第三章酸性油气田的腐蚀与防护2016
油气田的腐蚀特征及控制技术PPT课件
– 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
14.10.2020
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14
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
14.10.2020
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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
油井的腐蚀原因与防护措施研究
油井的腐蚀原因与防护措施研究摘要：随着油田的持续开发，油井综合含水逐年上升，目前采油厂处于高含水开发生产阶段，综合含水达到94.3％。
由于后期含水上升，同时受高矿化度、管杆材质等综合因素影响，油井腐蚀现象日趋严重。
油井腐蚀是指井下金属设备与产出液直接接触形成腐蚀电池而产生的腐蚀现象，能够造成管漏、杆断、泵漏而躺井。
随着油管配套的完善，井筒腐蚀问题逐步向抽油杆与抽油泵上转移，其中腐蚀杆断的井数和比例都逐年升高。
油井腐蚀现象是多因素交互作用下的结果，因此，对其形成的原因、腐蚀的程度及防腐的措施进行全方位的把控相当困难。
因此加强油井的腐蚀原因与防护措施研究至关重要。
关键词：油井；腐蚀；机理分析；防腐措施1油井腐蚀研究现状腐蚀是材料与环境反应引起的材料破坏与变质，它存在于各行各业，引起经济损失也是引人注目的。
腐蚀是造成石油工业中金属设备的主要原因之一，它加剧了设备及管道的损坏和人员伤亡，造成了石油生产中停工、停产和跑、冒、滴、漏等事故；并且污染环境，损害人民健康；导致产品流失，增加了石油产品的成本，有的已影响正常的石油生产。
我国很早便开始着手对油气田井下油管的腐蚀展开研究，主要包括腐蚀的环境、影响因素及防腐措施等几个方面。
王明辉等人通过室内实验，针对某油井中的套管在H2S与CO2共存条件下的腐蚀情况开展了研究，精确评估了管材的使用寿命。
贺海军等人结合灰色关联法，对油井套管开展了防腐模拟评价室内实验，通过定量分析管材的安全服役寿命对其进行了优选。
赵健等人提出了深层油井管材阴极保护计算公式，通过计算和推导得出，在一定的误差范围内，这种计算方法能够为深层油井管材保护提供可靠的数据，具有一定的实用性和可靠性。
当前，我国对不同储层物性油田的腐蚀问题进行了大量的研究，在防腐技术方面已相当成熟，当然，这只是油井防腐万里长征的第一步，要想真正意义上把油井防腐工作搞扎实，必须对其腐蚀的影响因素、腐蚀环境、形成原因及腐蚀监控等相关工艺技术进行更深人的分析和研究。
油气田气田腐蚀与防腐技术
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
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。
油气田开发中的腐蚀及防护技术
油气田开发中的腐蚀及防护技术摘要：油气田是重要的能源资源，而腐蚀是影响油气田开发的重要因素之一。
本文主要介绍了油气田开发中的腐蚀及防护技术，包括腐蚀的类型、腐蚀的危害以及防腐技术的发展和应用。
同时，本文还探讨了目前油气田开发中存在的腐蚀防护技术的问题和挑战，以及未来的发展方向和趋势。
关键词：油气田；开发技术；防腐蚀；防护技术前言：腐蚀是油气田开发过程中一个普遍存在的问题，对于油气生产设备的损坏和磨损会带来不良影响，导致生产效率的降低、安全隐患的增加以及生产成本的增加等。
因此，对于腐蚀的预防和控制是油气田开发过程中至关重要的一环。
本文将重点介绍油气田开发中的腐蚀及防护技术，旨在为油气田开发工作提供指导和借鉴。
一、油气田开发中的腐蚀问题（一）腐蚀的类型及危害在油气田开发过程中，常见的腐蚀类型包括化学腐蚀、电化学腐蚀和微生物腐蚀等。
