注气井要求
天然气集团公司固井技术规范标准
固井技术规（试行）中国石油天然气集团公司2009年5月目录第一章总则1第二章固井设计1第一节设计依据和容1第二节压力和温度2第三节管柱和工具、附件3第四节前置液和水泥浆5第五节下套管和注水泥6第六节应急预案和施工组织8 第三章固井准备8第一节钻井设备8第二节井口准备9第三节井眼准备9第四节套管和工具、附件11第五节水泥和外加剂13第六节固井设备及井口工具14 第七节仪器仪表16第四章固井施工17第一节下套管作业17第二节注水泥作业18第三节固井过程质量评价20第五章固井质量评价20第一节基本要求21第二节水泥环评价22第三节质量鉴定23第四节管柱试压和井口装定24第六章特殊井固井25第一节天然气井25第二节深井超深井27第三节热采井28第四节定向井、大位移井和水平井28第五节调整井29第七章挤水泥和注水泥塞30第一节挤水泥30第二节注水泥塞32第八章特殊固井工艺34第一节分级注水泥34第二节尾管注水泥35第三节管注水泥37第九章附则38中国石油天然气集团公司固井技术规第一章总则第一条固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。
为提高固井管理和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，依据有关规定制定本规。
第二条固井工程应从设计、准备、施工和检验环节严格把关，采用适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，实现安全、优质、经济、可靠的目的。
第三条固井作业应严格按照固井设计执行。
第二章固井设计第一节设计依据和容第四条应以钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料和测井资料为基础，依据有关技术规定、规、标准进行固井设计并在施工前按审批程序完成设计审批。
第五条进行固井设计时应从井身质量、井眼稳定、井底清洁、钻井液和水泥浆性能、固井施工等方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。
第六条固井设计中至少应包含以下容：（1）构造名称、井位、井别、井型、井号等信息。
石油与天然气井下作业井控装备管理规定
石油与天然气井下作业井控装备管理规定第六条井控装备、井控辅助仪器的配备应按以下要求执行：（一）防喷器及内防喷工具选用原则。
防喷器压力等级的选用应不小于施工层位目前最高地层压力、所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中最小值。
1.Ⅰ类井、Ⅱ类井可选用的防喷器组合形式见附件1，有毒有害气体超标的井应选用环形防喷器，有钻台作业井应使用液动防喷器。
高压、高含硫井，应安装剪切闸板防喷器。
2.Ⅲ类井可不安装防喷器，但必须配备简易防喷装置（见附件1）。
3.内防喷工具压力等级应与防喷器压力等级一致。
（二）压井、节流管汇（线）选用原则。
1.压井管汇、节流管汇等装备的压力级别和组合形式应与防喷器压力级别和组合形式相匹配，2 7/8″完好油管可作为放喷管线使用，压井、节流管汇的组合形式按附件1中的组合形式选择。
2.节流管汇上应同时安装高、低量程压力表，压力表朝向井场前场方向，下端装截止阀，低压表下端所装截止阀处于常关状态，高压表下端所装截止阀处于常开状态。
高压表量程和节流管汇额定工作压力相匹配，低压表量程为高压表量程1/3左右。
第七条含硫地区井控装备、井控辅助仪器的选用应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。
第八条井控装备试压要求。
（一）试压要求及介质。
1.试压介质为液压油和清水（冬季使用防冻液）。
2.除环形防喷器试压稳压时间不少于10分钟外，其余井控装置稳压时间不少于30分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。
低压密封试压稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。
3.采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于30分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.5MPa为合格。
