRB所處的環(huán)境條件，使細(xì)菌無法適應(yīng)變化較大的某種環(huán)境，就能殺死細(xì)菌或使其生長繁殖受到抑制。例如在注水系統(tǒng)，周期性地注入60℃的高溫水和高礦化度水，或適當(dāng)調(diào)節(jié)pH 值都可以抑制SRB 的生長繁殖甚至死亡。

②投加化學(xué)殺菌劑：防止微生物生長，最容易實行而行之有效的方法是投加化學(xué)殺菌劑。對SRB 有較好殺滅作用的幾類殺菌劑有：醛類化合物、季銨鹽化合物、氰基類化合物和雜環(huán)類化合物。值的注意的是，在使用某種殺菌劑時，除了通常考慮的藥效、毒性、價格、原料來源以及安全性和貯存穩(wěn)定性等因素外，還應(yīng)結(jié)合油田水質(zhì)、SRB 生長環(huán)境以及油田所用緩蝕劑、阻垢劑、破乳劑等藥劑的配伍性。此外，還應(yīng)考慮現(xiàn)場使用時，藥劑被介質(zhì)中各種懸浮物、沉淀物等吸附的可能性。

③實施陰極保護：對于鋼材來說，在存在SRB 的條件下，控制其電位比普通保護電位負(fù)0．10V，就有較明顯的保護效果。

④涂層保護：選用合適的耐腐蝕的金屬或非金屬材料，涂覆鋼鐵表面使其與介質(zhì)隔離，盡管這一方法不能控制介質(zhì)中SRB 的生長繁殖（除非在涂料中添加緩釋型殺菌劑），但只要涂層完整就能使鋼鐵設(shè)備免遭SRB 腐蝕。

5．溶解鹽類的影響

油田水中的溶解鹽類對水的腐蝕性有顯著的影響，在溶解鹽類濃度非常低的情況下，不同的陰離子和陽離子對水的腐蝕程度也是不同的。氯化物、硫酸鹽和重碳酸鹽是油田水中常見的溶解鹽類當(dāng)蒸餾水中加入溶解的氯化物、硫酸鹽和重碳酸鹽時，鋼的腐蝕情況。在圖中所指的陰離子濃度范圍內(nèi)，硫酸鹽離子對水的腐蝕性比氯化物離子更大，而重碳酸鹽離子顯示出有抑制腐蝕的傾向。顯然，重碳酸鹽離子抑制腐蝕能力隨著濃度增加而提高，但不能完全防止腐蝕。氯化鈉濃度對鐵在室溫下空氣飽和水中的腐蝕影響。腐蝕速率先隨鹽濃度增加，然后降低，當(dāng)鹽濃度達到飽和時（26％NaCl），腐蝕速率降到比相應(yīng)蒸餾水中腐蝕值還低的數(shù)值?？傊?，含有溶解鹽類的水的腐蝕性隨著溶解鹽濃度的增大而增大，直到出現(xiàn)最大值后趨于減小。這里因為含鹽量增加，鹽水導(dǎo)電性增大，腐蝕性增大；但含鹽量足夠大時會明顯引起水中氧氣的溶解度降低，腐蝕性反而下降。

6．pH 值的影響

碳鋼在氧濃度為1mg／K 的純水中的腐蝕速度和pH 值的關(guān)系。pH值大約在4～10 范圍內(nèi)時，腐蝕過程是受氧擴散控制，因而腐蝕速度不受pH 值影響，氫氧化亞鐵由于腐蝕進行而不斷更換，主體溶液pH 值可以在這個范圍內(nèi)變化，但金屬表面pH 值保持在9．5 左右。水的pH 值不大于4，在酸性范圍內(nèi)，碳鋼表面的氧化物覆蓋膜完全溶解，碳鋼表面的pH 值下降，碳鋼表面和酸性介質(zhì)直接接觸。這時碳鋼表面上同時進行著兩個去極化反應(yīng)，即氫去極化和酸性溶液中的氧去極化。由于腐蝕產(chǎn)物沒有保護作用，碳鋼表面上進行的是均勻腐蝕，上述情況實際上是碳鋼的酸洗過程。

水的pH 值在10～13 的堿性范圍內(nèi)時，碳鋼表面的pH 值升高，使Fe2O3轉(zhuǎn)化為具有鈍化性能的γFe2O3，腐蝕速度下降。然而當(dāng)pH 值過高時，腐蝕速度又會上升，其原因是碳鋼表面的鈍化膜在濃堿溶液中溶解成可溶性的鐵酸鈉（NaFeO2）。反應(yīng)式為：

Fe3O4（鈍化膜主要成分）＋4NaON====2NaFeO2＋Na2FeO2＋2H2O

當(dāng)碳鋼和濃堿直接接觸時也會產(chǎn)生析氫反應(yīng)，反應(yīng)式為：Fe＋2NaOHNa2FeO2＋H2↑該反應(yīng)在室溫時較慢，碳鋼腐蝕速度只有0．1～4mm／a。但在高溫沸騰時，則可達幾十mm／a，而且伴隨有氫危害。因此，當(dāng)鍋爐中使用堿作為緩蝕劑時，必須嚴(yán)格控制pH 值。上述情況僅適用于碳鋼在蒸餾水中的腐蝕，氧擴散勢壘層是單一的換氧化物。碳鋼在含有溶解鹽類水中的腐蝕速度與pH 值的關(guān)系。該圖的特點是pH＝7 的腐蝕速度為分界線。也就是說沒有保護措施的碳鋼在堿性水中的均勻腐蝕速度將低于酸性水，pH 值在4～10 范圍內(nèi)同樣存在pH 值對腐蝕速度的影響。這一結(jié)論僅適用于常溫下碳鋼的全面腐蝕，當(dāng)水溫較高時，如果出現(xiàn)沉積物又不加以控制，則將導(dǎo)致嚴(yán)重的中局部腐蝕。因此可以認(rèn)為堿性體系將會降低碳鋼均勻腐蝕速度，但有可能增加局部腐蝕的危險。

7．溫度影響

當(dāng)腐蝕由氧擴散控制時，在給定氧濃度下，大約每升高30℃溫度，腐蝕速度增加一倍。在允許溶解氧逸出的敝口容器內(nèi)，到達80℃之前，腐蝕速度隨溫度升高而增加，然后逐漸降低，在沸點時，降到很低的數(shù)值。80℃以后腐蝕速度的降低是和溫度升高時水中氧的溶解能力顯著下降有關(guān)，這種影響最終超過了由于溫度升高引起的加速腐蝕作用。而在封閉的系統(tǒng)內(nèi)，氧不能逸出，所以腐蝕速度不斷隨溫度升高而增加，直到所有氧都被消耗完為止。當(dāng)腐蝕與析氫反應(yīng)有關(guān)時，那么溫度每升高30℃，腐蝕速度增加還不止一倍。例如，鐵在鹽酸中的腐蝕速度大約溫度每升高10℃就增加一倍。

三、采油工程中的腐蝕控制

（一）防腐蝕設(shè)計的一般原則

1．調(diào)查腐蝕因素

腐蝕存在于油氣田生產(chǎn)系統(tǒng)的每一個環(huán)節(jié)，腐蝕因素千差萬別。因此，在防腐蝕工程設(shè)計中，首先要對被保護對象所處的環(huán)境以及輸送或儲存的介質(zhì)進行調(diào)查，抓住影響腐蝕的主要因素，做到對癥下藥，發(fā)揮防腐投資的最佳經(jīng)濟與社會效益，提高油氣田防腐的整體技術(shù)水平。在油氣田最常見的腐蝕性介質(zhì)有土壤、水、原油、天然氣和大氣。

