高温多元热流体注采中管材腐蚀分析
采油厂注水井腐蚀原因分析与防护
能源环保与安全一、前言在注水井注水过程中，注水水质复杂、环境多变，造成注水井腐蚀结垢严重。
每年作业井更换油管长度高居不下，主要原因为腐蚀、结垢严重造成，结合油田注水水质及环境变化情况，分析注水井腐蚀原因，实施有效的腐蚀、结垢防护措施具有重要的意义。
二、注水井腐蚀现状我采油厂自２０１１年以来共实施水井有效作业４８井次，更换修复油管７万米，使用新油管５９６３米，防腐油管４２１０米，新油管和防腐油管使用比例严重偏低，酸化井５口，１０００－２０００ｍ底部腐蚀结垢严重，结垢物质多为硬质结核；１５年平均置换量为１８７１ｍ／井，１６年平均置换量为１４８２ｍ／井，１７年平均置换量为１３１７ｍ／井，１８年平均置换量为１９１７ｍ／井。
其中夏５２－２０９井和夏５２－２７井出现油管落井现象，腐蚀结垢趋势加剧。
三、注水井柱结构腐蚀原因１．洗井方式适应性评价。
（１）一种回水管路洗井方式，具有时间充足、成本低、灵活性且能保证洗井水量，但该洗井方式最大的缺点是洗井排量仅为１３－１６ｍ３／Ｈ，对井筒的冲刷能力不足，主要是因为大部分洗井回水管道被油井生产管道取代，位移大时压力过高，容易造成管道破裂；其次，当洗井出口污水进入混输管道时，它会引起混输管道干压升高，容易造成混输穿孔。
（２）洗井车洗井，洗井方式理论排量为３０ｍ３／Ｈ，洗井冲洗能力理论上是好的，洗井水质足以随时观察。
洗井车数量有限，受道路、天气、工农关系等因素影响较大。
它有很大的局限性；其次，自吸井、严重溢流井不能完全循环，洗井效果不好。
针对以上问题，采油厂制定了详细的洗井方案，确保道路畅通。
由专人全程监督，提高洗涤人员的业务素质。
（３）槽车洗井流量可达３０ｍ３／Ｈ以上，洗井流量较大且井筒内污水可完全置换，无污水循环，洗井效果最好，主要用于注泥井。
为避免井筒内的污泥再次沉降，每次保证至少２－３辆槽车。
井底只能看到８次以上的返清水，同时，受天气和道路影响严重。
另外，注泥浆井套管往往不光滑，洗井过程中压力容易被抑制。
油气集输管道腐蚀的原因与对策
油气集输管道腐蚀的原因与对策油气集输管道作为连接能源主产区与消费区的重要物流通道，其安全稳定运行对于保障国家能源安全和经济发展至关重要。
然而，由于管道长期处于高温、高压、高速流动环境下，会导致管道产生腐蚀现象。
本文将介绍油气集输管道腐蚀的原因与对策。
一、腐蚀原因（一）介质腐蚀油气集输管道中携带的介质是引起管道腐蚀的主要原因之一。
对于一般碳钢管道来说，腐蚀主要是由于介质中含有的二氧化碳和硫化氢等气体和氧气等电化学物质与管道内表面的金属元素发生反应引起的。
（二）电化学腐蚀油气集输管道中的金属在介质作用下可能会遭遇电化学腐蚀，即管道表面发生电化学反应，导致其腐蚀损失。
在高温、高压、高溶解度、强氧化性和还原性等条件下，电化学腐蚀更容易发生。
（三）流体力学作用油气集输管道内的流体在高速流动过程中，会对管道表面产生涡流、振动等力学作用，形成高速冲击，加速管道内壁的腐蚀，从而引起腐蚀加速，甚至会导致管道疲劳、震裂和严重事故。
二、腐蚀对策（一）选材与涂层在油气集输管道的选择与施工中，应根据管道运输介质的性质、温度和压力条件、环境气氛及使用寿命等因素来选择适合的材料。
