中国各大油田腐蚀情况介绍
油田腐蚀情况介绍
在影响油套管腐蚀的诸多介质中，CO2和H2S是最常见和最有害的两种腐蚀气体介质，它们的作用会导致所谓酸性腐蚀(sour corrosion)和甜腐蚀(sweet corrosion )。
在石油天然气的开发过程中, 油田主要存在的两大腐蚀问题为：一种是主要以CO2和H2S单独造成的腐蚀即CO2腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂，另一种是以CO2+H2S+Cl-等气体和介质共存的情况下造成的腐蚀，它们不仅给油田造成了巨大的经济损失,而且往往带来一些灾难性的后果,如人员伤亡、停工停产以及环境污染等。
目前我国塔里木、长庆、四川、华北、江汉等的某些区块主力油气田均存在严重的CO2腐蚀，而且这些油田不少区块还存在更为严重和复杂的CO2+H2S+Cl-综合腐蚀。
1 塔里木油田CO2腐蚀环境调研
塔里木油田地处新疆塔克拉玛干沙漠，油气井多是4000m以上的深井和超深井，井下温度、压力和腐蚀介质含量都很高，环境十分恶劣。
因此勘探开发难度大、成本高，油田建设投资巨大。
随着油田的不断开发生产，油田含水量持续上升，腐蚀问题将越来越严重。
表1 塔里木主要油气田腐蚀因素统计表
塔里木油田，环境十分恶劣及复杂，包括高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2-Cl－共存腐蚀环境以及H2S-Cl－共存腐蚀环境，见表1。
从表1中可以看出，存在H2S酸性腐蚀环境区块均同时含有CO2气体，某些CO2含量较低的油气井的环境可以看作是H2S 、Cl－共存腐蚀环境，但这种情况很少见。
表2 塔里木轮南油田介质环境
塔里木油田井下工况环境复杂还在于其介质环境具有高的总矿化度、氯离子含量、CO2含量、铁含量和低pH值。
有很强的腐蚀性。
以轮南油田为例，其原始地层压力在50MPa以上，温度为120℃左右，氯离子含量高达13×104mg/L，矿化度达2013×104mg/L左右，CO2分压
0.7~3.5MPa，见表2。
这样恶劣的腐蚀环境往往会对井下设备造成十分严重的腐蚀。
根据塔里木油田高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2-Cl－共存腐蚀环境及水介质参数种类与特征和已发生腐蚀破坏油管的腐蚀缺陷形状与特点可以判断，塔里木油田腐蚀的类型属于在含CO2-H2S-Cl－/CO2 -Cl－和地层水中的CO2腐蚀。
塔里木油田已存在较严重的CO2腐蚀且已发生多次CO2腐蚀失效事故，腐蚀类型以具有自催化加速发展特征的局部腐蚀为主，且腐蚀速率很高，而均匀腐蚀则较轻微。
腐蚀部位的形状大多是点坑状、沟槽状以及具有平底锐边的台地状等。
油田腐蚀与结垢现状调研表明：油田目前已存在较严重的腐蚀与结垢问题。
2 大庆油田腐蚀环境调研
大庆油田深层气藏主要存在CO2腐蚀，庆深气田产出流体组分相当复杂，一般主要成份为氮气、甲烷、二氧化碳、乙烷、丙烷、丁烷等，其产液量随着开采时问及开采方式的不同而不同。
深层气井产液的矿化度较高，达到6000 m g /L以上;产水类型为C aCl或NaCl型，Cl-含量较高；PH值均在7. 0左右，呈酸性；深层产液含氧，其产液成分中离CO2含量较高。
大庆油田深层气藏目前投入开发的主要是砂砾岩和火山岩两类储层。
庆深气川储层埋藏深度大于2 500 m,地层压力、温度较高，岩性复杂，产出气中普遍含有CO2，试气时一般含量在0.5~2.6%之问，生产过程中会发生一定变化。
