油气田的腐蚀特征及控制技术

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油气田的腐蚀特征及控制技术PPT课件

– 流体力学化学腐蚀 • 冲刷腐蚀、冲蚀腐蚀、空泡腐蚀
– 固体力学化学腐蚀 • 腐蚀疲劳、应力腐蚀、硫化物应力开裂、氢致开裂等
按腐蚀破坏特征：
– 全面腐蚀：分布整个表面，可是均匀的，也可是不均匀的 – 局部腐蚀：小孔腐蚀、电偶腐蚀、氢脆、应力腐蚀破裂、晶间腐蚀、
缝隙腐蚀、选择性腐蚀、细菌腐蚀、其它腐蚀（如沉积腐蚀、浓差电池腐蚀、冲刷腐蚀等）
– 研究机构 -- Ohio大学、Tulsa大学、挪威能源研究院（IFE）、英国利兹大学、加拿大CANMET、德国 Iserlohn应用科学大学、美国西南研究院等
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1.2.1 CO2 腐蚀
CO2 溶于水: CO 2gas CO 2aq
溶解的CO2水合过程:
C 2 ( a O )q H 2 O ( a)q K h y H 2 d C 3 ( a O )q
向参加培训的各位学员问好大家辛苦了！
白真权中国石油天然气集团公司管材研究所
2020年10月14日
油气田的腐蚀特征及控制技术
14.10.2020
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提纲
第一部分：油气田腐蚀类型、特征及研究热点
– 油气田腐蚀类型与特征 – 几种典型的油气输送管道腐蚀类型及其关注点 – 腐蚀与防护国内外发展趋势
第二部分：油气田腐蚀控制技术
• 过去关于高温高压CO2腐蚀和多相流冲刷腐蚀研究不多，而实践证明这两种腐蚀，越来越成为油气田的主要危害
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1.1 油气田腐蚀类型与特征……腐蚀类型
分类方式
主要研究内容
腐蚀环境
CO2 腐蚀、H2 S腐蚀、溶解盐类腐蚀、酸腐蚀、水腐蚀、大气腐蚀、细菌腐蚀、土壤腐蚀、杂散电流腐蚀、铁离子腐蚀、原电池腐蚀、 Ca、Mg、Zn等的浓缩卤盐腐蚀、凝析气相腐蚀等

海上油气田CO2／H2S腐蚀控制

氯化物、硫酸盐和重碳酸盐是油气田水中常见
溶解的ｌｓＨ・ｌ／（ｇＬ）２－
图１ＨＳ的不同溶解度对碳钢腐蚀的影响：
１２２溶解氧的影响．．
的溶解盐类。在质量浓度低的情况下，这些盐类不
油气田采出水中含有的氧一般由注入水携带。
和海底集输管道腐蚀，造成泵漏、管漏、杆管断脱和井下工具密封失效等事故，生产带来极大危害，给
且造成重大经济损失。
１海上油气田腐蚀现状分析１１溶解盐类的影响．
化学腐蚀产生氢，氢原子向钢铁内部渗透，从而导致氢损伤，在很低的拉应力下就可能发生破裂，因此在Ｈｓ腐蚀严重地区，抽油杆断裂会更频繁。
张强李家锋孙爱平
（中国海洋石油能源发展股份有限公司，广东湛江５４５）２０７
摘要：根据中国海洋石油南海西部各油气田的实际情况，结合水质特点分析了采油平台、输油管道、水处理系统和生产管汇腐蚀的原因以及影响因素。阐述了海上油气田腐蚀机理，出了海上油气提
田开采的防腐蚀措施。
关键词：海上油气田
水质
Ｃ２ｏ腐蚀
Ｃ：ＨＳＯ／：腐蚀
影响因素
防护方法
中图分类号：Ｇ７．Ｔ１２６
文献标识码：Ａ
文章编号：１７－１Ｘ［００００００１００５２１）２－０１— ６３
随着海上油气田注水开发的深入，大部分地区进入高含水开发期，由于其水质矿化度较高、蚀腐介质质量浓度大和注海水均会导致油井井下设备

油气田气田腐蚀与防腐技术

（1）硫化氢腐蚀干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S 只有溶解在水中才具有腐蚀性。美国腐蚀工程师协会（NACE）的MR0175-2003 标准对于湿H2S环境的定义是：（1）酸性气体系统：气体总压≥0.45MPa，并且H2S分压≥0.0003MPa；（2）酸性多相系统：当处理的原油中有两相或三相介质（油、水、气）时，条件可放宽为：气相总压≥1.83MPa且H2S分压≥0.0003MPa；当气相压力≤1.83MPa时，满足H2S分压≥0.07MPa，或气油比≥142亦或气相H2S含量超过15%三个条件之一。
中原油田采油院
二、油气田腐蚀腐蚀机理、现象及分类
（5）氧腐蚀 • 在注入水或者注入的其他工作液中，不可避免的要混入氧。发生吸氧腐蚀。
2Fe+2H2O+O2=2Fe(OH)2
4Fe(OH)2+O2+2H2O=4Fe(OH)3 Fe(OH)3 Fe2O3· xH2O
钢铁的吸氧腐蚀示意图中原油田采油院
中原油田采油院
二、油气田腐蚀腐蚀机理、现象及分类（7）腐蚀性组分相互作用及对腐蚀的影响
（a）硫化氢和二氧化碳共存对腐蚀的影响 • H2S和CO2共同存在下具有协同作用，CO2的存在可以降低pH值，提高硫化物应力腐蚀的敏感性； H2S可以破坏CO2腐蚀产生的保护膜，使得腐蚀速度持续增加，并作为毒化剂，加速CO2腐蚀过程中产生的氢原子进入钢材基体。同时具有H2S和CO2腐蚀的特点，也包括一些共同作用下的特点。但最重要的还是需要防止H2S 引起的脆性开裂。
中原油田采油院
一、腐蚀简介氢与腐蚀：
金属基体氢进入
表面能降低
原子键合力降低晶格膨胀
更易断裂更易腐蚀