同时，在管道表面涂覆恰当的防腐涂层也是制止管道腐蚀的必要方法之一。
（二）阴极保护阴极保护是通过在阳极金属与阴极金属之间形成一定电位差，采用外加电场使阴极金属的电位降低到电化学电位之下，从而降低阳极金属的腐蚀速度、增加阴极极化和防止腐蚀的一种措施。
采用阴极保护技术可以减少管道的腐蚀率，提高管道的使用寿命。
（三）监测与保养管道的腐蚀状态难以直接观察，因此在使用过程中，需要对管道的腐蚀情况进行监测，及时发现问题，采取措施进行修护或更换，以保证管道的安全稳定运行。
此外，管道的保养也是控制管道腐蚀的重要方法。
对于腐蚀情况较为严重的管道，应当定期地对其进行保养维护工作，清除管道内积聚的污垢等杂质，并进行适当的修护等措施。
结语：油气集输管道的腐蚀问题不可忽视，我们需要采取有效措施，通过选材涂层、阴极保护、监测保养等多方面手段，控制管道的腐蚀情况，确保其安全稳定运行，为国家能源安全和经济社会发展做出积极的贡献。
S Zorb装置换热器管束腐蚀情况分析
S Zorb装置换热器管束腐蚀情况分析
S Zorb装置换热器是一种常见的热交换设备，主要用于油气加工工艺中的蒸汽与油品的换热过程。
换热器管束腐蚀问题对设备的安全运行和工艺效果有着重要影响。
本文将对
S Zorb装置换热器管束腐蚀情况进行分析。
S Zorb装置换热器在运行过程中会受到多种因素的影响，包括流体性质、流速、温度、压力、腐蚀性物质等。
这些因素可能对换热器管束的表面产生不同程度的腐蚀作用。
根据S Zorb装置换热器的工作原理，蒸汽与油品在换热器管束内进行接触传热过程。
在这个过程中，蒸汽中可能含有酸性物质、相变盐等腐蚀性成分，这些物质与管束表面接
触后，会引起管束表面的腐蚀损伤。
油品中可能还含有硫、氯等有害元素，这些元素也会
对管束表面产生腐蚀作用。
腐蚀问题除了与流体成分相关外，还与换热器管束的材料选择有关。
通常情况下，换
热器管束常采用不锈钢材料，如316L不锈钢，这种材料具有较好的耐腐蚀性能。
但在某些特殊情况下，如极端高温、高压等工况下，不锈钢材料也可能会出现腐蚀问题。
S Zorb装置换热器的腐蚀情况需要通过现场检测和实验分析来进行评估。
常见的方法包括腐蚀率的测定、腐蚀产物的分析、热力学模拟等。
通过对换热器管束的腐蚀情况进行
综合分析，可以采取相应的措施，如增加防腐层、定期清洗管束、选择更耐腐蚀的材料等，以延长装置的使用寿命、提高工艺效果。
S Zorb装置换热器管束腐蚀是一个复杂的问题，受到多种因素的综合影响。
对腐蚀情况进行分析和评估，并采取相应的措施，是保证装置安全运行和提高工艺效果的关键。
锅炉高温腐蚀的原因分析及对策
Ｃ ｈ ｅ ｍ ｉ ｃ ａ ｌ Ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ４ － ０ ９ 一 ｌ １ ； 修 回 日期 ： ２ ０ １ ４ — １ ２ — １ ５
段， 运 行调 整过程 中经 常造成 四角 配风 不匀 ， 使火 焰 中心偏斜 ， 同时造成局部空气和煤粉混合含量不均匀 。
２ ０ １ ５年第 ２ ２卷第 １ 期
化 工生产 与 技术