这些腐蚀类型都会对油气生产设备的材料造成不同程度的损害和磨损，从而影响生产效率和安全性。
例如，化学腐蚀会导致设备表面的金属材料逐渐腐蚀、破损，降低其强度和韧性；电化学腐蚀则会引起电流在设备表面流动，形成电池腐蚀，加速金属材料的腐蚀速度；微生物腐蚀则是由微生物产生的酸、氧化剂等物质引起的金属材料腐蚀[1]。
这些腐蚀问题对油气田的开发和生产都带来了诸多的危害，如设备寿命缩短、设备维修费用增加、生产效率降低以及安全风险增大等，因此腐蚀防护技术的研究和应用至关重要。
（二）腐蚀对油气田开发的影响腐蚀是油气田开发中常见的问题，对设备和管道等关键设施的腐蚀和磨损，会直接影响到油气开采的效率和安全性。
腐蚀引起的管道、设备破损和泄漏，不仅会造成资产损失，还会对环境和人员的安全造成威胁。
同时，腐蚀会降低油气开采的效率，增加生产成本，因为需要花费更多的时间和资源来维修和更换受损的设备。
此外，腐蚀还会导致开采设备的寿命缩短，给油气田的开发带来不可忽视的负面影响。
因此，对腐蚀问题的解决和防护技术的研究，是保障油气田开发安全、高效的重要保证。
腐蚀与防护第四讲
第三节 海洋及滩涂石油平台的腐蚀防护
一、防护措施的选用原则 （1）对石油平台防护措施的基本要求，是它的可靠性和 长效性，在此基础上同时考虑技术的先进性和经济的合 理性。防腐蚀材料的性能，要经过严格地测试。防腐蚀 施工，要有具体的标准和严格的质量保证。 （2）防腐蚀设计应当由具有腐蚀与防护专业知识的技术 人员来完成。设计前，应当掌握平台所处海域的环境条 件，特别是各种腐蚀因子及其强度。同时，还要了解平 台的结构形式，建造材料的性能，平台的使用功能和设 计寿命以及平台建造场地和施工条件等。 （3）要准确掌握和使用标准、规范。我国海洋石油工程 主要的防腐蚀标准有《海上固定式钢质石油生产平台的 腐蚀控制》和《滩海石油工程防腐蚀技术规范》。
开采海底石油的设施，最早使用的是用桩 支撑的平台。1938年在墨西哥湾建造了第一座 近海石油钻井平台。平台建在木桩上，并用一 座木栈桥与海岸相连。 我国的第一座海上石油平台于1966年在渤海建 成，它是一座有l6根桩的钢制导管架平台。平台上 有4口油井，并且安装了油气处理设备和一个储油 罐。 为了克服桩基固定式平台没有机动性的极限， 在更广阔的海域灵活地钻探石油，60年代以后便陆 续出现了自升式、半潜式钻井平台(也称钻井船)和 安装有钻井设备的钻井船。这些钻井船不仅用于钻 勘探井，有时也用来钻生产井和采油。
第四章 海洋及滩涂油气田的腐蚀与防护
海洋及滩涂中蕴藏着极其丰富的资源，而其中的矿 物资源，是迄今人类对海洋资源的研究与开发实践投入 最多的领域。 海洋石油的产量，对世界能源供给，已经起着举足 轻重的作用。1995年，海上液态烃的日产量达到 21.5×106桶，占世界石油总产量的30%。 开发海洋及滩涂石油的难题，主要是战胜海洋环境 所造成的困难，因为储藏石油、天然气的地下构造，海 上油田和陆地油田没有什么区别。因此，本章阐述的内 容，将着重于海洋环境对海洋和滩涂油气开采设施的腐 蚀，以及海洋环境中的腐蚀防护对策。
化工腐蚀与防护
某石油管道的腐蚀案例
设备类型
腐蚀情况
腐蚀原因
防护措施
某石油管道的主要材质 为碳钢。
该管道在运行过程中， 由于输送的石油中含有 硫化物等腐蚀性物质， 导致管道内壁出现严重 的腐蚀。
管道内壁的腐蚀主要是 由于石油中含有的硫化 物等腐蚀性物质对管道 内壁的腐蚀。
针对该管道的腐蚀，可 以采用耐腐蚀材料，如 不锈钢或者涂刷防腐涂 料来提高管道的耐腐蚀 性能。同时，可以定期 对管道进行内壁清洗和 检查，及时发现并处理 腐蚀问题。
化学腐蚀
金属与介质直接发生化学反应，生成氧化物或其 他化合物，导致金属表面破坏。化学腐蚀的过程 比较简单，不涉及电子转移。
生物腐蚀
由微生物（如细菌、霉菌）在金属表面繁殖而引 起的腐蚀，通常发生在潮湿的环境中。
腐蚀的危害与影响
资源浪费