海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求-概念解析以及定义

海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求-概述说明以及解释1.引言1.1 概述概述海上油气田生产工艺系统内的腐蚀控制是保证油气生产工艺系统正常运行和延长设备寿命的重要措施之一。

随着我国深海油气勘探和开发的不断深入，油气生产工艺系统内腐蚀控制的研究和实践显得尤为重要。

在海上油气田开发过程中，由于水分、氧气、电位和温度等因素的影响，生产工艺系统内普遍存在着腐蚀问题。

腐蚀不仅会导致设备损坏和效能下降，还可能造成环境污染和安全事故。

因此，加强对海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的研究，制定相应的评价要求和技术规范，具有重要的理论和实践意义。

本文首先介绍了海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的重要性，并概述了腐蚀控制方法的研究现状。

其次，本文详细探讨了海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制方法，包括物理控制、化学控制和电化学控制等方面。

最后，本文提出了腐蚀控制的效果评价要求，以便对腐蚀控制方法的有效性进行评价和改进。

综上所述，海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及其效果评价要求的研究对于确保油气生产工艺系统的正常运行和设备的安全稳定具有重要意义。

通过本文的研究，有望为海上油气田的腐蚀控制提供理论指导和技术支持。

1.2文章结构2. 正文2.1 腐蚀控制的重要性2.2 海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制方法2.3 腐蚀控制的效果评价要求在本文的第一章引言中，我们已经对海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求的主题进行了概述和目的的介绍。

在本章节中，我们将详细探讨海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制及效果评价要求的具体内容。

本节将首先分析腐蚀控制的重要性。

海上油气田的生产工艺系统常常受到海水、盐雾、高温、高压等恶劣环境的侵蚀，腐蚀现象会对系统的安全运行和产能造成重大影响。

因此，有效的腐蚀控制至关重要。

我们将深入探讨腐蚀控制的原理和方法，包括物理措施、化学措施以及材料选择等方面的内容。

接下来，我们将介绍海上油气田生产工艺系统内腐蚀控制的具体方法。

油气田腐蚀防护技术综述

[收稿日期]2008208205　[作者简介]吕瑞典(19562),男,1982年大学毕业,教授,现从事石油矿场机械的教学和科研工作。

油气田腐蚀防护技术综述吕瑞典,薛有祥　(西南石油大学,四川成都610500)[摘要]通过查阅大量油气田腐蚀防护相关文献,总结归纳了油气田经常使用的腐蚀防护技术,简要介绍了一些防腐新技术,并对油气田的腐蚀防护提出了些许建议,旨在提高油田腐蚀防护水平,加强腐蚀防护研究与应用,为安全生产提供一个强有力的支撑。

[关键词]油气田;腐蚀防护;防腐技术;技术研究;井下设备[中图分类号]TE980[文献标识码]A [文章编号]100029752(2008)05203672031　油气田腐蚀防护油气田腐蚀往往造成重大的经济损失、人员伤亡和环境污染等灾难性后果,1969年英国Hoar 报告报道,英国每年因腐蚀造成的经济损失估计不少于23165亿英镑[1]。

我国对腐蚀损失统计表明,腐蚀造成的损失占国民经济的3%,对石油石化行业约在6%左右[2]。

据国外权威机构估计,如果腐蚀技术能够得到充分应用,腐蚀损失的30%～40%是可以挽回的[1]。

由此可见,提高腐蚀防护技术,加强腐蚀防护的研究与应用,不仅为安全生产提供一个强有力的支撑,而且给石油工业带来巨大的经济效益。

笔者通过总结,归纳出了目前油气田应用的7种主要腐蚀防护技术,并对油气田如何采用腐蚀防护措施提出拙见。

2　腐蚀防护技术在油气田的应用油气田腐蚀类型众多,腐蚀状况严峻。

其腐蚀有3个显著的特点:气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质;高温或高压环境;H 2S 、CO 2、O 2、Cl -和水为最主要的腐蚀介质。