１ 腐 蚀 原 因分 析
水 冷壁 附近 的烟 气成 分和 管壁 温度是 水冷 壁 外
部 腐 蚀 的 主 要 因 素 。燃 烧 器 附 近 火 焰 温 度 可 达 １ ４ ０ ０ ～ １ ６ ０ ０ ｏ Ｃ． 煤 中 的矿 物 成分 挥发 出来 形成 较 多
４ ） 一 次风 由于管 道弯 头作 用 而 自然 形成 的 二侧
风速 偏差 及煤 粉 的浓淡 分离 。浓相 侧 在 向火 侧 有利
于燃 烧 ． 浓相 侧偏 向水 冷壁侧 则容 易造 成高 温腐 蚀 。
６ 和７ 炉的 １ 、 ２ 角就 是 一次 风浓 相 侧 冲墙 ，因 而 锅 炉 的这二 面墙就 容 易产生 高温 腐蚀 。 ５ ） 虽 然 大 修 冷 态 实 验 时 调 整 四 角 风 速 基 本 均 匀， 但一 、 二 次 风 门特 性较 差 ， 又缺 乏 可靠 的监 视 手
腐 蚀气 体 。 同时 水冷 壁附 近烟 气处 于还 原性气 氛 ， 导 致 了灰熔 点温 度下 降和 灰沉 积过程 加快 ，从 而 引起 受 热 面 的腐 蚀 ： 另一 方 面 ， ３ ０ ０ ～ ５ ０ ０ ｏ Ｃ时 ， 管 壁 外 表
面温度 每 升高 ５ ０℃将 使 高温腐 蚀速 度增 加 ｌ 倍． 而 通 常水 冷壁 管壁 温 度在 ３ ５ ０ ｏ Ｃ 左右 ， 腐蚀性 较 高Ｉ １ － ２ １ 。
油田集输金属管道腐蚀原因与防腐措施
油田集输金属管道腐蚀原因与防腐措施摘要：开采出来的石油，主要是经过金属集输管线运输的。
集输管线一般为金属材质的，很容易被原油腐蚀。
而且刚刚被开采出的原油性质较为复杂，其中包含多种腐蚀集输管线成分，更容易被原油进行腐蚀，导致原油开采存在一定的困难，在较大的程度上导致开采原油成本增加，还会导致运输原油受到影响，腐蚀若是非常严重，出现原油的泄漏事故还会对环境造成较大的污染。
这就需要采取适宜的防腐措施，减少开采原油成本的投入，提升油田企业的效益和开采的安全性。
关键词：集输管道；腐蚀；机理；措施；1腐蚀对集输管道的危害腐蚀对集输管道的危害主要体现在在如下几点：第一，穿孔、泄漏等会对管道自身产生损害，造成经济损失；第二，管道因腐蚀维修过程中，影响原油集输系统的运转；第三，管线泄漏可能引发爆炸、火灾等危险，产生人身伤害；第四，原油会对周围的土壤、水体造成污染，其中的毒有害气体会扩散到空气中，造成空气污染。
2油田集输管道腐蚀原因2.1管道内壁腐蚀原油、含油污水等介质必须以一定温度输送，溶于水的酸性物质在此温度下随原油在管道内流动，从而对金属管道极易直接产生腐蚀，这种腐蚀一般分为全面腐蚀和局部腐蚀两种；其中全面腐蚀是均匀腐蚀，管道表面光滑，局部腐蚀是相对于全面腐蚀而言的，有点蚀、蜂窝状腐蚀、台地侵蚀及流运诱发局部腐蚀等，随着腐蚀的进行，H+浓度不断加大，会破坏金属管道的晶间结构，导致管道开裂。
原油中包括油、气、水等流体，在管道中的流态是多项流，另外原油从地层中开采出来，含有一定量的泥沙，气体和固体颗粒会把已形成的腐蚀层或保护层冲刷掉，重新让腐蚀介质和金属管道接触，加快腐蚀速度。
2.2管道外腐蚀站内架空管道外壁与空气直接接触，空气中的H2O和CO2生成弱酸，与管道外壁金属反应产生腐蚀，腐蚀速率随湿度增大而增大。