化工设备、管道等因腐 蚀而损坏，导致设备和
材料浪费。
环境污染
腐蚀产物可能对环境造 成污染，如酸性废水、
03
化工防腐技术与方法
表面涂层防腐
涂层防腐是通过在金属表面涂覆防腐涂层，将金属与腐蚀介质隔离，从而起到防腐 作用的一种方法。常用的涂层材料包括油漆、防锈油、镀锌等。
涂层防腐具有成本低、操作简便、适应性广等优点，广泛应用于化工、石油、海洋 工程等领域。
涂层防腐的关键在于选择合适的涂层材料、涂装工艺和质量控制，以保证涂层的完 整性和耐久性。
详细描述
物理腐蚀通常发生在金属暴露于高温、 高压或强渗透力的环境中。例如，金 属在高温高压的蒸汽中会发生溶解， 或在强渗透力的液体中会发生渗透。
腐蚀的影响因素
总结词
影响化工腐蚀的因素包括环境因素、材料因素和工艺因素等。
详细描述
油田领域的腐蚀与防护
you田领域的腐蚀与防护一微生物腐蚀机理微生物腐蚀是因为微生物代谢产物与金属离子相互作用发生化学反应而产生的一种腐蚀现象。
研究者普遍认为ＭＩＣ不是由于单个有机体造成的，而是不同微生物菌落通过复杂的化学反应形成的。
相对于发生在金属表面的均匀腐蚀，ＭＩＣ是一个局部化的腐蚀，通常先形成一个小的结节，然后会在结节下形成坑下腐蚀，结节内不同微生物会形成不同的生物膜，产生不同的化学反应，石you行业一般将硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）作为形成ＭＩＣ的罪魁祸首。
微生物种类具有多样性，所产生的腐蚀机理也不尽相同，主要有以下３类：①菌落呼吸、发酵作用形成氧浓差电池；②产酸菌代谢产生的酸性物质引起的腐蚀；③生物矿化作用。
二微生物中细菌广泛存在于you田水系统中的微生物有硫酸盐还原菌（SRB）、铁细菌(IB)、腐生菌(TGB)、硫细菌、酵母菌、霉菌、藻类、原生动物等。
其中SRB、IB和TGB是主要的MEOR有害菌，它们通过微生物诱导腐蚀作用（MIC），腐蚀并阻塞金属材质的钻采设备和注水管线，降低you气质量的同时损害you层，并显著降低设备的效能和寿命，为原you加工带来一定的经济损失和困难。
（一）硫酸盐还原菌硫酸盐还原菌是兼性厌氧的卵圆形或短棒状单细胞微生物，革兰氏染色呈阳性，单极生鞭毛，硫酸盐还原菌可将硫酸盐，亚硫酸盐，硫代硫酸盐和亚硫酸盐硫，连二硫酸盐还原成硫化氢或氧化铁沉积。
SRB 广泛存在于污水处理系统、地下you水井、土壤中埋设管线的部位。
硫酸盐还原菌中脱硫弧菌属危害较大，可以利用乙醇或某些脂肪酸作为碳源和能源。
SRB是兼性厌氧菌，但SRB对氧还是极其敏感的。
在you 田中最适宜的生在温度范围为20~40℃。
SRB的pH值范围在5.5~9.0之间，最适宜的pH值范围为7.0~7.5，硫酸盐转化率最高达94.3%。
SRB可引起碳钢、不锈钢、铜合金的腐蚀。
（二）铁细菌铁细菌是一种好气异养菌，细胞形态多样，呈螺旋杆状、球状、杆状或椭圆状，其适宜的pH值为6~8，最适宜的温度为22~25℃。
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化铁腐蚀产物膜受到流体的冲刷而被破坏或粘附不牢固，钢铁将
一直以初始的高速腐蚀，从而使设备、管线、构件很快受到腐蚀 破坏。因此，要控制流速的上限，以把冲刷腐蚀降到最小。通常 规定阀门的气体流速低于15m/s。相反，如果气体流速太低，可造 成管线、设备低部集液，而发生因水线腐蚀、垢下腐蚀等导致的 局部腐蚀破坏。因此，通常规定气体的流速应大于3m/s。
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。
图3-11 pH值对P110管线钢在饱和H2S的0.5%CH3COOH+5%NaCl 溶液中临界应力的影响
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。
腐蚀产物FexSy，主要有Fe9S8、Fe3S4、FeS2、