现场一般采用如下7种腐蚀防护措施。

211　正确选材根据油气田实际腐蚀因素,正确选材对降低事故发生,提高工作效率意义重大。

如长庆油田[3]针对油井油管腐蚀穿孔断裂十分严重的状况,选用了高Cr 、Mo 低S 、P 耐腐蚀合金油套管,以提高井下管柱的抗蚀能力。

油气田的腐蚀与防护 ppt课件

孔内小阳极，促进腐蚀向深度方向发展
（a）
（b）
图2.1 P110试样表面腐蚀产物膜结构和特征。（a）呈现蜂窝状腐蚀，（b）口小底大烧瓶型
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5. 温度对二氧化碳腐蚀机理的影响
低温，腐蚀产物膜中温， 100oC 左右，高温，约大于
少，均匀腐蚀
膜局部破裂，局部 150oC ，膜致密，
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3.二氧化碳腐蚀常见形态
– 国际研究普遍认为：
CO2局部腐蚀有以下三种典型机理 – 台地状腐蚀 – 蜗旋状腐蚀 – 点状腐蚀 – 我们研究发现，腐蚀后试样表面呈现为图2.1所示的蜂窝状和底大口小的烧瓶型点状腐蚀
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4.微观腐蚀形态
（a）
闭塞电池效应很强：外大阴极，
(1-1)
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几种典型腐蚀介质的腐蚀速率对比图
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三二氧化碳腐蚀简介
1. 反应机理：阳极反应机理 Fe=Fe2+ +2e
Fe + HCO3-=FeCO3 +2e+H+ Fe+CO32-=FeCO3 +2e 也有认为初始腐蚀产物为Fe(OH)2，或Fe(HCO3)2 Cr+ 3OH- =Cr(OH)3+ 3e
» —— 高温和/或高压环境
» —— H2S、CO2、O2、Cl-和水分是主要腐蚀物质
» H2S、CO2、O2 是腐蚀剂
» 水
是载体
» Cl-
是催化剂
– 就H2S、CO2和O2三种腐蚀剂来说，其腐蚀速率相对

油气田CO2腐蚀及防控技术

油气田CO2腐蚀及防控技术摘要：在油气田开发中，大力开展二氧化碳驱油技术以提高采收率，该技术不仅适合于常规油藏，尤其对低渗及特低渗油藏，有明显驱油效果。

目前大港油田已规模实施二氧化碳吞吐，取得了显著成效，但CO2导致严重腐蚀问题，研究腐蚀机理及防控技术尤其重要，以形成一套完整有效的防腐技术。

关键词：CO2；腐蚀机理；影响因素；防控技术随着油田二氧化碳吞吐技术的规模实施，腐蚀问题越来越严重，在吞吐和开井生产过程中采取相应的防控措施至关重要。

CO2腐蚀防治是一项系统工程，需要先研究其腐蚀机理及腐蚀情况，采用多种防腐技术，以起到对油杆、油管、泵以及地面集输系统的有效保护。

目前大港油田研究形成了以化学防腐技术为主、电化学保护和材料防腐为辅的防控技术，可实现井筒杆管、套管、地面管线设备的全流程防护。

1CO2腐蚀机理CO2腐蚀机理可以简单理解为CO2溶于水后生成碳酸后引起的电化学腐蚀。

由于水中的H+量增多，就会产生氢去极化腐蚀，从腐蚀电化学的观点看，就是含有酸性物质而引起的氢去极化腐蚀[[1]]。

腐蚀机理主要分为阳极和阴极反应两种。

在阴极处，CO2溶于水形成碳酸，释放出H+，它极易夺取电子还原，可促进阳极铁溶解而导致腐蚀。

阳极反应：Fe → Fe2+ + 2e-阴极反应： H2CO3→ H+ + HCO3-2H+ + 2e → H2↑碳酸比相同pH值下的可完全电离的酸腐蚀性更强，在腐蚀过程中，可形成全面腐蚀和局部腐蚀。

全面研究二氧化碳的腐蚀机理十分关键，2CO2腐蚀影响因素二氧化碳对金属材料的腐蚀受多种因素影响，有材质因素、压力、温度、流速、pH、介质中水和气体、有机酸、共存离子、细菌腐蚀等，本文主要介绍三种重要因素。

2.1 二氧化碳压力碳钢等金属的腐蚀速度随二氧化碳分压压力增大而加大，溶于水介质中CO2的含量增大，酸性增强，H+的还原反应就会加速，腐蚀性加大。

通过高温高压动态腐蚀评价来验证压力的影响，选取二氧化碳不同压力作为试验条件，对采出液在不同压力下评价腐蚀性。

油气采集储运中的腐蚀现状及典型案例

油气采集储运中的腐蚀现状及典型案例油气采集储运中的腐蚀现状及典型案例：1. 管道腐蚀管道腐蚀是油气储运中常见的问题之一。

腐蚀会导致管道壁厚减薄、管道失效甚至泄漏，严重威胁油气输送的安全。

典型案例有2010年墨西哥湾深水地平线石油泄漏事故，该事故中管道腐蚀是泄漏的主要原因之一。

2. 储罐腐蚀储罐是油气储存的重要设施，但长期使用容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致储罐壁厚减薄、底部泄漏等问题。

典型案例有2005年中国渤海湾海底油气泄漏事故，该事故中储罐底部腐蚀是泄漏的主要原因之一。

3. 钻井设备腐蚀在油气采集过程中，钻井设备也容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致设备失效、钻井作业中断等问题。

典型案例有2012年北海渤海湾油气田钻井设备腐蚀事故，该事故中钻井设备腐蚀导致钻井作业受阻。

4. 泵腐蚀泵是油气采集储运中常用的设备之一，但泵也容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致泵的性能下降、寿命缩短等问题。