（1）水腐蝕性調(diào)查主要包括：

①測定所用鋼材在所接觸水中的腐蝕速率。

②根據(jù)工程的實際需要測定所接觸水中的溶解氧、二氧化碳、硫化氫、總礦化度、pH 值、細(xì)菌以及導(dǎo)電率。

（2）原油的腐蝕性主要測定原油的含水、硫化氫、二氧化碳、細(xì)菌以及鹽類，當(dāng)原油含水達到30％時，其腐蝕性明顯加重。

（3）天然氣腐蝕性調(diào)查：

①天然氣中的含水、硫化氫、二氧化碳、氧與其他鹽類。

②溫度。

③流速。

2．確定技術(shù)可靠，經(jīng)濟合理的防腐蝕措施眾所周知，防腐蝕的目的在于延長設(shè)備的使用壽命，確保安全生產(chǎn)，提高綜合經(jīng)濟效益。如果采用的防腐蝕技術(shù)不成熟可靠，則有可能事與愿違，出現(xiàn)相反的結(jié)果。然而如果片面地強調(diào)技術(shù)的先進性而忽略了經(jīng)濟上的可行性，同樣達不到防腐蝕的目的。因此，設(shè)計選用的任何一種防腐蝕技術(shù)，必須是技術(shù)可靠，經(jīng)濟可行。

（1）正確選用金屬材料：根據(jù)使用環(huán)境正確選用金屬材料以減輕腐蝕影響，如大氣腐蝕嚴(yán)重的地區(qū)選用低合金鋼，酸性環(huán)境選用經(jīng)過特殊處理的碳素鋼、低合金鋼、奧氏體不銹鋼和馬氏體不銹鋼，高濃度氯離子環(huán)境不宜選用不銹鋼等等，此外，應(yīng)注意材料的相容性，減輕電偶腐蝕。

（2）合理設(shè)計金屬結(jié)構(gòu)：

①結(jié)構(gòu)形式盡量簡單，便于防腐施工與檢修。

②減小溶液的停滯與積聚，防止殘留液腐蝕與沉積物腐蝕。

③盡可能不采用鉚接結(jié)構(gòu)而采用焊接結(jié)構(gòu)，避免形成縫隙腐蝕。減小焊接時產(chǎn)生的熱應(yīng)力和殘余應(yīng)力，防止應(yīng)力腐蝕破裂。

④防止高速流體直接沖擊設(shè)備而造成沖擊腐蝕，在不影響工藝條件的情況下，可在需要的地方安裝可拆卸的擋板或折流板。

⑤減小應(yīng)力集中與局部過熱。

⑥同一結(jié)構(gòu)中應(yīng)盡可能采用同一種金屬材料或電偶序中位置相近的材料，避免產(chǎn)生電偶腐蝕。

（3）合理地使用覆蓋層：覆蓋層在油氣田的腐蝕控制中占有十分重要的位置，它的主要作用是將腐蝕性介質(zhì)與金屬構(gòu)筑物隔離開來以達到防腐蝕的目的。在油氣田建設(shè)中，通常所使用的金屬管道與容器，一般均使用覆蓋層防腐。根據(jù)表面覆蓋層材料的不同可分為金屬覆蓋層和非金屬覆蓋層：

①金屬覆蓋層應(yīng)具有的性質(zhì)：

a．覆蓋層本身在介質(zhì)中耐蝕與基體金屬結(jié)合牢固，附著力好。

b．覆蓋層完好，孔隙率小。

c．有良好的物理機械性能。

d．有一定的厚度和均勻性。

②非金屬覆蓋層應(yīng)具有的性質(zhì)：

a．有良好的電絕緣性，覆蓋層的表面電阻不小于10000Ω·m2；耐擊穿電壓不低于下式計算的數(shù)值。當(dāng)覆蓋層厚度δ＞1mm 時：

μ＝7843 δ???? ????????????????????????????????????????????????????（3－11）

當(dāng)覆蓋層厚度δ＜1mm 時：

μ＝3294 δ????????????????????????????????????????????????????????? （3－12）

式中　μ———覆蓋層的耐擊穿電壓，V；　

δ———覆蓋層厚度，mm 。

b．覆蓋層應(yīng)具有一定的耐陰極剝離強度的能力，并能長期保持恒定的電阻率。

c．應(yīng)有足夠的強度：有一定的抗沖擊強度，以防止由于搬運和土壤壓力而造成損傷；有良好的柔韌性，以確保金屬管道或其他金屬構(gòu)筑物施工時彎曲而不致覆蓋層損傷；有良好的耐磨性，以防止介質(zhì)對覆蓋層的沖蝕或自然磨擦；與金屬必須有良好的粘結(jié)性，即附著力要好。

d．應(yīng)有良好的穩(wěn)定性：耐水性好，吸水率?。荒痛髿饫匣?，性能好，在各類氣相介質(zhì)中耐老化時間長，保色時間長；化學(xué)穩(wěn)定性好，在所使用的介質(zhì)中，不變質(zhì)，不脫落，不開裂，不溶脹；有足夠的耐熱性與耐低溫性。

e．覆蓋層的破損要易于修補：選擇覆蓋層類型時，既要考慮覆蓋層本身的性質(zhì)，也要考慮使用的環(huán)境與投資的效益回報。例如選擇某種覆蓋層時，不僅要考慮被涂物的使用條件與選用的覆蓋層適應(yīng)范圍的一致性，考慮被涂物表面的材料性質(zhì)與施工條件的可能性，還要考慮選擇該覆蓋層的經(jīng)濟效果與覆蓋層產(chǎn)品的正確配套。隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展，新材料、新工藝不斷涌現(xiàn)，覆蓋層設(shè)計應(yīng)本著可靠、實用、長效、先進的原則，因地制宜，合理使用。不斷提高油氣田防腐蝕的質(zhì)量與水平。

（4）陰極保護：陰極保護是目前國內(nèi)外公認(rèn)的經(jīng)濟有效的防腐蝕措施。陰極保護系統(tǒng)分外加電流與犧牲陽極兩種：

①采用外加電流或犧牲陽極的依據(jù)：

a．工程項目的規(guī)模與幾何形狀。較大的工程項目一般選用外加電流，被保護金屬構(gòu)筑物復(fù)雜的宜選用犧牲陽極。

b．有無經(jīng)濟方便的電源。

c．介質(zhì)導(dǎo)電率的大小。在導(dǎo)電率小的介質(zhì)中，一般選用外加電流。

d．在雜散電流地區(qū)，對管地電位有顯著波動影響時，不宜用犧牲陽極。

e．犧牲陽極的替換可能性，如果犧牲陽極更換方便，宜選用犧牲陽極，否則選用外加電流。

f．在兩種方法均適用時，應(yīng)進行綜合的技術(shù)經(jīng)濟分析來決定選擇何種系統(tǒng)。

②陰極保護系統(tǒng)設(shè)計的主要目標(biāo)：

a．對被保護金屬提供足夠的保護電流，并使保護電流的分布達到理想的保護效果。

b．盡可能降低對鄰近地下金屬構(gòu)筑物的干擾影響。

c．設(shè)計的陰極保護系統(tǒng)，其壽命應(yīng)與被保護金屬的壽命相一致。

d．陽極裝置應(yīng)設(shè)置在不易受干擾與損傷的地方。

③外加電流陰極保護的設(shè)計原則：

a．在金屬構(gòu)筑物的外加電流陰極保護系統(tǒng)的設(shè)計中，對其保護范圍要留有10％的余量。其輔助陽極的設(shè)計壽命應(yīng)與被保護金屬的設(shè)計要求相匹配，一般不宜小于20 年。

b．設(shè)計外加電流陰極保護時，應(yīng)注意保護系統(tǒng)與外部金屬構(gòu)筑物之間的干擾影響，在需要的場合，應(yīng)采取必要的防護措施。其直流電源的額定功率應(yīng)留有50％的余量，其輸出阻抗應(yīng)與回路的電阻相匹配。