（二）井控车间试压。
1.防喷器、内防喷工具、节流管汇、压井管汇、射孔闸门按照额定工作压力进行密封试压。
闸板防喷器还应做1.4MPa~2.1MPa低压密封试压。
相国寺储气库注采井固井技术
用干井筒 固井技术 ， 管 固井根 据 模 拟施 工排 量 、 尾 掌
造斜点 ：７ ８０ ｍ １３ ．０
最大 井 斜 （ ） ７． 。 。 ：７４
最大狗 腿 度： 深 ２ ０． １ 处 井 ３ ２ ９ｍ
６ ６ 。３ ｍ） ．５／ ０
ｅ 井 ￣ ＮＣ － ２ ２‘。 ’ ５ ０５ ｍ
握井下承压能力设计浆柱结构及变排量施工 ， 确保固 井施工 井下不发 生漏失 。优选 防漏堵 漏水泥浆 体系 ，
提高水 泥浆本身 防漏能力 ， 双凝双密度 水泥浆体 系控 制环空 浆柱压力 。
（ ） 气介质下 正反注 １空
底垂 深
储层 主要 为孔 隙、 缝型 ， 开空气钻 进至 １０ 裂 一 ６ｍ
表层 套 管 采 用 一 次 正 注 返 高 至 ２０ 反 打 分 ０ ｍ， 三次 进行 ， 决易 漏 低压 层 因一 次 正 注 的过 大 环 空 解
命要求 高 ， 团公 司 对相 国寺 储 气 库使 用 寿命 要 求 集
５ Ｏ年 一１０年 。 ０
（１ ） （ ） １１ ｉ １１ １ １ ｎ
３ 主 要 固井技 术 措施
３ １ 防漏 防储 层伤 害 ．
根 据相 国寺 储层 特点 ， 为做 好 防漏 防储层 伤害 ， 工艺上根 据环空三 压力分布 ， 表层套管 和技术套 管采
根据 相 国寺完 钻资 料预 测 了相 储 ７井 各层 孔 隙
压 力及压 力 梯度 数据 （ １ ， 表 ） 由表 １可见 ， 相储 ７井
孔 隙压力 低 ， 钻井及 固井过程 均可能发 生井漏风 险 。
表 １ 相储 ７井各层 孔隙压力及压力梯度预测
１ 基本 情况
中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定(word文档).
中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（2011年1月1日实施）第一章总则第一条为认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化油气勘探开发过程井控管理，严防井喷失控、H2S等有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全与保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源，依据国家安全生产有关法律法规、石油行业及中国石油化工集团公司（以下简称集团公司）标准与制度，特制定本规定。
第二条井控管理是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等各项工作，需要计划、财务、设计、地质、生产、工程、装备、监督、培训、安全等部门相互配合，共同做好井控工作。
第三条本规定所称“井控”是指油气勘探开发全过程油气井、注水（气）井的控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、正常生产井管理和报废井弃置处理等各生产环节。
第四条本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。
其中，“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。
第五条本规定适用于集团公司国内陆上石油与天然气勘探开发井控管理；海上油气勘探开发井控管理应依据海上井控管理特殊要求，在本规定基础上修订完善执行；陆上CO2气体、非常规天然气等勘探开发井控可参照本规定执行。
第二章井控管理基本制度第六条井控分级管理制度。
总部及油田企业（单位）均应成立井控工作领导小组，全面负责井控工作。
（一）集团公司成立井控工作领导小组，组长由股份公司总裁担任，副组长由分管油田企业的副总经理和高级副总裁担任，成员由石油工程管理部、油田勘探开发事业部、安全环保局、物资装备部、生产经营管理部、发展计划部、集团（股份）财务部和人事部等部门领导组成。
（二）集团公司井控工作领导小组综合管理与监督办公室设在安全环保局，负责集团公司井控日常综合协调管理和监督工作。
井场布置技术要求