典型案例有2015年中国西南地区油气田泵腐蚀事故，该事故中泵的腐蚀导致油气采集效率下降。

5. 阀门腐蚀阀门是油气管道中常见的控制设备，也容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致阀门失灵、泄漏等问题。

典型案例有2018年加拿大阀门腐蚀事故，该事故中阀门的腐蚀导致油气泄漏。

6. 钢结构腐蚀油气储存设施中的钢结构也容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致钢结构强度下降、安全性降低等问题。

典型案例有2008年英国北海油气平台钢结构腐蚀事故，该事故中钢结构的腐蚀导致平台结构失稳。

7. 铜合金腐蚀油气采集储运过程中使用的铜合金也容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致铜合金失效、泄漏等问题。

典型案例有2016年美国墨西哥湾油气田铜合金腐蚀事故，该事故中铜合金的腐蚀导致管道泄漏。

8. 膜腐蚀油气采集储运过程中使用的膜材料也容易受到腐蚀的影响。

腐蚀会导致膜材料性能下降、使用寿命缩短等问题。

典型案例有2017年加拿大油气田膜腐蚀事故，该事故中膜材料的腐蚀导致油气泄漏。

9. 防腐涂层腐蚀为了防止设备和管道腐蚀，常常会对其进行防腐涂层处理。

石油油气管线腐蚀防腐措施

石油油气管线腐蚀防腐措施1、选用耐腐蚀性好的管材使用抗腐蚀合金管材的防腐蚀效果好，管线寿命长，但合金钢管材的价格高，而油气管线长，覆盖面广，由此一来将大大增加成本，因此耐腐蚀性管材应选择性使用，可在腐蚀环境恶劣的管线区段重点使用。

2、添加缓蚀剂（电火花检测仪）在腐蚀环境中加入少量缓蚀剂，能和金属表面发生物理化学作用，形成保护层，从而显著降低金属的腐蚀。

添加缓蚀剂不需要改变金属挂件的性质，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。

3、涂层保护（涂层测厚仪）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，从而达到防腐的效果。

大气腐蚀广泛存在油气输送管线中，是一种常见的腐蚀失效形式。

科电公司专业生产电火花检漏仪DJ-6系列能够检测耐腐蚀、透气性和渗水性有要求，附着力要求良好。

管道防腐测的快速检测技术，防腐层腐蚀状况尤其是对防腐层破损点的精确定位并及时修补，是管道业主最为关心的问题。

有电压法和电源法两个原理。

燃料油管线的腐蚀原因及其防腐对策一、油气田的腐蚀原因地下燃料油输送管道所采用的材质大多为A3钢和16MN钢等钢质管道。

造成这些地下钢质管道腐蚀的原因主要有以下3种。

电化学腐蚀。

钢质管埋人地下之后, 处于土壤、地下水的环境作用之下。

土壤具有多孔性,极易吸收地下水, 有时, 即便肉眼看上去是干燥的情况也还会有水以分子状态吸附在土壤的孔隙或表面而地下水中有溶解氧的存在, 当溶解氧与管壁窦属作用时, 铁便由原子态变成离子态, 氧在获取了铁释放出来的电子后, 在水的作用下生成了氢氧根。

在地下水及其溶解氧的不断作用下, 铁不断地溶解, 由此造成管壁局部减薄, 发展成为蚀坑, 这种腐蚀过程的不断发生与发展, 最终在管壁上形成一系列不同深度的蚀坑, 导致管道腐蚀漏油事故的发生。

杂散电流腐蚀。

沿规定回路以外流动的电流称杂散电流。

油井防腐蚀方法综述

油井防腐蚀方法综述【摘要】油气田井下油管的腐蚀问题非常严重，油井中的H2S及侵蚀性CO2与管柱接触后，会产生氢脆和应力腐蚀。

本文综述了常用的防腐蚀方法及其特点，通常采用的防腐方法有：采用耐腐蚀管材，涂镀层保护，注入缓蚀剂，定期更换管材等。

油井采用防腐蚀技术的应用，目的是为了改变油井井下作业周期短的生产难题，从应用情况来看，大多数油井取得了较为理想的防护效果，延长了油井的作业周期，减少了油井因腐蚀、结垢造成作业的频次，节约了费用，取得了良好的经济效益。

【关键词】油气田；腐蚀；缓蚀剂；结垢我国许多主力油田已进入中、高含水开发期，随着综合含水的不断上升，油气采集系统的腐蚀日趋严重，腐蚀成为影响管道系统可靠性及使用寿命的关键因素，是造成管道事故的最主要原因.由于原油中有大量侵蚀性物质存在，如CO2、H2S、Cl-、少量溶解氧和细菌等，受所有这些因素及其交互作用的影响，油管必然遭受严重的腐蚀，油田安全生产受到严重的威胁[1]。

1 油井防腐、防垢原理1.1 防垢原理防垢其原理是：阻垢药剂吸附在微晶体表面，破坏了晶体的晶格结构，造成晶格扭曲，不能形成稳定的晶形结构，阻碍了微晶的长大。

另外阻垢剂对Ca2+、Mg2+等阳离子的络合增溶作用，减少了与阴离子的接触，从而起到防垢作用。

化学药剂防垢是目前应用最多，技术最为成熟的阻垢方法之一。

1.2 防腐蚀原理材料和周围介质相作用，使材料遭受破坏或性能恶化的过程称为腐蚀。

金属在油田水中的腐蚀过程并不是独立进行的，腐蚀过程与结垢过程、细菌繁殖和沉积物形成过程密切相关，油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响，其中最主要的是氯化物。