④犧牲陽極陰極保護的設(shè)計原則：

a．鎂陽極適用于電阻率較高的土壤，當(dāng)土壤（或水）電阻率小于100Ω·m ，pH值不大于4 時不宜采用，在交流干擾地區(qū)應(yīng)用鎂陽極時應(yīng)注意其電位的穩(wěn)定性，防止極性逆轉(zhuǎn)。

b．鋁陽極一般不在土壤中使用，當(dāng)土壤中氯離子濃度較高時，或在油田污水環(huán)境中可以使用。

c．鋅陽極一般應(yīng)用于土壤電阻率在15Ω·m 以下的環(huán)境。當(dāng)技術(shù)經(jīng)濟合理時，鋅陽極的應(yīng)用范圍可擴大到土壤電阻率約30Ω·m 的地點，當(dāng)環(huán)境溫度高于65℃時嚴(yán)禁應(yīng)用鋅陽極，以免產(chǎn)生極性逆轉(zhuǎn)。

d．犧牲陽極在土壤中的應(yīng)用應(yīng)采用適合陽極工作的填包料，填包料厚度一般不小于100mm，填包料的電阻率不大于1．5Ω·m ，并宜選用袋裝法埋設(shè)。

e．陽極宜埋在潮濕的土壤中，深度不宜小于1m ，在凍土地區(qū)應(yīng)埋在凍土層以下。f．在陽極與被保護金屬之間不得有其他金屬體。

g．犧牲陽極陰極保護法適應(yīng)于有良好電絕緣覆蓋層的金屬體。

h．犧牲陽極陰極保護法適應(yīng)于金屬容器的陰極保護。保護金屬容器內(nèi)壁時，陽極應(yīng)全部浸在腐蝕介質(zhì)中，并盡量設(shè)置在每個分隔室的中心位置，以獲得保護電流的均勻分布。

（5）介質(zhì)處理：

對油氣田生產(chǎn)過程中的腐蝕性介質(zhì)進行機械的、化學(xué)的、生物的處理，從而降低介質(zhì)的腐蝕性，是油氣田常用的防腐蝕技術(shù)之一。介質(zhì)處理設(shè)計的一般原則是：

①脫除水中的氧，使水中溶解氧含量小于0．05mg／L，抑制氧腐蝕。

②脫除水中的硫化物與游離二氧化碳，使其在水中的含量小于10mg／L。

③殺菌，使水中硫酸鹽還原菌（SRB）小于102個／ml。

④沉降在除水中的懸浮固體含量，使其小于3mg／L。

⑤干燥與凈化天然氣，減輕天然氣對金屬管道與設(shè)備的腐蝕。

（6）添加緩蝕劑：

緩蝕劑保護是油氣田控制金屬腐蝕的一種重要措施。采用緩蝕劑保護時，整個系統(tǒng)中凡是與介質(zhì)接觸的金屬體均可受到保護，這是任何其他防腐蝕措施都不可比擬的。由于腐蝕介質(zhì)的多樣性與復(fù)雜性，因此，緩濁劑保護的應(yīng)用具有嚴(yán)格的選擇性。對于一個特定的工程與特定的介質(zhì)條件，設(shè)計緩蝕劑保護前一般要進行緩蝕劑的評選，以求得合適的品種，正確的工藝，恰當(dāng)?shù)挠昧?，從而獲得較好的防腐效果。緩蝕劑保護設(shè)計時一般應(yīng)考慮以下因素：

①緩蝕劑用量。一般情況下，金屬腐蝕的速率是隨緩蝕劑濃度的增加而降低的，但二者的關(guān)系有極限值，當(dāng)緩蝕劑的濃度超過極限值時，金屬的腐蝕速率不僅不下降，反而會升高。

②溫度的影響。大多數(shù)有機緩蝕劑與許多無機緩蝕劑，溫度升高，緩蝕率降低。但有些緩蝕劑溫度升高，緩蝕率也增高，如7701，7801 等等。

③介質(zhì)的流動速度。在大多數(shù)情況下，介質(zhì)流速加快，緩蝕率降低，但有時緩蝕率提高，這取決于緩蝕劑在介質(zhì)中的分散狀況。

④緩蝕劑的選擇原則：

a．在油、水中溶解性能好，即在水中分散性好，并微溶于油；

b．緩蝕劑與其他添加劑配伍性能好；

c．對細(xì)菌有一定的抑制作用，不能助長細(xì)菌繁殖；

d．不產(chǎn)生沉淀、結(jié)垢，且緩蝕率高。

3．積極穩(wěn)妥地采用防腐蝕新技術(shù)

在防腐工程設(shè)計中，推廣采用防腐蝕的“四新”，必須有完整的鑒定材料，充分的理論依據(jù)。并應(yīng)在此基礎(chǔ)上，結(jié)合本油氣田的實際進行小型室內(nèi)試驗和現(xiàn)場工業(yè)性試驗，驗證積累技術(shù)數(shù)據(jù)。得到本單位有關(guān)部門專家的認(rèn)可后方能大面積推廣。

4．防腐蝕工程設(shè)計，必須遵守技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范

技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范是多年實踐和經(jīng)驗的總結(jié)，是經(jīng)過本行業(yè)技術(shù)專家充分論證的技術(shù)文件，具有充分的權(quán)威性，因此，防腐蝕工程設(shè)計，必須嚴(yán)格遵守國家和行業(yè)制定的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)與規(guī)范，使防腐設(shè)計有章可循，有法可依，避免主觀性。

（二）采油工程中的腐蝕特點及對策油氣田是使用鋼材的大戶。在采油工程中，從井筒到地面油氣集輸、原油加工、污水處理，都需要鋼鐵。因此油氣田的腐蝕存在于各個生產(chǎn)環(huán)節(jié)。本節(jié)主要介紹油氣田生產(chǎn)系統(tǒng)的腐蝕特征、因素及防腐措施。

1．油井的腐蝕

油田開發(fā)初期，含水率較低，油井的腐蝕并不嚴(yán)重，隨著含水的升高，油井井下采油工具、下井管柱的腐蝕日益嚴(yán)重。如中原油田明123 井，從1984 年投產(chǎn)至1989 年，一直未更換過油管，1989 年后，含水增加到70％以上，僅從1989 年到1990 兩年時間里，連續(xù)發(fā)生油管刺漏和斷脫事故5 次，油管腐蝕成很深的溝槽狀，其中一根油管斷成三段。從穿孔的形狀看，大部分呈圓形或橢圓形，外小內(nèi)大，呈外八字形，說明油管的腐蝕是從管內(nèi)開始的。采油井井下工具的腐蝕規(guī)律基本上與油管的腐蝕規(guī)律相同，均是在油井出現(xiàn)游離水后腐蝕才嚴(yán)重。所不同之處在于，由于抽油桿、活塞、閥等均處于運動狀態(tài)，所以還存在著腐蝕。因此它們的損壞程度勝于油管。中原油田采油二廠統(tǒng)計了1989 年1～7 月份檢泵的腐蝕情況，發(fā)現(xiàn)腐蝕最嚴(yán)重的為缸套和固定閥，它們各占40％及32％；這是因為缸套始終處于受磨狀態(tài)，而固定閥球受流體的沖擊。易產(chǎn)生渦流腐蝕。抽油桿由于受到拉應(yīng)力的作用，在產(chǎn)出液中含有一定濃度的H2S 時。則抽油桿還易產(chǎn)生硫化物應(yīng)力腐蝕斷裂。油井的腐蝕主要有兩種腐濁因素造成的，分別介紹如下：