井场布置技术要求一、引言1.1 概述井场布置是石油和天然气开采过程中的重要环节，其合理性和科学性直接影响到生产效率、安全以及环境保护。
随着技术的不断进步和开采规模的不断扩大，对井场布置的要求也越来越高。
本文旨在探讨井场布置的技术要求，以期为相关领域提供参考和指导。
1.2 文章结构本文将分为五个部分进行阐述：引言、井场布置的基本原则、井场布置的具体要求、井场布置的拓展内容以及总结。
通过这五个部分的论述，力求全面、深入地探讨井场布置的技术要求。
1.3 目的本文的目的是为石油和天然气开采企业提供井场布置方面的技术指导，帮助企业合理规划井场布局，提高生产效率，保障生产安全，同时降低对环境的影响。
二、井场布置的基本原则2.1 功能性原则井场布置应充分考虑其功能性，以满足生产过程中的各种需求。
例如，应合理安排采油、采气、注水等设施的位置，确保各设施之间的协作顺畅，以提高生产效率。
2.2 安全性原则井场布置必须以保证生产安全为首要考虑。
应采取合理的安全防护措施，防止各种可能的危险源，如高压、易燃易爆等。
同时，应确保紧急救援通道的畅通无阻。
2.3 环保性原则井场布置应遵循环境保护的原则，尽量减少对周边环境的破坏和污染。
应合理安排污水处理、固体废物处理等设施的位置，确保污染物得到妥善处理。
三、井场布置的具体要求3.1 平面布置要求平面布置应根据生产工艺流程进行合理规划，确保各设施之间的距离最短、运输最方便。
同时，应充分考虑风向、日照等因素，以利于自然通风和采光。
此外，平面布置还应考虑未来扩建的可能性。
3.2 高程布置要求高程布置应根据场地地形、地貌以及生产工艺要求进行设计。
应充分利用地形高差，合理安排泵站、储罐等设施的位置，以减少能源消耗和投资成本。
同时，应确保排水系统的顺畅，防止洪涝灾害的发生。
3.3 管线布置要求管线布置应遵循“安全、经济、合理”的原则。
应合理规划管线走向，尽量减少交叉和转弯，以降低管网阻力损失。
胜利油田井下作业井控实施细则
2.7.4 负责按标准进行井控装置的现场安装、检查、试压和日常维护保养 工作。 2.7.5 严格按施工设计进行施工，发现井喷预兆按规定关井程序关井。
2.7.6 要求值班干部和班长在班前、班后会上布置、检查、讲评井控工作 ，发现问题立即组织整改或上报整改。
2.7.7 对特殊作业，干部须在施工现场跟班。 2.7.8 每周组织召开1次以井控为主要内容的工作会议，总结本单位井控工 作并向上级主管部门汇报。 2.7.9 每周组织各班组进行不同工况的井控演练，填写演练周报。
2.8.4
指导、监督和协助井控装置现场安装、调试和试压。
2.8.5 按照逐台、逐项的原则实施送检设备的检查、维修、试压等工作，并建档记 录检测维修情况。对检测设备编号，建立发放及回检记录。 2.8.6 编制井控装置、工具配套及零部件需求计划，按规定对橡胶密封件进行妥善 保管。 2.8.7 协助施工单位进行新型井控装置和工具的现场试验和资料收集。 2.8.8 建立本单位井控装备档案，每月编写井控装置检测情况报告（包括已检测、 需检测、需报废的井控装备名称编号及所属单位等）上报二级单位主管部门。分单位 建立外来单位检测档案。
3.1.3.3 井下作业工艺（工程）设计应包含的井控内容： 3.1.3.3.1 根据地质设计要求、相关井史资料，制定井控措 施。 3.1.3.3.2 确定该井不同工况下的最大允许关井压力；关井 套压不得超过井控装置额定工作压力、套管抗内压强度的80% 和地层破裂压力3者中的最小值。 3.1.3.3.3 确定入井液类型、性能、数量及压井要求等。 3.1.3.3.4 确定施工所需要的井控装置压力等级。 3.1.3.3.5 设计作业和完井管（钻）柱应满足井控要求。 3.1.3.3.6 根据地质设计中有毒有害气体（硫化氢等）及其 他风险提示，制定相应防范要求。 3.1.3.3.7 特殊地层且地质对灌液有具体要求的井，制定严 格的井控措施。
关于气井常规压井工艺概述
关于气井常规压井工艺概述气井常规压井工艺是一种常用的油气井施工工艺，旨在通过施加一定的压力，控制油井或气井中的压力，以确保井口压力不会超过井口抗喷能力，防止井喷事故的发生。
以下是关于气井常规压井工艺的概述：1.钻井准备阶段：在开始压井之前，必须对井口进行检查和准备工作，确保井口设备完好无损。
同时，需要对井筒进行清洗，排除井下的杂质和泥浆。
2.压井前期准备：在实施常规压井之前，需要进行一系列的前期准备工作。