另一类最常见的引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳和硫化氢气体。

此外，油田水中存在的硫酸盐还原菌等微生物也会导致严重腐蚀。

防腐蚀就是减缓油井的腐蚀速度和除去已经产生的腐蚀成分，从而达到延长油管使用寿命，减少作业周期的效果。

控制腐蚀的主要途径有：（1）选用耐蚀金属材料或非金属材料；（2）选用耐蚀防腐涂层或阴极保护；（3）选择和投加针对性强的缓蚀剂、阻垢剂和杀菌剂等化学药剂，设法去除水中会引起腐蚀的成分；（4）选用耐蚀金属或非金属材料是解决油田腐蚀最彻底的方法，但由于投资高，一次性投入大，需根据经济评价来确定。

关于气田腐蚀原因及防腐措施探究

常平稳供气，影响下游用户的生产与生活。因此，积极开展防腐工作，从油套管及地面管线腐蚀穿孔原因入手，对腐蚀主次影响因素探究，并针对采用防腐措施，对于气田平稳生产具有非常重要的实际意义。
基金项目：国家重大科技专项“涪陵页岩气开发示范工程”（2016ZX05060）作者简介：陈晓宇 (1989－) ，男，湖北省钟祥人，助理工程师，硕士，主要从事采气工艺、动态
开采面临的形势日趋复杂，面临着高温、高压、高矿化度地层水、细菌等问题。积极开展防腐工
作，可以延长设备管线的使用寿命。本文将从气田腐蚀原因入手，介绍对应防腐措施，以供相关
单位参考。
关键词：涪陵页岩气田腐蚀原因防腐措施
中图分类号：TE988
文献标识码：A
DOI：10.13726/ki.11-2706/tq.2020.09.095.02
的增加，势必引起氢去极化腐蚀，加速阳极端的腐原有防腐措施的基础上，有针对性的展开了如下
蚀。从腐蚀电化学的角度看，就是含酸性物质引起措施。
腐蚀研究 Corrosion Research
关于气田腐蚀原因及防腐措施探究
陈晓宇1 赵启宏2 郭朴2
（1. 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014；
2. 中国石化江汉油田采气一厂，重庆 404020）
摘要：天然气是一种清洁低碳的化石能源。随着全球油气资源需求量的不断增长，天然气
在较多的腐生菌与铁细菌，硫酸盐还原菌很少。通
过腐蚀产物的理化实验、电镜扫描、X-射线衍射分
析，判断气田地面管线腐蚀主要由硫酸盐还原菌垢
下腐蚀。硫酸盐还原菌依靠氢化酶的作用，把SO42-

变
为
S
2
，
同

气井防腐

气井防腐气井腐蚀现状（重要性）随着我国石油天然气工业勘探的发展，含多种腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题越来越引起人我们的关注。

在国内的较大的油气田中，四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防腐的问题，而腐蚀的发生大多是由于气井中还有H2S、CO2、Cl-、元素硫、细菌及水等介质，特别是在以上三种腐蚀因素同时存在的情况下，腐蚀原因更难以分析。

经过前人的多年探索，我们对于气井的腐蚀原因、机理、条件、特征、影响以及防腐措施都有了一定的认识，为了更好地开发利用这些资源，我们还会做更多进一步的研究。

气井腐蚀机理一、 CO2 凝析气藏气井油套管腐蚀1983年在苏北—南黄海盆地南部黄桥背斜带上钻探苏174井发现的黄桥CO2气田(为CO2 凝析气藏)，现已探明地质储量达261.48×108m3 , 为国内最大的CO2气田。

由于CO2 腐蚀的影响, 黄桥CO2气田在开采过程中经常发生气井油套管腐蚀穿孔、油管落井及采气树泄漏和地表泄漏等问题,使气田安全生产受到威胁,极大地影响了气田的开发效益,为此开展了有关研究工作。

对黄桥CO2凝析气藏气井油套管的腐蚀特征及腐蚀原因进行了分析, 并且对3种目前油套管常用的钢材进行了室内动态腐蚀评价试验;在此基础上,提出了CO2 凝析气藏气井油套管应选用9Cr管材的建议。

黄桥CO2凝析气藏气井油套管腐蚀主要表现为坑点腐蚀,其典型特征是呈现局部性的坑蚀、轮藓状腐蚀和台面状腐蚀,其中台面状腐蚀最为普遍。

CO2只有与水共存时才会发生电化学腐蚀。

通常, CO2 凝析气藏流体是由CO2、烃类和水组成的凝析气混合物。

图1显示了凝析气混合物从井底流入井口时在油套管内不同位置的相态变化情况。

凝析气混合物在从井底流入井口的过程中,在未达到水露点之前,凝析液不会析出,此时油套管为CO2润湿,不会发生腐蚀。

随着压力和温度的进一步降低,凝析油或凝析水会反凝析出来,从而使凝析气混合物在井筒内呈现两相流动;当凝析水吸附在油套管内表面时, 便会形成有利于CO2腐蚀的环境。

油田管道腐蚀的原因及解决办法

油田管道腐蚀的原因及解决办法一、金属腐蚀原理（一）金属的腐蚀金属的腐蚀是指金属在周围介质作用下，由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏。