（1）CO2腐蝕：CO2的腐蝕又稱為無硫腐蝕，其腐蝕特征是深坑和環(huán)狀腐蝕。國內(nèi)外油田腐蝕絕大多數(shù)屬于此種類型，如華北油田留路斷塊，產(chǎn)出氣中CO2含量達40％左右，開采一年后就先后有3 口高產(chǎn)井腐蝕報廢；吉林油田萬五井日產(chǎn)CO2氣2×104m3，投產(chǎn)不到3 年，油套管腐蝕得千瘡百孔。低濃度的CO2腐蝕通常在油井生產(chǎn)幾年后，才變得嚴(yán)重起來，并與高礦化度鹽水產(chǎn)出量有關(guān)，當(dāng)含水率達到40％～50％后，油井常呈腐蝕狀態(tài)，油管螺紋損壞是CO2腐蝕的主要問題來源。根據(jù)CO2分壓的大小，一般可確定是否存在腐蝕：分壓超過0．2MPa，有腐蝕；分壓為0．05～0．2MPa，可能有腐蝕；分壓小于0．05MPa，無腐蝕。

（2）H2S 腐蝕：H2S 腐蝕特點：

①硫化氫離解產(chǎn)物HS－，S2－對腐蝕都有促進作用。

②不同條件下生成的腐蝕產(chǎn)物性質(zhì)不同。如低溫下形成的FexSy促進腐蝕，溫度較高時形成的FeS 則抑制腐蝕。

③H2S 除能引起局部腐蝕外，還容易引起氫脆和應(yīng)力腐蝕，材料在很短時間內(nèi)可發(fā)生斷裂。決定H2S 腐蝕的因素是H2S 分壓。目前比較公認(rèn)的結(jié)論是H2S 分壓超過1×10－4MPa 時，材料對氫脆和應(yīng)力腐蝕有敏感性。

（3）防腐措施：

①油井環(huán)形空間投加緩蝕劑，利用緩蝕劑的自重以及擴散方式到達井底后隨產(chǎn)出液返出，緩蝕劑所經(jīng)過的地方都將吸附上一層緩蝕劑膜，從而抑制了井下設(shè)備的腐蝕。

②推廣使用陶瓷閥球、閥座。

③使用玻璃鋼抽油桿。

④在含硫油氣田，盡量使用低強度油套管和抽油桿。

2．集輸管線的腐蝕

集輸管線是將油井產(chǎn)出液（油、氣、水）輸送到聯(lián)合站的管線，集輸管線的腐蝕與油井含水率、出砂、產(chǎn)出水的性質(zhì)、流速等有密切關(guān)系。分析中原、勝利等油田集輸管線的腐蝕情況，存在著以下腐蝕規(guī)律：

（1）使用周期短，穿孔頻繁的管線多發(fā)生在管線設(shè)計規(guī)格過大，液量小，含水高，輸送距離遠(yuǎn)的情況下。含水超過70％，流速低于0．2～0．3m／s 時腐蝕更為嚴(yán)重。

（2）集輸管線的腐蝕多發(fā)生在管線底部。剖開管子后發(fā)現(xiàn)管線底部存在著連續(xù)或間斷的深淺不一的腐蝕坑。這些蝕坑上面有的覆蓋有腐蝕產(chǎn)物及垢，有的呈現(xiàn)金屬基體光亮顏色，腐蝕形態(tài)為坑蝕或溝槽狀。

（3）若管線內(nèi)防腐不好或根本未進行內(nèi)防腐的管線比采取內(nèi)防的管線腐蝕要嚴(yán)重得多。

（4）油井出砂量大的區(qū)塊腐蝕更為明顯。在流速低的情況下，砂在重力情況下沉積于管線的底部。隨著油氣壓力時大時小、時快時慢的脈動，采出液不停地沖刷管線的底部，形成沖刷腐蝕，從而加劇了管線的腐蝕穿孔。

（5）管線的材質(zhì)對腐蝕的影響也很大。無縫鋼管一般比螺紋鋼管抗腐蝕，其原因是有的螺紋鋼管含有超標(biāo)的非金屬夾雜物，如MnS，Ca，Si，Mn，S 等。

（6）管線穿孔多發(fā)生在管線中下游，這是因為中下游層流趨勢更明顯。

（7）集輸過程中摻入清水后，腐蝕更加嚴(yán)重。

（8）在含水低于60％時，油與水能形成穩(wěn)定的油包水型乳化液，即使伴生氣中含有CO2，因為管線接觸的是油相，腐蝕很輕微；另一方面，含水低時產(chǎn)出液中一般不含SRB；含水率大于60％時，出現(xiàn)游離水，此時管道內(nèi)液體為“油包水＋游離水”或“油包水＋水包油”的乳化液。當(dāng)含水繼續(xù)升高時，游離水的量可形成水墊，托起油包水乳化液。此時管線底部為水，中部為油包水，上部為伴生氣。管線的底部直接接觸水，如果水中含有CO2或SRB 或O2，底部的腐蝕必然嚴(yán)重得多。吉林油田在管線不同部位掛片證實，底部的腐蝕速度為中上部的2～70 倍。盡管各油田集輸管線的腐蝕原因不盡相同，但歸納起來，有以下3 種：

（1）SRB 的腐蝕：管線內(nèi)的環(huán)境適合于SRB 生長時，SRB 可造成管線底部點蝕穿孔。某采油廠一條集輸管線，其規(guī)格為Φ273mm ×7mm 螺紋管，日輸液約350m3，含水80％，因液量少，流速只有0．1m／s 左右，下游溫度只有38℃，正好適合于SRB 生長。經(jīng)測試，管線底部污水中SRB 含量達到4．5×106個／mL，腐蝕產(chǎn)物中含有大量硫化物。該管線使用3 年后發(fā)生穿孔。

（2）O2的腐蝕：一般情況下，集輸管線污水中不含有溶解氧。在流程不密閉或因管線液量不夠以及油井需摻水降粘時摻入含氧清水后，可能含有少量溶解氧。即使含有微量氧，腐蝕也是很嚴(yán)重的。某采油廠南一集輸管線，1985 年投產(chǎn)后到1989 年運行一直正常，后來因管線上游液量不夠，在1988 年摻入了含氧4～5mg／L的清水，在摻水一年半后發(fā)生穿孔，更換后的新管線穿孔周期更短，只有5 個月。采取摻入處理好不含氧的水以及內(nèi)防腐管線后，腐蝕才得到控制。

（3）CO2的腐蝕：在管線介質(zhì)中未發(fā)現(xiàn)O2，SRB，H2S 時，管線的腐蝕一般是CO2引起的。腐蝕嚴(yán)重的程度與伴生氣中CO2的含量以及水質(zhì)有關(guān)。污水中Cl－的存在，使得碳鋼容易發(fā)生點蝕穿孔。