站内场区及站外管道一般埋地敷设，土壤中的CO2、SO2等酸性物质在管道周围形成酸性环境，与金属管道发生反应产生腐蚀，而硫酸盐与地下水形成的硫酸盐水化物会与金属产生晶性腐蚀；同时土壤中的盐溶于水形成电解质溶液，可使金属管道产生电化学腐蚀，土壤中有很多细菌，如硫酸盐还原菌、氧化菌等，它们能促成土壤中各种盐（如硫酸盐）的还原，加快金属管道的电化学腐蚀；另外输油管道一般和机泵、储罐等各种设备连接，在土壤中产生一定量杂散电流，这些电流在金属管道某些区域上形成阴极区，其它部位管道为阳极区，从而形成原电池，产生电化学腐蚀。
换热器腐蚀及防护分析
2）对现场的阀门，尤其是使用时间较长且只能在检修期间可以更换的阀门，全部进行了更换。同时针对不同的介质，选择了不同材质及不同类型的阀门。
4．结论：
从上面的分析可以看出，我们应采取以下几种措施：
1）加强对水冷换热器的监护，做好更新部分换热器的准备。
2）加强对现场阀门的管理。
3）加强不同类型阀门的操作规范。
阀门带病运行严重：
阀门主要用来接通或截断管路中的介质,对阀门的操作，是现场操作的主要内容。然而，一般来说，阀门并不象设备那样受到重视。
一般来说，阀门主要存在以下几种问题：
故障现象
故障原因
故障处理
外漏
1．填料函没压紧
2．金属密封环没压紧或损坏
1．压紧填料函或增加填料数量
2．平衡紧固法兰螺母或更换金属密封环
在处理中可以看出现场的相当一部分阀门（尤其是蝶阀）存在着不同程度的问题。
目前现场使用的阀门，有相当一部分分为开车时安装的，使用时间超过10年，因此，在现场操作中出现了很多问题，如U-FB105B出口阀，E-FF402B物料进口阀的故障等，说明了阀门问题的严重性。
3．处理过程及措施：
1）由于条件的限制，检修期间对水冷换热器内漏的换热管进行了堵塞。
专题名称：换热器腐蚀及防护分析
高温高压下P110H套管钢的Cl^(-)腐蚀行为研究
高温高压下P110H套管钢的Cl^(-)腐蚀行为研究
朱德学;谭伟
【期刊名称】《广东化工》
【年(卷),期】2024(51)5
【摘要】套管的服役环境日益复杂,关于热采井套管在高温高压Cl^(-)溶液中的腐蚀行为需要进一步探索。
为此,使用高温高压真空反应釜进行腐蚀模拟实验,并通过腐蚀失重法、扫描电镜、X射线衍射等分析技术,对P110H钢在高温高压Cl^(-)溶液中的腐蚀行为进行了研究。
结果表明:高温高压Cl^(-)环境下,P110钢的腐蚀主要为均匀腐蚀,5 MPa时,腐蚀速率随着温度升高先降低后增高,在10 MPa时,腐蚀速率在250℃达到最高;在相同温度时,随着压力的增大,P110H钢在Cl^(-)溶液中的腐蚀越严重。
【总页数】5页(P83-86)
【作者】朱德学;谭伟
【作者单位】西安石油大学
【正文语种】中文
【中图分类】TQ
【相关文献】
1.高温高压下20钢和13Cr钢在不同含量甲酸-CO2环境中的腐蚀行为
2.抗硫套管钢P110SS在高含H2S/CO2、Cl-共存条件下的腐蚀行为
3.高温高Cl^(-)环境
中含Ni、Cr耐蚀钢的腐蚀行为4.5Cr套管钢在不同CO_(2)分压下高温高压腐蚀特性研究5.P110S碳钢在高Cl-高酸性气体分压下的腐蚀行为