首先，需要进行地层信息的收集和分析，确定井斜、孔径等参数。
然后，根据地层压力和井底压力的差异，确定所需的施压量和施压速度。
3.压井液设计：压井液是常规压井过程中必不可少的一部分，主要用于在井下施加一定的压力。
压井液的设计需要根据地层条件、压力要求以及现场具体情况来确定。
常用的压井液有水泥浆、胶体聚合物、重质泡沫等。
4.施工过程：在压井过程中，需要根据设计要求，按照一定的程序和步骤进行操作。
首先，将压井液通过管道注入到井筒中，逐渐增加井中的压力。
待达到目标压力之后，需要进行持压一段时间，以稳定井底和井口压力。
最后，将压井液排出，恢复到正常的施工状态。
5.压井效果评估：在压井完成后，需要对压井效果进行评估。
通过测量和监测井底和井口的压力变化，判断压井过程中是否达到预期目标。
同时，对井壁、井底、井口进行检查，确保井口完整性和生产能力。
6.压井记录和数据分析：对于每口压井井的记录和数据分析十分重要。
通过记录每次压井的施工参数、压力变化和井筒情况等信息，可以为后续的压井工作提供参考和指导。
同时，对压井数据进行分析和比对，可以进一步改进工艺和提高施工效率。
总之，气井常规压井工艺是一项复杂的施工过程，需要严格按照工艺要求进行操作。
只有在合理的施工条件下，才能达到预期的施工效果。
同时，对施工过程和施工数据进行记录和分析，可以为后续的工作提供参考和经验积累。
高压气井生产测井操作规程
高压气井生产测井操作规程(总7页)--本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可----内页可以根据需求调整合适字体及大小--Q/SY高压气井生产测井操作规程中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司发布目次前言...................................................................................................................................... 错误!未定义书签。
1 范围................................................................................................................................... 错误!未定义书签。
2 施工准备........................................................................................................................... 错误!未定义书签。
3 测井作业........................................................................................................................... 错误!未定义书签。
4 安全注意事项................................................................................................................... 错误!未定义书签。
前言本标准是根据塔里木油田高压气井生产测井作业的现场情况，结合四川和吐哈油田的一些经验制定出来的，对塔里木油田高压气井生产测井作业具有较强的指导性。
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（三）钻井完井要求为有利于后期油井举升工艺设计的优化和技术配套，以及油井较长的免修期，对钻井井眼轨迹的要求如下：（1）全角变化率：泵挂深度以上井段控制在5°/30米以内；（2）造斜段造斜率：泵挂深度以上井段控制在5°/30米以内；（3）泵挂处井斜角不大于40°，泵挂位置以上100m井段为稳斜段；（4）造斜深度：钻井过程中遵循深定向的原则。
（六）注入井配套工艺设计（169页）油藏注空气/空气泡沫技术和其他注气开采技术（天然气、二氧化碳、氮气）相比，工业化应用程度还比较低，可供借鉴和使用的成熟技术比较少；工程设计主要参考中原油田空气泡沫调驱先导试验的做法和经验教训，研究制定港东二区五断块明四层系油藏注空气泡沫的注采工程方案，并需要通过现场试验逐渐完善。