通過以上的分析可以看出，集輸管線的腐蝕是多方面的，與工藝流程設(shè)計（流速、輸液量）、輸送介質(zhì)（水質(zhì)、砂）、管材質(zhì)量有關(guān)。集輸管線防腐措施：

（1）搞好管線設(shè)計：在回壓允許情況下，盡量避免過大的管徑，使流體在管線中保持合理的流速，使流態(tài)達到紊流狀態(tài)。油井出砂沒機會在管線內(nèi)沉積，從而避免了SRB 腐蝕。

（2）新上管線應(yīng)采取內(nèi)防腐措施，如水泥砂漿、環(huán)氧涂料等，而且應(yīng)保證施工質(zhì)量。

（3）對已建成的管線，從端點投加殺菌緩蝕劑，加藥濃度不低于30mg／L，緩蝕率可達到60％以上。

（4）施工前對管材進行綜合化驗，確保使用合格鋼材。

（5）在含砂區(qū)塊，可采取加擋砂板等措施。

（6）推廣使用玻璃鋼等非金屬管材。

3．聯(lián)合站內(nèi)設(shè)備的腐蝕

聯(lián)合站是進行油、氣、水三相分離、處理的場所，站內(nèi)腐蝕嚴(yán)重的地方主要是水系統(tǒng)。油系統(tǒng)的腐蝕也主要是存在水相的部位，如三相分離器底部焊縫附近，放水管線，油罐的底部、頂部，加熱盤管等。下面分別介紹站內(nèi)幾種主要設(shè)備的腐蝕原因。

（1）三相分離器：三相分離器的腐蝕穿孔往往發(fā)生在焊縫及其附近、原因有以下兩點:

①焊條材質(zhì)選擇或使用不當(dāng)時，尤其是焊條耐蝕性比鋼板基體差時。焊縫區(qū)域成為陽極，基體成為陰極，由于焊縫區(qū)相對面積小，這樣就構(gòu)成了大陰極—小陽極的腐蝕電池，焊縫區(qū)的腐蝕速度同未形成此種腐蝕電池時相比，可增加幾十倍甚至上百倍，焊縫可很快溶解穿孔。

②焊接后，焊縫附近為熱影響區(qū)，金相組織不均勻，表現(xiàn)為樹技狀組織、珠光體含量高，因此電化學(xué)行為活潑，易遭受腐蝕。

（2）高含水油罐：高含水油罐內(nèi)有油、氣、水三相，各用區(qū)的腐蝕各有特點，中原油田三廠、四廠、五廠3 座高含水油罐不同高度實測的腐蝕速度，從圖中看出，高含水油罐內(nèi)腐蝕呈現(xiàn)兩頭高、中間低的規(guī)律。

①罐底腐蝕：罐底的污泥對腐蝕有很大的促進作用，如采油三廠油罐剛清完后罐底掛片，腐蝕速度為0．026mm／a。采油五廠油罐掛片是在清罐前1 個月內(nèi)放進去的，此時罐底已有一層厚約40cm 的污泥，腐蝕速度達1．77mm／a，而且主要是局部腐蝕。罐底腐蝕主要是罐底污泥中含有大量SRB 造成的。經(jīng)測試，采油五廠罐底掛片表面每克腐蝕產(chǎn)物中含有106個SRB，且腐蝕產(chǎn)物主要為硫化物。

②罐頂腐蝕：水蒸氣在罐頂凝聚，由于大罐的呼吸作用，O2不斷進入大罐，因此罐頂冷凝水中含有O2，CO2以及少量的H2S，三者同時存在，導(dǎo)致罐頂腐蝕嚴(yán)重。

（3）污水處理設(shè)備：污水站處理設(shè)備的腐蝕與不同工藝流程有關(guān)。如中原油田1986 年以前聯(lián)合站為開式流程，腐蝕主要由溶解氧引起。自從推廣天然氣密閉技術(shù)后，氧的腐蝕得到了控制，但厭氧菌（SRB）的腐蝕開始嚴(yán)重起來。下面分別介紹這兩種因素引起的典型腐蝕事例：

①O2腐蝕：中原油田文一聯(lián)合站于1979 年7 月份建成投產(chǎn)，由于整個系統(tǒng)流程不密閉，到處曝氧，運行8 個月后，100m3緩沖罐罐壁就出現(xiàn)穿孔，腐蝕速度達到6．1mm／a，此后，沉降罐進出口管線相繼出現(xiàn)穿孔，特別是濾罐出水直管穿孔頻繁，兩年內(nèi)穿孔幾十次，一周內(nèi)穿孔三次。站內(nèi)有的管線出現(xiàn)重復(fù)穿孔，最大穿孔面積達2cm2，且孔眼周圍大面積減薄，以至達到無法修補的程度，到1985 年6 月整個污水站不得不推倒重建，直接經(jīng)濟損失300 多萬元。

②SRB 腐蝕：中原油田馬廠聯(lián)合站于1989 年12 月投產(chǎn)，設(shè)計處理能力為1．0×104m3／d，實際日處理只有800～2000m3，因為設(shè)計規(guī)模與實際處理量相差甚遠(yuǎn)，污水站停留時間長達3d，因此SRB 沿處理流程繁殖嚴(yán)重。如1990 年6 月測試數(shù)據(jù)如下：來水含SRB102個／mL，一次收油進口102個／mL，二次收油進口104個／mL，沉降罐出口106個／mL，注水泵進口106個／mL，其長菌速度之快為中原油田之首。該站由于長期處理水量少，站內(nèi)容器、管線SRB 污染嚴(yán)重，因細(xì)菌腐蝕引起多處穿孔。

（4）防腐措施：

①站內(nèi)管網(wǎng)采用玻璃鋼等非金屬管材。

②堅持密閉隔氧技術(shù)。

③堅持加藥殺菌緩蝕技術(shù)。

④嚴(yán)格清污分注，減少垢的形成。

⑤使用耐高溫氧化合金制造加熱盤管。

⑥縮短流程，減少污水在站內(nèi)停留時間。

⑦儲罐采用涂料和犧牲陽極聯(lián)合保護。

4．注水系統(tǒng)的腐蝕

注水開發(fā)是保持地層壓力和油田穩(wěn)定的重要措施。國內(nèi)大多數(shù)油田都普遍采用了注水開發(fā)工藝。各個油田的實際情況表明，注水系統(tǒng)的腐蝕與注入水水質(zhì)密切相地。有些油田因水體腐蝕性強，注水管線、注水井油套管和回水管線腐蝕嚴(yán)重，影響了注水工作正常進行。中原油田的注水實踐表明，清、污混注時腐蝕性最強，其原因一是清水水型一般是NaHCO3型，污水水型是CaCl2型，二者相遇后產(chǎn)生CaCO3沉淀，造成垢下腐蝕；二是污水中摻入清水后，礦化度降低，促進了SRB 的繁殖。室內(nèi)試驗表明，礦化度在1×104～5×104mg／L 時SRB 最易繁殖；注清水時腐蝕性最弱，原因是清水中Cl－少，不易產(chǎn)生局部腐蝕。

（1）注水管線的腐蝕：注水管線的腐蝕穿孔多發(fā)生在焊縫及其附近，結(jié)垢的管線也發(fā)現(xiàn)本體穿孔。焊縫處穿孔往往與焊接工藝有關(guān)?，F(xiàn)場焊接因施工條件限制，焊縫易存在缺陷，如未焊透、塌陷、氣孔等。