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
油田注水系统腐蚀原因及对策
油田注水系统腐蚀原因及对策随着全球能源需求的不断增长，油田开采工作也越来越受到关注。
在油田开采过程中，为了提高产量和延长油井寿命，经常需要进行注水作业。
油田注水系统在使用过程中常常会出现腐蚀现象，这给油田注水系统的正常运行带来了很大的困扰。
本文将从腐蚀原因和对策两方面来探讨油田注水系统腐蚀问题，并提出相应的解决方案。
一、腐蚀原因1. 水中杂质：油田注水系统中的水中往往含有各种杂质，如氯离子、硫酸盐等，这些杂质会直接影响到金属材料的腐蚀速度。
特别是在海水注水系统中，盐分的存在更会加剧金属材料的腐蚀。
2. 流体速度：注水系统中的流体速度对金属材料的腐蚀也有很大的影响。
如果流速过大，会导致流体中的氧气对金属表面产生氧化反应，从而加速金属腐蚀的速度。
3. 温度：油田注水系统中的温度变化也会对金属材料的腐蚀产生影响。
当温度过高时，金属表面的保护膜容易失效，使金属材料更容易受到腐蚀。
4. 金属选择：在注水系统中使用的金属材料选择也会直接影响腐蚀的程度。
不同的金属对不同的腐蚀环境的适应能力不同，要根据实际情况选择合适的金属材料。
二、对策1. 优化水质：注水前需要对水质进行充分净化处理，尽量降低水中的杂质含量，可以采用逆渗透、离子交换等方法进行水质处理，从源头上减少腐蚀的可能性。
2. 控制流速：控制注水系统中的流体速度，避免过高的流速导致金属材料腐蚀加速。
可以通过调节管道尺寸、增加阀门等方式来降低流速。
3. 温度控制：加强对注水系统中的温度变化进行监测和控制，避免过高温度导致金属腐蚀。
可以通过安装冷却装置或者保温材料来控制温度。
5. 防腐涂层：对于容易发生腐蚀的金属部件，可以采用防腐涂层来延长其使用寿命，如喷涂耐蚀涂料、电镀防腐层等。
6. 定期检测：对注水系统中的金属部件进行定期检测，及时发现腐蚀现象，及时进行维护和更换，以保证系统的正常运行。
油田注水系统的腐蚀问题是一个复杂的系统工程问题，需要结合水质处理、流速控制、温度控制、金属保护等多种手段来解决。
注水管线的腐蚀机理及预防
注水管线的腐蚀机理及预防腐蚀现象是石油生产中一种常见的问题，如果注水管线发生严重腐蚀，则不仅会对管线本身产生严重的影响，同时也会造成管线维护成本的增加。
如果腐蚀没有得到及时的控制，容易导致油田地面管线的大面积损害，因此，防腐蚀问题也成为了当前人们关注的重点问题。
对于主水管线采取有效的防腐蚀措施，应当首先对腐蚀形成的机理进行全面的分析，才能够保证预防措施的有效性。
一、主水管线腐蚀机理分析1.化学腐蚀的产生在油田注水管网中发生腐蚀现象，主要是由于注入井中的水中含有一定量的氯化物和硫酸盐，这些盐类对于管线会产生不同程度的腐蚀作用。
在腐蚀作用下生成的腐蚀产物，以可溶物为主，而且对于后续发生的腐蚀无法起到屏蔽作用，也就是说，会造成腐蚀的进一步恶化。
同时，水中所含有的氯化物中的氯离子等活性离子会对管道上的钝化膜或者是其他保护膜产中的物质产生反应，形成原电池反应，生强烈的腐蚀作用，甚至会将没有被破坏的地区形成阴极。