（二）金属腐蚀的分类1．据金属被破坏的基本特征分类根据金属被破坏的基本特征可把腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀两大类：（1）全面腐蚀：腐蚀分布在整个金属表面上，可以是均匀的，也可以是不均匀的。

如碳钢在强酸中发生的腐蚀即属此例。

均匀腐蚀的危险性相对较小，因为若知道了腐蚀的速度，即可推知材料的使用寿命，并在设计时将此因素考虑在内。

（2）局部腐蚀：腐蚀主要集中在金属表面某一区域，而表面的其他部分几乎未被破坏。

例如点蚀、孔蚀、垢下腐蚀等。

垢下腐蚀形成的垢下沟槽、块状的腐蚀，个易被发现，往往是在清垢后或腐蚀穿孔后才知道。

局部腐蚀的危害性极大，管线、容器在使用较短的时间内造成腐蚀穿孔，致使原油泄漏，影响油田正常生产。

2．据腐蚀环境分类按照腐蚀环境分类，可分为化学介质腐蚀、大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀。

这种分类方法有助于按金属材料所处的环境去认识腐蚀。

3．据腐蚀过程的特点分类按照腐蚀过程的特点分类，金属的腐蚀也可按化学腐蚀、电化学腐蚀、物理腐蚀3 种机理分类。

（1）金属的化学腐蚀：金属的化学腐蚀是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。

在化学腐蚀过程中，电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行的，因而没有电流产生。

但单纯化学腐蚀的例子是很少见的。

很多金属与空气中的氧作用，在金属表面形成一层氧化物薄膜。

表面膜的性质（如完整性、可塑性、与金属的附着力等）对于化学腐蚀速率有直接影响。

它作为保护层而具有保护作用，首先必须是紧密的、完整的。

以金属在空气中被氧化为例，只有当生成的氧化物膜把金属表面全部遮盖，即氧化物的体积大于所消耗的金属的体积时，才能保护金属不至于进一步被氧化。

否则，氧化膜就不能够盖没整个金属表面，就会成为多孔疏松的膜。

（2）金属的电化学腐蚀：金属与电解质溶液作用所发生的腐蚀，是由于金属表面发生原电池作用而引起的，这一类腐蚀叫做电化学腐蚀。

油气井CO2腐蚀与防

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开发技术公司调剖队
在没有电解质存在的条件下，CO2本身并不腐蚀金属，这说明CO2腐蚀主要表现为电化学腐蚀，即由于天然气中的CO2溶于水生成碳酸后引起的电化学腐蚀，CO2电化学腐蚀原理及其总体基本化学反应可描述为：
CO2 H 2O Fe FeCO3 H 2↑
事实上，CO2腐蚀常常表现为全面腐蚀与典型沉积物下方的局部腐蚀共存。然而，对于局部腐蚀机理的研究目前尚不够深入和详尽。大体上来说，在含有CO2介质中，腐蚀产物 FeCO3及结垢物CaCO3或不同的生成物膜在钢铁表面不同区域的覆盖度不同，不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电偶，CO2的局部腐蚀正是这种腐蚀电偶作用的结果
油田CO2腐蚀与防护
调剖队陈星
公目司名录称
背景与前言腐蚀的含义和类型 CO2腐蚀机理 CO2腐蚀的影响因素 CO2腐蚀的防护措施

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一、背景与前言
开发技术公司调剖队
腐蚀是现代工业中一种重要的破坏因素，是三大失效形式之一，在目前的油田生产过程中，腐蚀所造成的损失也十分巨大。油田开采过程中存在的腐蚀有很多种，其中CO2腐蚀是世界石油工业中一种常见的腐蚀类型，也是困扰油气工业发展的一个极为突出的问题。
态，材料表面垢沉积状态，垢的结构与性质等；二是材料因素，包括材料的种类，材料中合金元素Cr、C、Ni、Si、Mo、Co等的含量，热处理制度及材料表面膜等。
公司名称
公司名称 CO2腐蚀的影响素
开发技术公司调剖队
温度是二氧化碳腐蚀的主要影响因素，在室温以下，暴露在二氧
化碳水溶液中的碳钢表面形成的是一种透明的腐蚀钝化膜，据分析其中不含有碳酸盐离子，这种膜不是热力学最稳定状态，因而对金属不具有良好的保护性；当温度升高到50--60℃时，虽然腐蚀速率增大了，但同时也有利于碳酸盐腐蚀产物膜的形成，这种腐蚀产物溶解性低，具有良好保护作用，此时以均匀腐蚀为主；当温度继续升高至60℃以上时，金属表面有碳酸亚铁生成，腐蚀速率由穿过阻挡层传质过程决定，即垢的渗透率、垢本身固有的溶解度和流速的联合作用而定；在60--110℃范围内，腐蚀产物厚而松、结晶粗大、不均匀、易破损，所以局部孔蚀严重；当温度高于150℃时，腐蚀产物细腻、紧密、附着力强，分析其中含有磁性氧化铁生成，于是腐蚀率下降，具有一定的保护作用。另外，温度的变化又通过改变介质的PH值的方式影响着腐蚀速率。