未焊透：多發(fā)生在立焊到平焊區(qū)間，這是因為焊接多從底部開始，焊縫從下往上形成，冷卻收編導(dǎo)致未焊間隙變小，由于預(yù)留量不好控制，往往焊到立焊時間隙過小導(dǎo)致未焊透。

塌陷：多發(fā)生在仰焊、半仰焊，其原因有間隙過大，電流過大，操作接頭不得法等。

氣孔：是管道焊接中最常見的缺陷，其中產(chǎn)生的原因多是因為在現(xiàn)場露無條件下，管口不干凈，有水分、泥砂、鐵銹等，焊接時產(chǎn)生H2，Q2，留在焊縫中形成氣孔，另外焊條潮濕時，焊條中的水分也會形成氣孔。上述三種缺陷都容易引起腐蝕，這是因為在未焊透、塌陷處，容易形成縫隙腐蝕，穿孔沿焊材—母材交界處發(fā)展，在氣孔處誘發(fā)點蝕源，形成閉塞電池。由于閉塞電池的自催化酸化作用，焊縫可很快穿孔。

（2）注水井油套管的腐蝕：中原油田注水井油套管的腐蝕是很嚴(yán)重的，新下油管的使用壽命一般只有一年左右，最短的4 個月就腐蝕穿孔，最大點蝕速度達到11mm／a。據(jù)不完全統(tǒng)計，1987 年一年全油田因腐蝕報廢油管達30×104m 以上，100多口注水井套管穿孔，20 多口井報廢。腐蝕不但給中原油田帶來了巨大的經(jīng)濟損失，還嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)。

根據(jù)中原油田注水井作業(yè)以及3 日取套井研究表明，油套管的腐蝕存在著以下特征：

①油套管的腐蝕主要是局部腐蝕穿孔。套管以內(nèi)腐蝕為主，油管內(nèi)外腐蝕都有。

②腐蝕嚴(yán)重井段在1000m 以上，1000m 以下腐蝕明顯減輕。

③油套管螺紋腐蝕占很大比例，如文10—1 并在100～900m 井段有96％套管螺紋存在腐蝕，900～1200m 井段腐蝕減輕，1200m 以下螺紋完好。

④套管腐蝕穿孔有方向性，并且存在著機械擦傷現(xiàn)象。

幾年來，中原油田通過大量的分析研究工作，已經(jīng)搞清了注水井油套管的腐蝕因素，主要有：

①注水井油套管的腐蝕主要是由于污水中SRB 以及CO2和氯化物的共同侵蝕作用造成的。注水井環(huán)形空間內(nèi)中上部的溫度適合于SRB 的生長，大量的氯離子則促進了點蝕的發(fā)生。中上部生成的腐蝕產(chǎn)物Fe9S8比較疏松，沒有保護性能：中下部由于溫度較高，細(xì)菌活力降低，生成的腐蝕產(chǎn)物FeS 非常致密，所以中下部的腐蝕得到了抑制。

②螺紋腐蝕破壞嚴(yán)重，主要是由于細(xì)菌腐蝕和應(yīng)力腐蝕的綜合作用。螺紋連接處的縫隙，是SRB 生長的理想環(huán)境，

③套管腐蝕的方向性問題主要是由于在井斜變化較大井段，作業(yè)中油管對套管的多次擦傷，加速了套管的腐蝕穿孔。

（3）回水管線的腐蝕：回水管線是將注水井洗井水回收輸送到聯(lián)合站進行處理的管線?；厮芫€的腐蝕與注水井的腐蝕有密切關(guān)系。注水井腐蝕嚴(yán)重，回水管線一般也嚴(yán)重。中原油田洗井水中H2S，SRB，F(xiàn)e2＋，機械雜質(zhì)含量非常高，水黑，有H2S 臭味，管線中洗井水經(jīng)常處于死水狀態(tài)，所以回水管線的腐蝕穿孔也經(jīng)常發(fā)生。

中原油田洗井水的腐蝕因素同注水井相似，主要為SRB 所致。

（4）注水系統(tǒng)的防腐措施：注水系統(tǒng)的防腐是一個系統(tǒng)工程，必須采用工積的、化學(xué)的、電化學(xué)的綜合治理措施。

①解決腐蝕問題必須先從水質(zhì)抓起，污水處理的好壞往往決定了一個油田腐蝕的嚴(yán)重程度。因此水質(zhì)達標(biāo)是很關(guān)鍵的：

a．改善水體性質(zhì)，如弱酸性水可投加堿性物質(zhì)適當(dāng)提高pH 值。

b．堅持密閉隔氧技術(shù)。

c．密閉后，要重視細(xì)菌腐蝕問題。要定時、定量投加殺菌劑，控制住SRB 的生長。

②新投注水管線要搞好內(nèi)防腐。焊接要保證質(zhì)量，焊后要進行探傷。

③舊注水管線要經(jīng)常清洗，以防止垢下腐蝕。

④注水井環(huán)形空間定期投加具有殺菌緩蝕阻垢功能的環(huán)空保護液。

⑤回水管線應(yīng)采取內(nèi)防腐措施，或考慮使用玻璃鋼管線。

5．氣井的腐蝕

氣井開采初期，由于產(chǎn)水量小，井下油套管的腐蝕不明顯。隨著開采時間的延長，產(chǎn)水量的增加，腐蝕也逐漸加劇。有關(guān)的研究表明，氣井產(chǎn)水量與腐蝕速度之間的關(guān)系并非呈簡單的線性關(guān)系，而是中間高、兩邊低的曲線關(guān)系，即只有當(dāng)日產(chǎn)水達到0．5～2．3m3時，油管才顯示出最大的腐蝕速度。對于這種日產(chǎn)水量大于2．3m3時腐蝕速度反而下降的解釋是在豎直的管道內(nèi)，凝析水吸附在管壁成膜并形成腐蝕，當(dāng)水膜覆蓋完全，并且達到某一極限厚度時，腐蝕速度達到最大值。如果進一步增加水膜的厚度，高速氣流與管壁間的剪切力以及直接沖擊力會由于較厚水膜的緩沖作用而降低，流體對保護性腐蝕產(chǎn)物層的剝離力也相應(yīng)減小，從而形成水量增加腐蝕速度反而減小的現(xiàn)象。氣井嚴(yán)重腐蝕部位往往集中于氣井中上部的油套管，如3000m 深的井，腐蝕一般發(fā)生在距離井口200～1000m 的井段。這是因為采出氣沿井筒上升過程中，溫度、壓力不斷下降，當(dāng)達到采出氣所含水汽的露點時，就會在管壁上形成水膜。采出氣中的CO2、H2S 溶解在水膜中，最后達到飽和，使水膜變成酸性，水膜下面的油管便發(fā)生腐蝕。

采氣過程是一個動態(tài)腐蝕過程，與靜態(tài)腐蝕相比，由于受到流體動力學(xué)因素的影響，由此產(chǎn)生的沖蝕危害使得前者比后者更為嚴(yán)重。沖蝕破壞主要表現(xiàn)在如下三個方面：