这样就会造成已经腐蚀的地方会更为严重，最终造成局部腐蚀穿孔。
另外，注入水中的溶解气体也会在满足反应条件时化学法学腐蚀现象，比如在回注的污水中含有大量的硫化氢、二氧化碳等具有腐蚀性的气体，该气体对于主水管线会产生腐蚀作用。
而污水中含量较高的硫酸盐离子，容易导致水中硫化氢含量的增加，导致水质的恶化，而且在水肿产生硫化铁等物质，对管线造成破坏。
2.温度对腐蚀的影响当遇到不同的温度条件，对于腐蚀产生的速度有着一定的影响。
在通常情况下，随着温度的升高，腐蚀的速率会不断的增大，然后再下降，当腐蚀速度达到最大温度之后便会产生下降，主要是由于温度对于极化率有着重要的影响，温度的升高会使得水中的氧的溶解度降低，但是其扩散的速度会不断的加快，这也是电解反应速度会加快的主要因素。
3.添加剂对腐蚀的影响在油田开采的现场，根据实际需要所使用不同的添加剂浓度，不同的添加剂对于管线的腐蚀速度会产生不同的影响。
比如絮凝剂的使用会造成腐蚀速度的明显增加，而清蜡剂和杀菌剂对于腐蚀速度不会产生明显的影响，降粘剂和破乳剂的使用则会腐蚀起到一定的缓蚀作用，缓蚀剂的使用则具有明显的缓蚀能力。
高温过热蒸汽腐蚀机理研究
高温过热蒸汽腐蚀机理研究高温过热蒸汽腐蚀一直是发电厂和工业生产中面临的严重问题。
高温环境下，蒸汽和烟气中的有害物质和水蒸气会在金属表面上形成腐蚀产物，导致部件的损坏和寿命的降低。
因此，研究高温过热蒸汽腐蚀机理是非常重要的。
高温过热蒸汽腐蚀的机理非常复杂，其中涉及到物理、化学和材料科学等多个领域。
一般认为，高温过热蒸汽腐蚀主要有以下几种机理：1. 水蒸气腐蚀在高温高压的环境下，水蒸气和气体有害物质会在金属表面上发生化学反应，生成复杂的腐蚀产物，从而引起金属表面的腐蚀。
水蒸气腐蚀通常发生在金属表面上存在着氧气、硫化氢、氨等导致酸性化或碱性化的物质时表现得更为明显。
2. 烟气腐蚀在烟气中，含有一些具有腐蚀性的成分，如氯化物、氟化物、硫化氢等等。
这些成分和水蒸气一起在金属表面上发生化学反应，形成腐蚀产物。
烟气腐蚀发展迅速，容易导致金属表面的破坏。
3. 氧化腐蚀高温环境下，金属表面会直接与氧气接触，形成金属氧化物层。
这层氧化物层在接下来的热循环中会受到应力的影响，从而导致氧化层的剥落和金属表面的损坏。
以上三种机理是高温过热蒸汽腐蚀的常见机理，但实际情况常常很复杂。
研究高温过热蒸汽腐蚀机理需要采用多种方法，包括材料表征、化学分析、物理试验等，以深入了解腐蚀现象背后的物理和化学机制。
在研究高温过热蒸汽腐蚀机理的过程中，还需要注意到一些重要的因素，如金属的成分和结构、蒸汽和烟气的处理方式、物质的流动状况等等。
这些因素对于高温过热蒸汽腐蚀产生了重要的影响，也是研究机理的重要角度。
在应对高温过热蒸汽腐蚀方面，有很多的方法可供选择。
例如，可以通过合理的合金设计和表面处理来提高材料的抗腐蚀能力；也可以通过改进燃烧控制和减少有害气体排放来降低蒸汽和烟气对金属表面的腐蚀作用。
此外，在实际操作中，还需要对材料进行监测和检测，以及及时采取相应的措施，以延长部件的使用寿命。
总结起来，高温过热蒸汽腐蚀机理的研究是非常重要的。
了解腐蚀机理并采取相应的措施可以保护部件不被腐蚀和破坏，从而保证生产的正常运行。