如升深2井在1996年投产初期CO2含量1.85%，到2003年CO2含量已升至5. 36%。
升
深2井因井下管柱腐蚀严重，于2004年7月已实施报废处理。
从起出的油管分析，主要表现为局部腐蚀，内表面腐蚀远远大于外表面，形成与气流方向的沟槽，油管600m以上腐蚀严重，部分油管甚至已腐蚀成筛网状。
油管600 m以下主要是均匀腐蚀，其丝扣腐蚀较严重。
3 中原油田腐蚀环境调研
中原油田自1989年采用气举采油，油井增产效果十分明显，但随着含水量的逐年升高，腐蚀也日益加剧，截至目前已多次发现油管腐蚀穿孔和套管腐蚀泄漏现象，影响了油田的正常生产，年直接经济损失在千万元以上。
表3为该油田中文13-127井及其文13- 257井的水质资料情况分析，从样品所在生产井的水质情况知道，两井高含水，且pH值较低，矿化度和Cl - , Ca2+、HCO3-、CO2含量高，会对碳钢造成较强的腐蚀。
且对中原油田气举井套管、油管的腐蚀结果进行分析后，发现失效主要是由于油井高矿化度产出水中CO2腐蚀作用的结果。
说明该油田以CO2腐蚀为主。
表3 样品所在生产井的水质情况mg/L
4 长庆油田腐蚀环境调研
长庆油田位于陕甘宁盆地，自70年代开发以来，已先后建成了近2500口油井及300口气井。
由于陕甘宁盆地属多层性大型自流水盆地，下白晋系洛河宣君组分布范围广，产水量高达每天10000m3，自流量每
天2000m3，压力6-7MPa，水质主要是Na2S04及CaCl2水型，还含有SO42-、CO2、H2S、Cl-、SRB(硫酸盐还原菌)，总矿化度很高，气井平均地层温度为104℃，压力在30Mpa左右，在这种高温高压条件下，体系的腐蚀将非常严重。
如此恶劣的腐蚀环境造成长庆油田油套管柱的严重腐蚀。
从长庆腐蚀特点来看，油管多发生内壁腐蚀；从腐蚀环境来看，腐蚀主要由具有CO2、H2S、Cl-、SRB和高温高压高流速联合作用引起的腐蚀。
由于上述腐蚀特点，油管在使用过程中的腐蚀问题非常严重，每年都有大批油管腐蚀穿孔。
至1996年底，已有502口井损坏，平均寿命6-7年，而且以每年7-10%的损失率逐年增加。
表4为长庆油田提供长庆油田模拟腐蚀环境：
表4 长庆油田模拟腐蚀环境
5 四川气田腐蚀环境调研
含硫化氢天然气在全球分布广泛。
我国目前已在四川、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木和准噶尔等含油气盆地发现了含硫化氢天然气。
其硫化氢含量变化区间很大，从微含硫化氢到天然气中硫化氢含量占92%以上。
四川气区70%的井生产的天然气都含有硫化氢和二氧化碳。
由于产层压力高，H2S和CO2的分压也高，一般均达到酸性天然气界线。
因此，含硫气井一般也为酸性天然气井。
四川气田中CO2-H2S共存气田的腐蚀具有多样性，因气藏的介质含量，凝析油田产量，Cl-含量不同。
下表为部分四川气田中CO2、H2S共存气田的腐蚀性环境情况：
以四川磨溪气田天然气井下腐蚀的数据为例：井中H2S含量为1.66%～2.35%，CO2含量为0.36%～0.89%。
少量地层水含有CO2、H2S、Cl-，单井日产水为0.13m3/d,地层水中Cl-50000～120000mg/L,矿化度为69630～222800 mg/L。
井深约2700m，所用油管为日本NT-80SS抗硫油管。