（1）氣相流體與管壁間的剪切力是造成界面金屬機械疲勞的主要原因。

（2）產(chǎn)生氣攜帶出的機雜（如巖土粉末、腐蝕產(chǎn)物碎粒等）對管壁的直接撞擊，可使油管在很短的時間內(nèi)穿孔。

（3）產(chǎn)出氣的沖蝕力還能將具有一定阻蝕作用的腐蝕產(chǎn)物層剝離帶走，將活性金屬表面始終暴露于腐蝕性介質(zhì)中，從而加速腐蝕過程。

流速的大小決定沖蝕破壞力的大小。日本鋼鐵公司的K．Denpo 和Hogawa 詳細(xì)研究了N80 油管鋼在不同流速下CO2腐蝕的行為。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當(dāng)流速從0．5m／s 提高到17m／s 時，腐蝕速度將增加11 倍。此時若將CO2分壓增加到0．1，0．5，1MPa，則腐蝕速度依次提高一倍。氣井的腐蝕因素同油井相似，主要有H2S 和CO2兩種。四川臥龍河、中壩、新市、威遠(yuǎn)等氣田H2S 腐蝕比較嚴(yán)重，而中原油田文23 氣田、文96 氣田則為CO2腐蝕。在H2S 存在時，除了產(chǎn)生嚴(yán)重局部腐蝕外，還會導(dǎo)致硫化物應(yīng)力腐蝕破裂和氫脆，稍有不慎會帶來嚴(yán)重后果。因此含硫氣田開發(fā)必須做好防腐工作。

主要防腐措施：對于含硫氣井的開采技術(shù)措施主要在于防腐。目前防腐措施有三個方面：選用抗硫材料；采用合理的結(jié)構(gòu)和制造工藝；選用緩蝕劑保護金屬，減緩電化學(xué)腐蝕。

（1）選擇抗硫材料選擇抗硫材質(zhì)時，首先應(yīng)選擇其抗氫脆及硫化物應(yīng)力腐蝕破裂例性能，并采用合理的結(jié)構(gòu)和制造工藝，硫化物應(yīng)力開裂的臨界值是超過40％許用應(yīng)力。選擇抗硫材質(zhì)應(yīng)嚴(yán)格遵循我國 《含硫氣井安全生產(chǎn)技術(shù)規(guī)定》 （SY 6137—1996），在這個標(biāo)準(zhǔn)中包括了以下兩個標(biāo)準(zhǔn)：一是《油田設(shè)備抗硫化物應(yīng)力開裂金屬材料要求》（NACE MRO175—91 美國腐蝕工程師協(xié)會），二是《天然氣地面設(shè)施抗硫化物應(yīng)力開裂金屬材料要求》（SYJ12—85）。

①新井在完井時可考慮設(shè)備井下安全閥。

②集氣管線的首端（井場）應(yīng)考慮設(shè)置高低壓切斷閥，末端應(yīng)考慮設(shè)置止回閥，集氣管內(nèi)應(yīng)避免出現(xiàn)死端和液體不能充分流動的區(qū)域，以防不流動的液體聚積。集輸氣管線采用優(yōu)質(zhì)碳鋼10 號、20 號制作。

③油套管材質(zhì)要求滿足表7－3－12 的規(guī)定?？沽蛴吞坠懿馁|(zhì)可選J－55，C－75，DZ1和DZ2等，還有BGC－90 抗硫油管和CS－90SS 抗硫套管已下井使用。

④采氣井口裝置：目前所用的抗硫采氣井口裝置有KQ －35，KQ －70，KQ －100 （MPa）型幾種。閘閥和角式節(jié)流閥的閥體、大小四通均采用碳鋼和低合金鋼鍛造制作，閥桿采用318 鋼（3Cr17Ni7Mo2N）或鈦合金TC －4 制作，其性能均應(yīng)滿足前述標(biāo)準(zhǔn)的要求。閥桿密封填料采用氟塑料、增強氟塑料制作?！癘”型密封圈宜采用氟橡膠制作。

⑤抗硫閥件、儀表在其規(guī)范編號前加 “K”字。目前廣泛使用抗硫平板閥KZ41y－6．4 （10，16），抗硫節(jié)流閥KJL44y－16 （32），新型放空間FJ41、FZ43 型，抗硫壓力表P－250 型。

⑥抗硫錄井鋼絲：DL－659 和DL－660 分別用于井深3500m 和6000m。

⑦目前國內(nèi)常用的抗硫管材還有日本產(chǎn)SM 系列、NKAC 系列、NT 系列和KO系列。

（2）采用合理的結(jié)構(gòu)和制造工藝。優(yōu)質(zhì)碳素鋼、普通低合金鋼經(jīng)冷加工或焊接時，會產(chǎn)生異常金相組織和殘余應(yīng)力，將增加氫脆和硫化物應(yīng)力腐蝕破裂的敏感性。因而，這些加工件在使用前需進行高溫回火處理。硬度應(yīng)低于HRC22。在現(xiàn)場焊接的設(shè)備、管線應(yīng)緩慢冷卻，使其硬度低于HRC22。

（3）選用緩蝕劑保護含硫氣井油套管和采輸設(shè)備。借助于緩蝕劑分子在金屬表面形成保護膜，隔絕硫化氫與鋼材的接觸，達到減緩和抑制鋼材的電化學(xué)腐蝕作用，延長管材和設(shè)備的使用壽命。

6）氣田集輸管線的腐蝕天然氣集輸管線的腐蝕發(fā)生在管道的內(nèi)外壁，內(nèi)壁是天然氣的腐蝕，外壁是大氣或土壤以及雜散電流的腐蝕。

（1）集輸管線腐蝕具有以下特點：

①壓力較高的集輸管線，其硫化物應(yīng)力腐蝕破裂一般發(fā)生在管線大面積電化學(xué)腐蝕之前。

②溫度下降，天然氣中所含水分過飽和，在管道內(nèi)冷凝，形成電化學(xué)腐蝕溶液，促成金屬的電化學(xué)腐蝕。集輸溫度增加，相對濕度減小，水冷凝的可能性減少，腐蝕速度降低。

③低流速，如1．5m／s，流速對腐蝕影響不大。隨著氣體流速增加，冷凝液被氣流帶走，并分布在管壁全部表面，因此在金屬表面形成一層水的薄膜，薄膜下金屬腐蝕速度迅速增加。氣流速度如達15～20m／s，這層膜被拉斷，使它們和腐蝕產(chǎn)物一起離開金屬表面，這時腐蝕速度反而下降。

④沿管線的地形影響儲輸管線腐蝕特征及分布。因為管中的冷凝液或液膜沿著傾斜的管壁流向管線的低凹處，在那里積聚起來，引起大面積腐蝕，在氣液兩相界面，腐蝕尤為嚴(yán)重。集輸管線外壁受到土壤、細(xì)菌及雜散電流腐蝕。影響腐蝕的因素有：土壤的成分、含鹽量、pH 值、含水率、土壤電阻率、透氣性、溫度、細(xì)菌、雜散電流強度等。

（2）防腐措施：

①集輸流程密閉，防止氧進入。

②天然氣輸送前脫水脫硫，對氣質(zhì)按管輸氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)SY 7514－88 要求，H2S 含量小于20mg／m3，CO2含量小于3％，水露點為－5℃。