1.注入井油管的选择1) 气密封要求宝钢钢管公司对API标准油管螺纹的气密封性能进行试验并得出结论：在29MPa的压力条件下，其螺纹处发生渗漏；说明普通螺纹对气体具有一定的密封性，但性能较差。
中原油田在螺纹间充填密封脂来改善其密封性能，其试验结果为：在管串内气体压力达50MPa后，停止打压，稳定2.5h，压力不降。
说明普通螺纹虽然不具备高压气密封性能，但通过螺纹间充填密封脂，其密封性能完全可大大提高。
港东二区五断块明四注空气泡沫井口最大注入压力定为25MPa，油管通过涂密封脂、缠密封带，完全可以满足要求。
2) 油管防腐要求中原油田空气泡沫调驱和延长油矿吴旗采油一厂注空气现场试验发现，注空气井在井下高温高压条件下，下部油管腐蚀十分严重，都发生过因管柱腐蚀而造成封隔器落井事故。
港东二区五断块明四层系油藏和中原油田空气泡沫试验区块相比，油层浅、油层温度低、地层水矿化度低，腐蚀应当比中原油田要小；但是腐蚀问题也是中原油田至今还没有很好解决的问题，因此在先导试验中也绝不能忽视。
下井管柱金属材料选择导向中，主要考虑CO2和H2S腐蚀因素。
依据中原油田和大庆油田的先导试验经验，港东二区五可以选用：基体材质为N80，经过防腐处理(内涂层环氧树脂)的油管。
另外，在封隔器上部和下部油管外接环形腐蚀挂片进行相关流体介质腐蚀速率的监测（见图2-6）。
3) 油管尺寸注入试验井生产套管均为51/2in，依据日注液量和气量的要求，常用的27/8in 尺寸的油管完全可以满足注入要求。
2.注入井管柱设计为减少注空气泡沫过程中气体的渗漏，管柱设计应尽可能简化。
根据港东二区五断块明四层系油藏情况，在油层上部下一个保护性注气封隔器，油套环空添加环空保护液；设计要求封隔器能耐高压气密封，使用耐腐胶筒，钢体采用不锈钢材料；封隔器上部连接水力锚，双向锚定。
封隔器坐封位置应当在注入井段上部20-30m处的套管上，并避开套管接箍；考虑测吸入剖面的需要，则管柱底部连接喇叭口，位置应在油层上部。
3.封隔器选择为了避免高压气体对套管潜在的破坏以及井口事故发生，用注气专用封隔器封隔油套环形空间，并在油套环空中充填保护液，保护油套环空，避免封隔器以上套管承受高压和免受腐蚀。
采用耐气密封的CY441-116封隔器；钢体要求采用耐腐蚀的合金钢材料，最大外径为Φ116mm，封隔器承压能力42MPa，最大耐温120℃；坐封、解封安全可靠。
4.注入井达到的技术要求①整体管柱耐压25MPa；②整体管柱耐温100℃；③整体管柱满足注入介质为空气条件下的气密封要求；④管柱能满足后期常规测试需要；⑤井口及采油树无任何渗漏，各阀门、装置开关灵活、可靠、安全，达到设计要求和技术标准。
五、腐蚀因素分析及防腐对策在空气泡沫驱实施过程中，注入井及采油井井下及地面设备处于腐蚀环境中，针对试验过程中二氧化碳和氧腐蚀因素，对从地面到井下不同环节可能引起的腐蚀问题进行分析，提出腐蚀防护对策。
（一）注入流体性质1.注入水港东二区五断块注入水矿化度较低，一般约为4000mg/L左右。
表2-4 注入水水质分析指标2.空气注入空气为空压机压缩后的压缩空气，注入压力最大25MPa。
3.起泡剂本项目使用GFPA-2起泡剂，原料为液体。
起泡剂化学性质：无腐蚀，原液有效含量35%，粘度24.5mPa.s,密度1.0g/cm3，起泡液原液PH值9.65。
泡沫混合液为表面活性剂溶液与空气混合液；现场用污水直接配制成起泡剂注入浓度0.4%、0.6%。
泡沫液为表面活性剂的水溶液，呈弱碱性，无毒无害，无腐蚀性。
（二）空气泡沫驱过程中的腐蚀因素分析空气泡沫驱实施过程中，由于O2、CO2的作用，容易引起注入井的地面注入管线、井下管柱、套管及地面设备的腐蚀（腐蚀速率行业标准为0.076 mm/a)，是空气泡沫驱过程中非常重要的风险因素。
因此，做好腐蚀防护对于空气泡沫驱技术的成功具有重要意义。
1.氧气腐蚀空气注入过程中，金属与氧接触发生腐蚀，后果比较严重；氧腐蚀不但直接破坏受到氧腐蚀的部位，而且其腐蚀产物带入注气管线及井壁还会结垢，附在金属管壁上，容易引起垢下腐蚀，对管线危害极大。
空气中的氧溶解在水溶液中形成溶解氧，溶解氧是常见的腐蚀剂，对于浸在水溶液中的金属有腐蚀作用。
溶解氧作为腐蚀剂的类型有：缝隙腐蚀、氧浓差电池、点蚀、钩状腐蚀等，腐蚀产物是铁的氧化物FeO、Fe2O3、Fe3O4。