该气田自1994年3月正式投入开发后，气田地下管串及地而集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。
气田在试生产的头三年里就有10余口井油管因腐蚀而穿孔或断裂落入井底，更换腐蚀穿孔的油管达数千米，断落于井内的油管有1600多米无法打捞。
腐蚀发生在油管柱下端约2000m以下的积水段，2000m以上未见任何腐蚀。
腐蚀产物主要是硫化铁和少量的氯化铁。
研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和H2S腐蚀为主，兼有CO2、硫酸盐还原菌(SRB)等腐蚀。
表5 四川部分气田CO2、H2S和地层水含量表
6 吉林油田腐蚀环境
吉林油田属于低渗透、非均质油田，随着开发时间的延长，注采系统腐蚀、结垢现象越来越突出。
腐蚀、结垢问题造成注水压力逐年升高，地层压力逐渐降低，注水井欠注严重，地层能量不足;油井综合含水逐年提高，产量递减迅速，已严重影响了油田正常生产。
表4为吉林乾安油田大情字油田侵蚀性物质分析结果，结果表明，乾安油田大情字地区虽处于开发的初期，但油田产出水成份复杂，为高硬度，高矿化度，结垢型水质，有少量CO2和H2S腐蚀性气体；同时，有较高的HCO3，C1-，并有一定的负硬度，易产生垢下腐蚀；给井下采油设备带来了严重的腐蚀破坏和结垢。
表6 吉林乾安油田大情字油田侵蚀性物质分析结果
6.1 吉林乾安大情字油田产出水及集输管网水相水质矿化度高，总矿化度达到2.1×104 mg/L属于氯化钙结垢型水质，碱度较大，而且出现了负硬度；水中氯离子含量高，达4000 mg/ L~9400mg/ L。
同时还含有较高的硫酸根离子。
是引起油井及管网结垢的主要原因。
6.2 油井产出水中含有较高浓度的侵蚀性离了(C1- , HC03- ) ,侵蚀性气体(H2S, C02, 02)和侵蚀性菌类(SRB、铁细菌等)，是引起金属腐蚀主要因素。
因此分析认为吉林乾安大情字油田结垢腐蚀机制为:油井产出水含有较高浓度的钙镁离了，并且含有大量的侵蚀性离了(C1-, HC03-) ,侵蚀性气体(H2S, C02, 02)和侵蚀性菌类(SRB、铁细菌等)导致金属表面形成垢和腐蚀产物，而垢的形成和腐蚀产物在周围的介质中又与周围环境中(无垢和腐蚀产物处)形成氧的浓度电池，由于C1-的自催化作用使垢下腐蚀加速;油井产出水的水型为氯化钙型，腐蚀倾向性为结垢型水质。
油杆断口存在有瞬断区、断裂源以及结垢腐蚀裂纹区均与上腐蚀有直接关系。
中国东西部含硫油气腐蚀特征分析
中国东西部含硫油气腐蚀特征分析 术
蔡益栋 周 玲 刘大锰
（中国地 质 大 学 ，北 京 １０ ８ ０ ０ ３）
摘
要：在我 国油 气田中，西部主要 为 高含 硫化氢天 然气气田，主要分布在鄂 尔多斯、塔里木和 准噶 尔盆地 以及四川盆地
ｉ．ｎｔｅｅ ｓｅ ｅ ａ ｉ ａ ｆ ａ ａ ｕ ｎ ｈｇ ｕｆｒ ｎ ｅａ ｉ ｉｏ ｈ ｎ ｌＧｕ ａ ＬｉｏＨｅｆ ｌ ｅ ｉｅ ｉｈｓｌｕ ｎ ｗ— ｎ Ｉ ａｔｒ ａ ａ，ｃｄｇ ｓ Ｚｈ ｏＬ ｎＺｈ ａ ｇ＇ｉｈｓｌｕ ｄｐ ｒｃｄｏｌ ｆ ｅ ｇｉ ｄ ｏ， ａ ｅｄｂ ｓｄ ｓ ｇ ｕｆｒ ｄｌ ｈ ｎｒ ｏ ａ Ｓ ｉ ｈ ａ ｏ
ＣＡＩ — ｏｎ ＺＨＯＵ ｉ ｄ ｇ， Ｙｉ Ｌｎｇ， Ｕ — ＬＩ Ｄａ ｍｅｎ ｇ
（ ｈｎ ｉｅｓ ｙ ｆ ｏｃ ｎ ｅ， ｅ ｉｇ１０ ８ Ｃ ｉａ Ｃ ｉａ ｖｒｉ ｓｉ ｃｓＢ ｉｎ ０ ０ ３，ｈｎ ） Ｕｎ ｔ ｏ Ｇｅ ｅ ｊ