③加注緩蝕劑，在管線積水較多管段添加緩蝕劑，定期通球清管。

④使用內(nèi)涂層管道，既防腐又降低輸送阻力。

⑤線外壁使用涂層和陰極保護。

（三）油田常用緩蝕劑

1．緩蝕劑的定義、特點

緩蝕劑是一些用于腐蝕環(huán)境中抑制金屬腐蝕的添加劑，又稱腐蝕抑制劑或阻蝕劑。使用緩蝕劑有以下明顯的優(yōu)點：

（1）基本上不改變腐蝕環(huán)境，就可獲得良好的防腐蝕效果。

（2）可基本上不增加設(shè)備投資，操作簡便，見效快。

（3）對于腐蝕環(huán)境的變化，可以通過相應(yīng)改變緩蝕劑的種類或濃度來保證防腐蝕效果。

（4）同一配方的緩蝕組分有時可以同時防止多種金屬在不同腐蝕環(huán)境中的腐蝕破壞。

2．緩蝕劑的分類

由于緩蝕劑應(yīng)用廣泛，種類繁多，緩蝕劑的緩蝕機理又十分復(fù)雜，目前尚缺乏一種既能把各種緩蝕劑分門別類，又能把緩蝕劑組成、結(jié)構(gòu)和緩蝕機理反映出來的完善分類方法。各種類型緩蝕劑的名稱及分類依據(jù)供參考。在實際工作和生產(chǎn)應(yīng)用中，我們通常提高和采用的一般是按使用范圍進行的緩蝕劑分類方法。

3．油氣田常用緩蝕劑

在各類緩蝕劑中，以酸性和中性水介質(zhì)緩蝕劑應(yīng)用最為廣泛。并成功地防護了油、氣井中的設(shè)施，以及管線、容器等的腐蝕。下面簡單介紹油氣田最常用的幾種緩蝕劑。

（1）油溶性氣井緩蝕劑：含硫氣田，特別是高含硫的氣田腐蝕防護，是開發(fā)天然氣中一項十分重要的工作。由于采出的天然氣帶有大量硫化氫、二氧化碳、鹵水等浸蝕性物質(zhì)，嚴(yán)重腐蝕井口采氣設(shè)備和井下油套管，造成閘門絲桿斷裂，油管、套管穿孔斷裂，集輸管線爆破等事故。因此，國內(nèi)外都十分重視防止硫化氫引起的腐蝕問題。如研究抗硫化氫腐蝕的新鋼材或涂料鋼管，但較好辦法是采用緩蝕劑防腐。即定期向油氣井投加抗硫化氫腐蝕的緩蝕劑。國產(chǎn)抗硫化氫腐蝕的氣井緩蝕劑，有咪唑啉、酰胺類、取代硫脲、粗喹啉、蘭4－A、1074、氧化松香胺、聚環(huán)氧乙烷基胺等。

表7－3－16　部分常用國產(chǎn)抗硫化氫腐蝕緩蝕劑

（2）油井緩蝕劑：隨著油田開發(fā)時間的延長，綜合含水率不斷增加，采油井采出的油水中含SO2，H2S，溶解氧，有機酸，硫酸鹽還原菌等，水的礦化度高，對油井油管、套管和原油集輸系統(tǒng)造成腐蝕。不少油田發(fā)現(xiàn)油井油管、套管腐蝕穿孔、變形和斷裂，原油集輸系統(tǒng)管線穿孔現(xiàn)象日益嚴(yán)重。直接影響了油田的正常生產(chǎn)。油井加緩蝕劑保護，國外70 年代就已實施，國內(nèi)油井加藥還處于起步階段。油井加藥防腐不但可以保護油管、套管及井下設(shè)備，而且也可以起到保護集油管線和設(shè)備的作用，是一項成本低、容易實施、見效快的措施。目前，國外較好的緩蝕劑，主要類型有丙炔醇類、有機胺類、咪唑類和季胺鹽類等。中原油田應(yīng)用的ZSY92－1 油井緩蝕劑是以合成的炔氧甲基胺鹽和炔氧甲基季胺鹽復(fù)配而成，為水溶油分散吸附成膜型的緩蝕劑。該緩蝕劑能在高鹽濃度和二氧化碳飽和條件下，對N80鋼和A3鋼的腐蝕進行有效控制，緩蝕劑濃度在60～70mg／L 時，緩蝕率達80％～90％。在90℃濃度為28％的鹽酸中，緩蝕劑濃度為0．2％時，腐蝕速度僅為5g／（m2·h），藥劑緩蝕率大于99％。油井加緩蝕劑采用沖擊式預(yù)膜處理，周期性加藥，濃度為20～50mg／L。用泵將緩蝕劑注入到油套管環(huán)形空間，靠緩蝕劑的自重降到井底，隨產(chǎn)出液從油管內(nèi)返出，在這一過程中，緩蝕劑大部分溶解于產(chǎn)出水中，少量分散在油中，隨著上返緩蝕劑在金屬表面被吸附形成保護膜，從而起到防護作用。

（3）油田污水緩蝕劑：油田含油污水礦化度高，含有溶解氧、硫化氫、三氧化碳和細(xì)菌等，對油田污水處理及回注污水的注水系統(tǒng)的鋼管線及設(shè)施普遍存在著腐蝕現(xiàn)象。但由于介質(zhì)中腐蝕因素含量不同，腐蝕性有很大差別。大慶油田含油污水由于pH 值為8．5～9，雖然水中含有15～20mg／L 的硫公氫和0．5mg／L 的溶解氧，被污水全部浸泡的部分卻一般腐蝕性不大。但在開式污水罐的水、氣界面及罐頂腐蝕嚴(yán)重。勝利油田污水系統(tǒng)，由于礦化度在3×104mg／L 以上，pH 值為7．0～7．5，含有1～5mg／L 的硫化氫，開式水處理系統(tǒng)一般含有0．5～2．0mg／L 的溶解氧，水的腐蝕性很大。中原油田油田產(chǎn)出水礦化度一般為（4～16）×104mg／L，水中游離的二氧化碳最高達200mg／L，碳酸氫根含量在200～600mg／L，且硫酸鹽還原菌和高價金屬離子含量高，而pH 值只有5．5～6．5，雖然硫化氫、溶解氧含量低（中原油田采用密閉流程），但污水仍具有極強的腐蝕性，是腐蝕最嚴(yán)重的油田。油田水系統(tǒng)使用的有機緩蝕劑主要類型有：季胺鹽類、咪唑膦酸胺類、脂肪胺類、酰胺衍生物類、吡啶衍生物類、胺類和非離子表面活性劑復(fù)合物等。對油田注水效果較好的是季胺鹽類和咪唑啉類，因為這類化合物通常還具有較好的分散性，可以防止一些沉積物對地層和堵塞。椰子油酸胺的醋酸鹽對油田注水也有較好的效果，它具有緩蝕和殺菌雙重作用，加入5～12mg／L 可使緩蝕率達到95％。椰子二胺及它的已二酸鹽也有同樣效果，并且在含有相當(dāng)濃度的溶解氧中仍然有效。

（四）油田管線、容器常用覆蓋層

1．管線、容器內(nèi)防腐常用涂層材料及要求對金屬管道和容器，最常用的是液體涂料，其次是采用玻璃鋼防腐，還有一些采用水泥砂漿襯里，具體采用何種防腐，要視具體情況而定。

（1）油田常用的防腐措施和涂層結(jié)構(gòu)。

（2）防腐涂層施工工藝要求：

①防腐涂層施工應(yīng)按所選涂層的技術(shù)要求進行表面處理和涂裝。

②防腐涂層施工必須按涂層要求配備相應(yīng)的施工機具和檢測儀器。

③防腐涂層施工應(yīng)注意防火、防爆、安全和防毒措施。

（3）液體涂料防腐的涂層結(jié)構(gòu)及厚度

表7－3－18　涂料防腐層的結(jié)構(gòu)和厚度

?

?