油气管道内腐蚀风险介绍之一：CO2腐蚀

油气管道内腐蚀风险介绍之一：CO2腐蚀一、概述CO2腐蚀是油气田最常见的腐蚀形式之一，当CO2溶于水或原油时，会具有很强腐蚀性，从而对集输管线和井下油套管产生严重的腐蚀。

因此，CO2腐蚀已成为油气田腐蚀与防护面对的重要问题。

二、CO2腐蚀的危害1、均匀腐蚀CO2形成全面腐蚀时，材料主要以均匀腐蚀为主。

一是温度在60℃以下，钢铁材料表面存在少量软而附着力小的FeCO3腐蚀产物膜，金属表面光滑，以均匀腐蚀为主；二是CO2分压低于0.483×10-1MPa时，易发生均匀腐蚀。

2、局部腐蚀局部腐蚀是相对于均匀腐蚀而言的， CO2引起的局部腐蚀有如下形式：✦点蚀：腐蚀区出现凹孔且四周光滑；✦蜂窝状腐蚀：腐蚀区有多个点蚀孔分布；✦台地侵蚀：会出现较大面积的凹台，底部平整，周边垂直凹底；✦流动诱发局部腐蚀：由台地侵蚀发展而来，流动会诱使台地侵蚀区形成凹沟，平行于物流方向的刀线槽沟。

三、CO2腐蚀的机理1、均匀腐蚀机理CO2溶于水形成H2CO3，并与Fe反应造成Fe的腐蚀。

其中阳极过程为铁失去电子变成铁离子的过程。

多数观点认为在腐蚀反应中，阴极反应控制腐蚀速率，目前对CO2腐蚀阴极反应主要有两种观点：其一认为是非催化氢离子阴极还原反应；其二认为发生了氢离子催化还原反应，还原反应主要以H+和HCO3-为主；本质上这两种都是CO2溶解后形成的HCO3-电离出H+的还原过程。

总的腐蚀反应如图：2、局部腐蚀机理CO2局部腐蚀往往表现为局部穿孔及破损。

研究认为，有如下四种局部腐蚀诱发机制：✦台地腐蚀机制：局部腐蚀先发生在小点，小点发展成小孔并连片。

当腐蚀介质覆盖小孔导致腐蚀产物膜破裂，形成台地腐蚀。

疏松的腐蚀产物形成物质传输通道后，也会加剧局部台地腐蚀。

✦流动诱导机制：腐蚀产物膜粗糙表面引起微湍流，剪切应力使得腐蚀产物膜局部变薄并出现孔洞，孔所对应的极低处变成了小阳极，产生局部腐蚀。

✦内应力致裂机制：当腐蚀产物膜的厚度增大到一定值后，膜内应力过大而导致膜的破裂，形成电偶腐蚀效应。

CCUS腐蚀控制技术对策

大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202307013CCUS 腐蚀控制技术对策曹功泽刘宁刘凯丽淳于朝君张冰岩杨景辉张素梅穆蒙（中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营 257000）摘要：碳捕集、利用与封存技术（CCUS ）对于减缓全球气候变化、推进低碳发展具有重要意义。

在石油开采过程中，利用CCUS 技术将储存的CO 2注入油气井提高了油田原油采收率，但是CO 2溶于水后形成的碳酸会加剧金属管道的腐蚀，对设备的安全运行造成重大威胁。

首先介绍了CO 2腐蚀机理，详细描述了造成油气生产系统中CO 2腐蚀的主要影响因素；然后对合金防护、涂覆防护层防护、缓蚀剂防护等常见的腐蚀控制方法及其研究进展进行了分析讨论；最后结合CCUS 腐蚀控制研究现状，总结了在不同介质环境下CO 2腐蚀控制具体的措施和建议。

研究成果为CO 2腐蚀控制技术的研究与发展提供了参考和依据。

关键词：CCUS ；CO 2腐蚀；腐蚀防护；缓蚀剂中图分类号：TE357.45 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0112-07Technical solutions for CCUS corrosion controlCAO Gongze ，LIU Ning ，LIU Kaili ，CHUNYU Zhaojun ，ZHANG Bingyan ，YANG Jinghui ，ZHANG Sumei ，MU Meng（Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Shengli OilfieldCompany ，Dongying 257000，China ）Abstract ：Carbon capture ， utilization and storage （CCUS ） technology is of great significance for mitigating globalclimate change and promoting low -carbon development. In the process of oil production ， using CCUS technology to inject stored CO 2 into oil and gas production wells increases oil recovery. However ， carbonic acid formed after CO 2is dissolved in water may aggravate the corrosion of metal pipes and cause serious threat to safe operation of equip⁃ment. Firstly ， the mechanism of CO 2 corrosion is introduced ， and the main influencing factors causing CO 2 corro⁃sion in oil and gas production system are described in detail. Then ， common corrosion control methods of alloy pro⁃tection ， coating protection and inhibitor protection and their research progress are analyzed and discussed. Finally ， combined with the research status of CCUS corrosion control ， specific solutions for CO 2 corrosion control in differ⁃ent media environments are summarized. The research provides reference and basis for research and development ofCO 2 corrosion control technology.Key words ：CCUS ； CO 2 corrosion ； corrosion protection ； corrosion inhibitor引用：曹功泽，刘宁，刘凯丽，等. CCUS 腐蚀控制技术对策［J ］.大庆石油地质与开发，2024，43（1）：112-118.CAO Gongze ，LIU Ning ，LIU Kaili ，et al. Technical solutions for CCUS corrosion control ［J ］.Petroleum Geology ＆ Oil⁃field Development in Daqing ，2024，43（1）：112-118.收稿日期：2023-07-07 改回日期：2023-10-13第一作者：曹功泽，男，1978年生，硕士，正高级工程师，从事油田腐蚀与防护研究。