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｉ ｅｏ ｌ ｎ ａ ｉｌ ｆ ｉ ａ，ｙ ｒ ｇ ｎｓ ｌ ｄ ｃ ａｕ ａ ａ ｓｅｎ ａ ｅ ， ｉｌ ｉｔ ｂ ｔ ｅｂ ｓ ｆ ｄ ｓ ｓ ｒ ｃ ： ｎｔ ｉａ ｄｇ ｓｆ ｄ ｏ ｎ ｈ ｄ ｏ ｅ ｆ ｅｒ ｈ ｉ ｎ ｔ ｒ ｌ ｓｉ ｗｅ ｔ ｒ ｒ ａ ｍａｎ ｙ ｄｓｒ ｕ ｅｉ ｔ ａ ｉ ｏ ｏ ， ｈ ｅ Ｃｈ ｕｉ ｉ ｎ ｇ ｎ ｉ ｎｈ ｎ Ｏｒ Ｔ ｒｍ，ｕ ｇ ｒ ｎ ｅ ｇ ｓｆ ｌ ｆ ｕ， ｏＪａＺｈ ｉ ｏ ｇ Ｂａ， ｅ ａ ｎ ｏＬｏ ｇ Ｈｅｉ ｅｍａ ｉ ｅｆ ｃ ｅ ｔ ｔ ｆ ｉ ｈ ａ ａ ｉ Ｊ ｎ ｅ ｄ ｔ ａ ｅ ｄ ｏ ＨｅＫｏ Ｌｕ ｉ ａ ， ａ ｈ ｉ Ｄｕ Ｚｈ ｎ Ｗ ｉ Ｙｕ ｎａ ｄＷ ｎ ｔ ｒ ｉ ｓｓ ａ ａｏ ｕ ｎ ｎｈ ｎ ａ ｒ Ｓ ｃ ｂ ｓｎ Ｉ ｅ ｅｆｅｄ ． ｅｃ ｎ ｅ ｔ ｆ ｙ ｒ ｇ ｎ ｓ ｌ ｄ ｂ ｕ ％ 一 ２ ， ｓｌ ｉｔｉ ｕ ｅｉ ｅｏ ｌ ｎ ａ ｅ ｉ ｎ ｗｈ ｒ ｈ ｄ ｉ ａｔ ｃ ａ ｉ ． ｔ ｓ ｌ ｓ ｔ ｏ ｔｎ ｄ ｏ ｅ ｕ ｆ ｅｉ ａ ｏ ｔ ｎｈ ｉ ｈ ｏｈ ｉ ｓ ５ ９ ％ ｍｏ ｔ ｄ ｓ ｂ ｔ ｔ ｉ ａ ｄｇ ｓ ｇ ｏ ｅ ｅａ ｙ ｒｔ ｓ ｌ ｒ ｈ ｙ ｒ ｎｈ ｒ ｎ ｅ ｉ
萨中油田埋地管线腐蚀情况分析
运行 时问 的延 长 ， 防腐层 老化 ， 管体 腐蚀穿 孔问题 会 日益突 出 ， 严重 影响油 田安全 生产 ， 对全厂埋 地管 道 进 行改造 前 的检 测和调 查 已刻不 容缓 。管线腐 蚀状
况 见图 ３ 图 ４ 、 。
图 １ 剥 离 黄夹 克 保 温 层 下 腐 蚀 严 重
Ｇ ａ ｈ ｉ ｎ ｉ ｉｎａ ｅＸｉｏ ａ ｄＬｕＪａ ｆ ａ
（ ａ ｉｇＯｌｅｄＮ ．１Ｏｌ ｒｄ ｃｏ ｉ ｓ ｎ Ｐａｎｎ Ｄ ｑｎ ｉ ｌ ｏ ｉＰｏｕ ｔｎＤｖ ｉ ， ｌｎ ｉｇ＆ Ｄ ｓ ｎＩｓｉｔ，Ｄ ｑｎ ，Ｈ ｉｎ ｊｎ １ ３ １ ） ｉ ｆ ｉ ｉｏ ｅｉ ｎｔｕｅ ａｉｇ ｅｌ ｇｉ ｇ ６ １ １ ｇ ｔ ｏ ａ
Ｋ ｅ ｒ ｓ ｂ ｒｅ ｐ ｌｎ ｙ ｗｏ ｄ ｕ ｉ ｄ ｐｉｅ ｉ ｅ，ｃ ｒｏ ｉｎ ａ ａ ｙ ｉ ，ｄ ｔｃ ｉｎ，ｓ ｇ ｅ ｔｏ ｏ ｓｏ ｎ ｌｓｓ ｅ ｅ ｔ ｏ ｕ ｇ ｓｉｎ
１ 萨 中油 田埋地管线基本现状
萨 中油 田经 过近 ５ ０ａ的开 发建 设 ， 逐步 形 成 了 规模 庞大 ， 系统 复杂 的地 面工程 体系 。截止 ２ ０ ０ ９年
葛小海等 ： 中油田埋地 管线腐蚀 情 况分析 萨
Байду номын сангаас
７
泡沫 之 间形成 锈蚀 层 ， 电解质 的长期 作用下 ， 在 管体
又发 生 电化 学腐蚀 从 而 加重 了管体 的腐 蚀 ， 有 害 在
出大修或 更换处 理 。按 照石 油天然气 行业 标 准 Ｓ ／ Ｙ
离子 的共 同作 用 下 ， 管道 发 生点 蚀 、 部 腐蚀 ， 终 局 最
底各 种站 库所辖 埋地管 线 总长 为 １０ ９ｋ 具 体情 ４４ ｍ，
塔里木油田设备腐蚀状况
塔 里木 油 田是 国内西部新 开发 的大 油田 ， 是西 气东 输 的起点 。伴 随着 油 田开采 时 间的延 长 ， 腐蚀
问题 越来 越严 重 。
情 况 （ 自《 摘 油气 田腐蚀 与防 护 技术 手 册 ）４ 页 表 ｅ１