FeS。它们的生性最差。与Fe9S8相
比，FeS2和FeS具有较完整的晶格点阵，因此
保护性较好。
2.硫化氢导致氢损伤过程
•
清管还可避免由于粘附在管壁上的腐蚀产物、石蜡
或其他的固体沉积物对腐蚀活跃区的遮护而限制缓蚀剂的
使用效果。
四、硫化物应力开裂（SSC）及控制
1.SSC的特点
•
在含H2S酸性油气系统中，由H2S腐蚀阴极反应所析 出的氢原子，在硫化物(H2S、S2-或HS-)的催化下难以结合
成氢分子逸出，使之吸附在金属表面向钢中扩散。进入钢
d. CO2的影响
在含 H2S 酸性油气田中，往往都含有 CO2 ， CO2 一旦溶于水便形成碳酸，释放出氢离子，于 是降低含 H2S 酸性油气环境的 pH 值，通常是 CO2 分压越高，介质的pH值就越低，从而增大SSC的 敏感性。
（2）材料因素
硬度(强度)
显微组织
化学成分
冷变形
a. 硬度(强度)
•
至于氢在钢中存在状态而导致钢基体开裂的
过程，至今还无一致的认识。
•
但普遍承认，钢中氢的含量一般是很小的，
有试验表明通常只有百万分之几。若氢原子均匀
地分布于钢中，则难以理解会萌生裂纹，因此， 萌生裂纹的部位必须有足够富集氢的能量。
二、含H2S酸性油气田腐蚀破坏类型
含H2S酸性油气田上的金属设施，常见的腐蚀破坏通常可分
（1）H2S浓度 H2S浓度对钢材腐蚀速率的影响，如图3-2所示。
图3-2 软钢的腐蚀率与H2S浓度之间的关系
（2）pH值
H2S水溶液的pH值将直接影响着钢铁的腐蚀速率。
随pH的增加，钢材发生硫化物应力腐蚀的敏
感性下降。通常表现出pH为6是一个临界值。
•
• •
pH≤6时，硫化物应力腐蚀很严重；
6＜pH≤9时，硫化物应力腐蚀敏感性开始显
和单质硫类络合物，因此具有很强的腐蚀性。
•
另外，在开采油气田的过程中，有时必须对低
渗透度地层进行酸化处理，残留于井下的无机酸，使
产出液的pH很低；
•
某些特定的部位，由于微生物活动，特别是硫
酸盐还原菌，不仅使金属产生点蚀，还会生成强腐蚀
性的H2S；
• 修井、添加化学药剂等作业均可能把氧气带入
井下，这些因素无疑地会促进酸性油气的腐蚀进程。
在酸性天然气气井中与矿化水接触的油套管腐 蚀严重，穿孔速率快，与氯离子的作用有着十分密 切的关系。
3.降低腐蚀速率的措施 添加缓蚀剂 脱水 防腐层和衬里 耐蚀材料 井下封隔器
定期清管
（1）添加缓蚀剂
实践证明合理添加缓蚀剂是防止含 H2S酸性油气对碳 钢和低合金钢设施腐蚀的一种有效方法。缓蚀剂对应用条 件的选择性要求很高，针对性很强。不同介质或材料往往 要求的缓蚀剂也不同，甚至同一种介质，当操作条件(如温 度、压力、浓度、流速等)改变时，所采用的缓蚀剂可能也 需要改变。 用于含 H2S酸性环境中的缓蚀剂，通常为含氧的有机 缓蚀剂 ( 成膜型缓蚀剂 ) ，有胺类、米唑啉、酰胺类和季胺 盐，也包括含硫、磷的化合物。如四川石油管理局天然气 研究所研制的 CT2－l 和 CT2－4油气井缓蚀剂及 CT2—2 输 送管道缓蚀剂，在四川及其他含硫化氢油气田上应用均取 得良好的效果。
惯用如下反应式表示： 阳极： Fe - 2e → Fe 2+ 阴极： 2H+ + 2e → Had + Had → 2H → H2↑ ↓ [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
第三章
酸性油气田的腐蚀与防护
概述 硫化氢腐蚀与防护 二氧化碳的腐蚀与防护
• 第一节 • 第二节 • 第三节
硫化氢的特性
• 硫化氢的分子量为34.08，密度为1.539mg/m3。
而且是一种无色、有臭鸡蛋味的、易燃、易爆、
有毒和腐蚀性的酸性气体。
•
H2S在水中的溶解度很大，水溶液具有弱酸
性，如在1大气压下，30℃水溶液中H2S饱和浓度 大约是300mg/L，溶液的pH值约是4。
为提高缓蚀剂的缓蚀效果，在采用缓
蚀剂的同时，应考虑联合使用其他减缓腐
蚀的措施如清管后再添加缓蚀剂效果会更