油气田地面管道内腐蚀现状及防腐技术研究

油气田地面管道内腐蚀现状及防腐技术研究摘要：针对我国油气田地面管道腐蚀穿孔失效频发的难题，首先介绍了几种不同材质管道腐蚀和开裂失效案例，然后基于我国油气田大量地面管道腐蚀失效分析，总结了内腐蚀研究需关注的重点问题。

综述了缓蚀剂、内涂层、双金属复合管、非金属复合管等油气田地面管道常见的内腐蚀控制技术，以及内穿插修复、风送挤涂修复和局部补强修复等内腐蚀治理技术的原理、研究进展、现场应用效果等。

最后分析了油气田地面管道内腐蚀面临的难题和挑战。

关键词：油气田；地面管道；内腐蚀；原因防腐对策1管道内腐蚀原因及影响因素1.1内腐蚀原因管道内腐蚀主要是因为管道内的水分和微生物等物质的存在会与管道的油气混合物产生化学反应从而造成的管道内腐蚀。

油气中具有腐蚀性的气体主要有H2S、CO2、SO2及各种气体的混合物等，对于硫化氢气体，这种气体溶于水中会生成硫酸，硫酸具有强腐蚀性。

聚合物管道被H2S腐蚀后容易导致局部氢脆。

CO2溶于水后使得溶液PH值降低，产生HCO3-、CO32-离子，这些酸性物质容易与管道的铁质物质反应生成碳酸铁、碳酸亚铁等沉淀，不仅腐蚀铁还产生污垢堵塞管道。

二氧化硫与二氧化碳的腐蚀原理基本相同，二氧化硫溶于水与管道内的铁反应，生成硫酸亚铁可水解成三氧化二铁和硫酸根离子（SO42-），产生的硫酸根离子也具有腐蚀性。

同时，管道的内部中流体，在输送过程中也能对管内壁产生冲刷腐蚀，流体中含有沙块、碎屑等固相颗粒对管道内部磨蚀，结合腐蚀性气体，加速了管道内部的腐蚀。

1.2管道内腐蚀影响因素1.2.1硫化氢腐蚀硫化氢会在输送过程中离析出HS-和S2-等，其会吸附在金属的表面，这就增加了吸附复合物的含量，由于相应离子会造成金属点位移动，并且向着负值位移，这就会增加阴极释放出氢气的速度，获得电子的过程就削弱了金属键的强度，使得金属位置出现了腐蚀现象。

1.2.2二氧化碳腐蚀在集输管道内，二氧化碳气体和水发生反应，此时就会产生一定量的碳酸，碳酸在作用下电离出H+，电离后的H+直接还原，析出氢气值是，金属表面的HCO3-则处于浓度较低的状态，水也会被还原，析出氢气，形成点蚀作用。

酸性油气田的腐蚀与防护

对SSC敏感的钢构件在含H2S酸性油气中，经短暂暴露后，就会出现破裂，数小时到3个月情况居多。
2、影响SSC的因素
环境因素材料因素
H2S浓度的影响温度的影响
pH值的影响 CO2的影响
（1）环境因素
a. H2S浓度的影响
•
含有水和H2S酸性天然气系统，当其气体总压等
于或大于0.4MPa(绝)，气体中的硫化氢分压等于或大
于0.0003MPa(绝)时，称为酸性天然气。该天然气可
引起敏感材料发生SSC。天然气中硫化氢气体分压等
于天然气中硫化氢气体的体积百分数与天然气总压的
乘积。
b. 温度的影响
图3-10 温度对高强度钢在饱和H2S的 3%NaCl+0.5%CH3COOH中断裂时间的影响
c. pH值的影响
pH值表示介质中H+浓度的大小。根据SSC 机理可推断随着pH值的升高，H+浓度下降，SSC 敏感性降低。
↓ [H]→ 钢中扩散其中：Had - 钢表面吸附的氢原子 [H] - 钢中的扩散氢
阳极反应产物： Fe2＋＋ S2－ → FeS ↓
注：钢材受到硫化氢腐蚀以后阳极的最终产物就是硫化亚铁，该产物通常是一种有缺陷的结构，它与钢铁表面的粘结力差，易脱落，易氧化，且电位较正，因而作为阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池，对钢基体继续进行腐蚀。
修并换油管等作业。
（5）井下封隔器
•
油管外壁和套管内壁环形空间的腐蚀防护通常
采用井下封隔器。封隔器下至油管下端，将油管与套
管环形空间密封，阻止来自气层的含H2S酸性天然气及地层水进入，并在环形空间注满用于平衡压差，添
加缓蚀剂的液体。
（6）定期清管
•

油气田的腐蚀特征及控制技术