２ １） ～ ９。
土壤 电阻率／２ｍ １．
０ ０ ～４ ｏ ．２ ８ ｏ
含水 量／ ％ １ 油套 管腐蚀 油井 套管腐蚀 较 严重 ， 中油管 内壁 较 油管外 其 壁和 套管 内壁腐 蚀 速率 要 高 。最严 重 的腐 蚀发 生 的温度 范 围为 ８ ０～１０ ：对 应 的井 段 位置 一 般 在 ０Ｔ， １ ０～３０ｍ 范 围 内 ，５０ 以上 和井 底 部 分 轻。 ５ ０ ５Ｏ １０ｍ 油管 内壁 腐 蚀 速 率 可达 ２ ｍ ａ以上 ； 管 环 空 腐 ｍ／ 套 蚀速率 不 超 过 ｌ ｍ ａ环 空 中 腐 蚀 速 率 ０ ５ ｍ ａ ｍ ／； ．ｍ ／ 以下 ， 注水井 腐蚀 速率 比生产 井稍低 。 ２ 集输 管线 腐蚀 随着 塔 里木油 田的发展 ， 已建成各 类地 面管线 １５ ｋ 目前 管线腐 蚀 穿孔 现 象 越来 越 严重 ， ４８ｍ， 仅轮 南 油 田统 计 ： １９ 在 ９８年一年 中埋地 管线 穿孔达 １２ ２ 次 、９９年穿孔 达 １４次 、００ 穿孔 达 ６７次 ， １９ ５ ２０ 年 ０ 其 中油管 ２ 次 、 （ 水 管线 ５６次 。联合 站 、 油 １ 注 供） ８ 转 站、 计量 站也 多次 出现穿 孔事故 。
（ 天津 大学材料学院 ， 天津 ３Ｏ７ ） ００２
摘要 ： 简要介绍 了塔里木油田采油设备 内外腐蚀 的原因及防护措施 。指 出土壤 盐 含量 高 、 形成盐 浓差 电 池是造成采 油管外腐蚀 的主要原因 ； 内腐蚀则 由于地下水的矿 化度 、 含量 高 及硫 酸盐还原 菌而引起 管 ａ一
(完整word版)中国各大油田腐蚀情况介绍
油田腐蚀情况介绍在影响油套管腐蚀的诸多介质中,CO2和H2S是最常见和最有害的两种腐蚀气体介质，它们的作用会导致所谓酸性腐蚀(sour corrosion)和甜腐蚀(sweet corrosion ）。
在石油天然气的开发过程中，油田主要存在的两大腐蚀问题为：一种是主要以CO2和H2S单独造成的腐蚀即CO2腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂，另一种是以CO2+H2S+Cl—等气体和介质共存的情况下造成的腐蚀，它们不仅给油田造成了巨大的经济损失，而且往往带来一些灾难性的后果，如人员伤亡、停工停产以及环境污染等。
目前我国塔里木、长庆、四川、华北、江汉等的某些区块主力油气田均存在严重的CO2腐蚀，而且这些油田不少区块还存在更为严重和复杂的CO2+H2S+Cl—综合腐蚀。
1 塔里木油田CO2腐蚀环境调研塔里木油田地处新疆塔克拉玛干沙漠，油气井多是4000m以上的深井和超深井，井下温度、压力和腐蚀介质含量都很高，环境十分恶劣。
因此勘探开发难度大、成本高，油田建设投资巨大.随着油田的不断开发生产，油田含水量持续上升，腐蚀问题将越来越严重。
表错误!未定义书签。
塔里木主要油气田腐蚀因素统计表注:该表的数据统计的是各区块最具代表性的数据，并非全部数据。
塔里木油田，环境十分恶劣及复杂，包括高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2—Cl－共存腐蚀环境以及H2S—Cl－共存腐蚀环境，见表错误!未定义书签。
从表错误!未定义书签。
中可以看出,存在H2S酸性腐蚀环境区块均同时含有CO2气体，某些CO2含量较低的油气井的环境可以看作是H2S 、Cl－共存腐蚀环境,但这种情况很少见。
表错误!未定义书签。