好。
（2）脱水
含H2S天然气经深度脱水处理后，由于无水则不
具备电解质溶液性能，因此就不会发生电化学反应，
使腐蚀终止。在无条件进行深度脱水处理的系统，可
采用分离器、放水器、清管器等将水分离排放干净，
钢材的硬度(强度)是钢材SSC现场失效的 重要变量，是控制钢材发生SSC的重要指 标。钢材硬度(强度)越高，开裂所需的时 间越短，说明SSC敏感性越高。
中的氢原子在拉伸应力(外加的或/和残余的)作用下，在冶 金缺陷(晶界、相界、位错、裂纹等)提供的三向拉伸应力 区富集，而导致高强度钢、高内应力构件及硬焊缝的氢应 力型的开裂被称为硫化物应力开裂（SSC）。
SSC的主要特征：
•
•
• •
①SSC发生于内外拉伸应力或应变的条件下。主裂
纹是沿着垂直于拉伸应力方向扩展。
（4）暴露时间
在硫化氢水溶液中，碳钢和低合金钢的
初始腐蚀速率大约为0.7mm/a，但随着时间
的增长，腐蚀速率会逐渐下降。
（5）流速
流体在某特定的流速下，碳钢和低合金钢在含H2S流体
中的腐蚀速率，通常是随着时间的增长而逐渐下降，平衡后 的腐蚀速率均很低。
如果流体流速较高或处于湍流状态时，由于钢铁表面上的硫
著下降，但达到断裂所需的时间仍然很短；
pH＞9时，就很少发生硫化物应力腐蚀破坏。
含硫化氢溶液中钢的破坏时间与pH值之间的关系
（3）温度
温度对腐蚀的影响较复杂。通常表现出在 低温区域内，钢铁在H2S水溶液中的腐蚀率随 温度的升高而增大。
在22℃左右，硫化物应力腐蚀敏感性最大。 温度大于22℃后，温度升高硫化物应力腐蚀敏感 性明显降低。
湿含H2S天然气对气田钢构件的腐蚀一般呈全面腐蚀， 腐蚀率均比较低，通常年腐蚀率为几十个微米。
天然气中携带的含H2S水液，特别是来自地层的含Cl-高，
并被酸污染的气田水腐蚀性强，钢构件积水部位的腐蚀率通 常很高，年腐蚀率几毫米到十几毫米。腐蚀失效表现为由点 蚀导致局部壁厚减薄或穿孔。
2.影响腐蚀速率的因素
腐蚀与防护
第三章 酸性油气田的腐蚀与防护
第三章
酸性油气田的腐蚀与防护
概述 硫化氢腐蚀与防护 二氧化碳的腐蚀与防护
• 第一节 • 第二节 • 第三节
第一节
•
概述
湿含H2S或/和CO2油气通称酸性油气。本章
称产出酸性油气的油气田为酸性油气田。
•
地层中的油气除了含H2S或/和CO2外，一般
均含有矿化水，在高温高压下，有时还含有多硫
避免积水导致局部腐蚀；另外金属设施的结构一定要 合理、简单，避免易积液的缝隙和死角。
（3）防腐层和衬里
•
防腐层和衬里为钢材与含H2S酸性油气之间提供一 个隔离层，从而起到减缓腐蚀作用。防腐层和衬里技术发 展很快，品种繁多，应本着因地制宜。可靠、节省投资的
原则来选用。可供含H2S酸性油气田选用的内防护的防腐
H2S水溶液对钢材电化学腐蚀的另一产物是氢。被
钢铁吸收的氢原子，将破坏其基体的连续性，从而导致氢
损伤，也称之为H2S环境开裂。 H2S作为一种强渗氢介质，这不仅是因为它本身提供 了氢的来源，而且还起着毒化的作用，阻碍氢原子结合成
氢分子的反应，于是提高了钢铁表面氢浓度，其结果加速
了氢向钢中的扩散溶解过程。
层和衬里有环氧树脂，聚氨酯以及环氧粉末等。
•
由于防腐层不易做到百分之百无针孔，且生产或维 护保养过程中易受损伤，加之焊接接头涂夜困难，质量不
易保证，所以使用防腐层的同时，通常需添加适量的缓蚀
剂。
（4）耐蚀材料
•
近年来非金属耐蚀材料发展很快，如环氧型、
工程塑料型的管材及其配件，很适合用于腐蚀性强的
系统。
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
•
•
对于集输管线，用清管器定期清除管内的污物和沉
积物，达到改善和保护管内的洁净。 清管至少能避免由于流速不足、间歇流或输送压力、 温度变化等导致从油气中沉降或解析出的水和其他液体以 及腐蚀产物、锈垢、砂、灰尘等滞留沉积在管底，而导致 管底部四分之一圆周区形成的局部腐蚀电池。
第二节