塔里木轮南油田介质环境塔里木油田井下工况环境复杂还在于其介质环境具有高的总矿化度、氯离子含量、CO2含量、铁含量和低pH值。
有很强的腐蚀性.以轮南油田为例，其原始地层压力在50MPa以上，温度为120℃左右,氯离子含量高达13×104mg/L，矿化度达2013×104mg/L左右，CO2分压0.7~3。
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。
油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施
油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施背景在石油开采生产过程中，为了提高采油效率，注入水是必不可少的环节。
油田注水管道的设计、安装、使用过程中，由于长期受到酸性、碱性、高盐度、高温等腐蚀因素的侵袭，极易导致管道的损坏，从而影响油田正常生产。
因此，防腐措施起着至关重要的作用。
腐蚀现状腐蚀类型油田注水管道的腐蚀一般包括以下几种类型：管壁腐蚀管壁腐蚀主要由水中的氧化性物质、盐分、硫化氢等引起，常见于管道内壁的部位。
通常情况下，腐蚀主要发生在两相接触处，如焊接处、弯头处、凸出部位等。
穿孔腐蚀穿孔腐蚀是管道腐蚀中最为严重的一种，它会导致管道的完全断裂或是泄漏。
穿孔腐蚀一般发生在管壁附近，其潜在因素包括：管道材料质量、管道设计不合理、生产和运行中的错误等。
底部腐蚀底部腐蚀是由于水中的沉淀物在管道底部积累，导致底部腐蚀，常见于直管道或是水流缓慢的部位。
底部腐蚀不仅会影响管道强度，也会导致管道内的流量下降。
腐蚀速率腐蚀速率是指管道在不同工作条件下的腐蚀程度。
通常情况下，腐蚀速率的测定方法包括失重法、电化学测量法、微硬度测试法等。
失重法是一种较为简便的测量腐蚀速率的方法，其原理是在管道或是试样被测量前后进行一次称重，根据重量差别来计算腐蚀量。
电化学测量法是根据管道表面腐蚀反应的电流与时间的关系，来测定管道的腐蚀速率及腐蚀类型的方法。
微硬度测试法是采用微硬度计进行测试，其测量难度较大，精度较高。
防腐措施为了降低油田注水管道的腐蚀速率，保护管道的资产安全和延长管道的使用寿命，必须采取适当的防腐措施。
材料选择油田注水管道的材料选择是防腐措施的关键之一，常用的材料包括：碳钢、钢材、不锈钢、合金钢、金属材料等。
在选择材料时，必须考虑到工作环境、管道运行条件、水质等因素，尽可能选用能够抵抗腐蚀的材料。
防腐涂层在管道安装前，可以进行防腐涂层加工，常用的涂层材料包括聚脲、聚氨酯、丙烯酸等。
涂层可以防止腐蚀的发生，提高管道的使用寿命。
电流防腐电流防腐技术是利用电化学原理，在管道表面形成一层保护膜，来防止管道的腐蚀。
油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施
油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施1.前言注水采油技术是国内各大油田提高原油采收率的主要方法，随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，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。
据2003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m的统计，平均腐蚀速度达 1.5mm／a，平均穿孔率达2.4次／(km· a)。
在部分严重损失区块，管线换新周期不足 3a，最短的仅 (3 ～ 4)个月，所报废的注水管柱中有 90％以上是因腐蚀、结垢而造成，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、管线影响作业和生产，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。
因此，研究注水系统的腐蚀规律及防腐蚀措施刻不容缓，具有重要的意义。
2.油田注水管道腐蚀的影响因素油田注水管道的腐蚀也符合金属腐蚀的一般规律，主要影响因素有：(1)pH值。
一般情况下，当 pH 值在 4 ～10时，腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，腐蚀速率不受PH值影响。
在PH值不大于4 的酸性范围内，碳钢表面的氧化物覆盖膜将完全溶解，致使钢铁表面和酸性介质直接接触。
因此，提高注水PH值，可以解决酸蚀问题，但不一定能解决其它腐蚀类型。
从理论上讲，注水的最佳 pH值应为 7。
当 pH 值在 10～13 的碱性范围内时，随碳钢表面的 pH值升高， Fe2O3覆盖膜逐渐转化为具有钝化性能的 r —Fe2O3 保护膜，腐蚀速率会有所下降。
但是当 pH值过高时，腐蚀速率又会上升，其原因是碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的铁酸钠 (NaFeO2 )。
(2)溶解氧。
氧腐蚀是油田注水系统的主要腐蚀形式之一。
国内某海上油田腐蚀原因分析
单 井气相 硫化氢 与二 氧化碳 的含量 ；水 中溶解性 气
体如 溶解氧 、溶 解硫化 氢 、溶解的 二氧化碳 含 量检
测 ；油 、水 样分析 ；生 产工 艺参数温 度 、压力 、流 速分 析等 ；结合现 场失 效管 段的宏观 观察 、扫描 电 镜分析 、ｘ 射线成分衍射分析 、原 子能谱 分析、腐蚀 产物分 析等 失效分 析方 法 ，对 油 田生 产 系统存在 的
Ａ平台 １ 口单 井的介 质流速 超过 ３ ／，０ ６ ｍ ｓ２ 口单 井 ２２ 金 相组 织分 析 ．
中含有一 定的 泥砂 ，对弯头 、三通 等部位 造成 冲刷 通过 对井 口腐蚀 穿孔管 线短节 的金相 组织分 析 腐蚀 ，Ｂ 台２ 口单井 的介质流速超过 ３ ｓ ２ 口单 可 见 ：金相 组织 均为铁 素体 ＋珠光 体 ，组 织结构 未 平 ５ ｍ／， ８
Ｆ， ４ ，具有一定的保护性 ，则腐蚀速率较低 。 ｅ 膜 ０ 通过 对两个 平台所 有单井温 度进 行统计分 析 ， 所有的单井温 度均处 于６ ～１０Ｃ范围内 ，属于二氧 ０ ２￣ 果见表２ 、图６ 。 表２ 腐蚀产物Ｘ 射线衍射分析结果表 主要 晶体 组成
主 要 由Ｆ Ｃ 、 Ｆ 、 Ｆ ２ 、 Ｆ ３ ｅ Ｏ３ ｅＳ ｅＯ３ ｅＯ４
由水 中溶 解的硫 化氢 与二氧 化碳 引起 的腐 蚀速率 在 ２１ 宏 观观察 ．
中度腐蚀到严重腐蚀的范 围内。 通过 宏观观 察和 电子显微 镜观察 ，造成 腐蚀 失 ＮＡ Ｅ Ｃ 在标准Ｒ 一７ ５２ ０ 中对腐蚀程度进行 了 效 的主要腐 蚀形 态为坑蚀 ，而 放大镜 下观 察 ，蚀坑 Ｐ０ ７ —０ ５ 较 为详细的规 定 ，参见表 １ 。 内具 有 明显的 台阶状腐 蚀形貌 ，属 于典 型的二氧 化
2 国内外油田油水并腐蚀结垢防护现状
油田生产从油井￣联合站一 注水井 （ 地层） 一油井是一 个循环系统， 这一系统， 任
何一个部位发生腐蚀均会影响油田 正常生产。 油田注水系统的结垢是一个普遍存在的问
题， 结垢会给生产带来严重危害。 水垢在注水管道中形成， 会增大水流阻力，使注水能 耗增高， 导致设备和管道局部腐蚀： 水垢如果 在注水地层和生产层形成， 还会引起严重
质水。 大多数为地表水、油层拌生 水和海水， 甚至工业废水。 例如： 我国油田注水约有 ５ ６ ％ 为回注水。由于地质结构不同 ，在油田的采出水中，水质存在较大的差异，因水中
溶解的气体和盐不同，构成各种水质，也带来腐蚀和结垢问 题，常常使油井和集输系统 产生故障（ 腐蚀，结垢） 。认识影响水质的因素是采取相应措施的关键。
油套管腐蚀速率， 缩短了井的寿命．生产过程常常因结垢造成生产井停产作用，影响生
产， 增 加 成 本［ ｕ ） 。 为 解 决 这些 生 产 难 题， 提 高 防 垢、除 垢 效 益 的目 的 ， 国 内 外 许多 油 田
开展了 一系列的油 水井防除垢的研究， 对各油田 的生产发展 和科技进步起到了较大的 促
的 地 层 伤 害， 造 成 油 、 水井 过 早 报 废 ［ ｚ ） 一 ［ ６ ） 。 可 见 防垢问 题 是 一 个非 常 重 要 的问 题。
油Ｆ Ｈ 最常见的垢型有碳酸钙（ Ｃ ａ Ｃ ０ ３ ） 、二水硫酸钙（ Ｃ ａ Ｓ Ｏ ， ・ ２ Ｈ ｝ Ｏ ） 、 硫酸钙 （ Ｃ ａ Ｓ Ｏ ， ） ， 硫酸钡（ Ｂ ａ Ｓ Ｏ ， ） 和硫酸铭 （ Ｓ ｒ Ｓ Ｏ ， ） ， 而微量的硫酸铭往往存在于大量的硫酸钡中，很难把
进作用。
油气田用水主要包括采油注水，地面设施用水和钻井用水。采油用水最大，约占全
乾安油田腐蚀因素及防护技术应用效果分析
・ 一
３ ０
４ ０
５ ０
６ ０
７ ０
８ ０
９ ０
、
腐蚀结垢原因分析
温度 （ ℃）
通过跟踪 ５８口现场作业井，发现乾安各区块油井腐蚀 ４
图 １ 采 出 ｊ 质 厝 蚀 性 评 价 试验 硬水
结垢存在明显的规律及特征，腐蚀结垢井段基本集中在泵挂 位置——ｌ０ 米井段。杆管具有明显点蚀和局部腐蚀特征， ｌ０
表 １ 大 情 字 区 块 采 出水 水 质 分 析 结 果
Ｃｒ Ｉ Ｏ一 ｔ ３ Ｃ Ｍ￣ ｇ＋ Ｃａ Ｓｄ ｏ
依据公式： 井下Ｃ Ｏ 分压＝ 饱和压力（ 或 流压）Ｃ ： ｘ Ｏ 百分含量。大情字油田平均井底
ＳＢ Ｒ
流压为 ７ ｂ ａ ． ｌ ，现场测试分析 ５ ０Ｐ ０口油井伴 生气 ，伴生气中平均 Ｃ ２ Ｏ 体积百分含量为 ２ ６ 计算井下 Ｃ ２ ． ％， ６ ０ 分压为 Ｏ ８Ｍ ａ ． ６ Ｐ。由此 １
根据采油系统的特点，为全面保护油井的套管、 生产管 柱， 针对腐蚀结垢的主要因素确定以化学法为主的防护措施 ， 选用水溶性油分散型、具有不同溶解分散性能的复合型抗 Ｃ： Ｏ 腐蚀的缓蚀剂和 Ｓ Ｂ杀菌剂两种药剂缓解腐蚀结垢状 Ｒ
况（ 见表３ 。 ）
表 ３ 不 同 药 剂 主要 成 份 及 功 能
腐蚀产物呈蜂窝状， 疏松而多孔， 附着力低 ， 轻轻一碰即大片 脱落。
试验结果表明， 水质的腐蚀性随温度升高逐渐增加， 并且 在 ４℃以上腐蚀速率均超过标准规定的 ０ ２ｍｄ，水质的 ０ ． ５ ｎａ １
自身特点决定了腐蚀强度。 高矿化度会增加水的导电性， 从而 增大腐蚀反应电势， 促进腐蚀加剧。 氯离子具有较高的极性和 穿透性能， 能在金属表面发生优先吸附， 破坏金属表面的钝化 膜， 导致局部腐蚀形成蚀坑。