溶解氧溶度增大，腐蚀速度增大。
压力升高溶解氧分压增大，腐蚀速率增加。
溶解氧的溶解度随着含量的升高而降低，碳钢的平均腐蚀速度随着NaCl浓度上升到3%达到极大值随后降低，但是局部腐蚀速度反而高达3-5mm/a。
温度上升溶解氧浓度下降，到沸点时氧气彻底从水中逸出。
在敞口系统中，溶解氧的腐蚀速度在80℃达到最大，大于80℃溶解氧浓度下降，腐蚀速度也随之下降。
CO2或Cl-通常会增加氧的腐蚀速度。
1）溶解氧腐蚀形态（1）缝隙腐蚀金属与金属之间或金属与其他物质之间存在有间隙时，由于在间隙内积存的电解质水溶液的浓度差和溶解氧浓度差等构成局部电池，从而加速了夹缝内或近旁发生的腐蚀。
缝隙腐蚀本质也是氧浓差电池。
缝隙的宽度在0.025-0.1mm范围是缝隙腐蚀发生的敏感缝宽，这是可以构成闭塞电池。
几乎所有的腐蚀性介质都容易引起缝隙腐蚀，但以含有Cl-溶液为最容易。
（2）点蚀腐蚀集中于金属表面上个别点或微小区域内，并深入到金属基体内，出现窄小而深的蚀坑、蚀孔。
点蚀的形态有窄深形、椭圆形、皮下形、水平形、垂直型。
点蚀主要发生的条件有：①铁表面的涂、渡膜局部失效，失效区的面积远远小于未失效区，形成小阳极大阴极，腐蚀集中在失效区而后向深发展形成小孔。
②点蚀发生于有Cl-的介质中。
③点蚀区的孔蚀电位高于未点蚀区的保护电位。
（3）钩状腐蚀钩状腐蚀是局部腐蚀的一种形态，由点蚀连续化所形成的钩状形态，其断面呈V字形。
ERW直焊缝钢管在中性环境中焊缝处优先被选择腐蚀，是钩状腐蚀的典型代表。
（4）层间腐蚀锻、轧金属内层的腐蚀，有时会导致剥离，即引起未腐蚀层的分离，剥离一般沿着层状组织如轧制、挤压或变形方向发生。
（5）腐蚀疲劳金属材料在循环应力或腐蚀环境的电化学腐蚀联合作用下发生的脆性断裂。
2）氧腐蚀影响因素在氧腐蚀过程中，腐蚀速度一般由阴极过程控制，而阴极过程的速度一般由氧向阴极表面的扩散速度决定，所以凡是能加速氧扩散速度的因素，都会加速氧的腐蚀。
同时金属表面保护膜的状况对氧腐蚀的速度和分布状态影响很大，金属表面保护膜生成较完整，使金属处于保护状态，氧腐蚀速度就很小，如果金属表面保护膜不完整，氧腐蚀的速度就大，而且腐蚀集中在保护膜不完整部位。
所以能保证保护膜完整会降低氧腐蚀速度，而破坏保护膜的因素都会加速氧腐蚀，某个因素对氧腐蚀所起的作用，要看它对氧的扩散和保护膜所起的作用而定。
（1）氧的浓度由于氧双重作用，一方面可以作为阴极去极化剂，一方面可以为阳极缓蚀剂，呈现不同的作用。
溶解氧浓度达到860mg/L时对金属腐蚀起抑制作用，溶解氧浓度在10-100mg/L时，对金属腐蚀起加速作用，溶解氧浓度小于0.1mg/L时，金属腐蚀速度明显减缓。
（2）PH值在PH值为4-10时，腐蚀速度几乎不随溶液PH值的变化而变化，因为在此范围氧的扩散速度控制腐蚀过程，PH值的改变不影响氧的扩散速度，所以氧腐蚀不受PH值影响。
当PH值小于4时，腐蚀速度将增加。
其原因：一是保护膜被溶解，二是有析氢存在，加速钢的腐蚀速度。
当PH值在10-14范围内，腐蚀速度下降，因为在这个pH值范围内，钢表面能形成完整的保护膜，抑制了氧腐蚀。
（3）温度温度升高时，氧向金属表面的扩散速度增加，所以，在密闭系统中，当氧的浓度一定是，温度升高，腐蚀速度增加，实验证明，温度与腐蚀速度之间的关系是直线关系。
常温氧腐蚀的蚀坑面积较大，腐蚀产物松软，高温氧腐蚀坑面积小，腐蚀产物比较坚硬。
（4）地层中离子2-对腐蚀起加速作用，因地层中离子对腐蚀影响差别很大，水中的Cl-和SO4而其浓度增加，氧腐蚀速度加大，水中OH-离子可促进氧化膜的形成。
（5）流速在一般情况下，流速增加，氧腐蚀速度加快。
这是由于随着流速加快，氧的扩散速度增加了，但是，当流速达到一定程度时，使金属表面溶解氧的浓度达钝化的临界浓度，铁出现钝化，腐蚀速度下降，当流速度进一步增加时，钝化膜被冲刷作用破坏，腐蚀速度重新上升。
3）氧腐蚀的机理氧从空气中进入溶液并迁移到阴极表面发生还原反应，这一过程包括一系列的步骤：（1）氧穿过空气/溶液界面进入溶液；（2）在溶液对流作用下，氧迁移到阴极表面附近；（3）在扩散层范围内，氧在浓度梯度作用下扩散到阴极表面；（4）在阴极表面氧分子发生还原反应，也叫氧的离子化反应。
这四个步骤中，步骤（1）和（2）一般不成为控制步骤，通常受阻滞而成为控止层扩散步骤。
静止层又称扩散层，其厚度约为0.1~0.5mm。
虽然扩散层的厚度不大，但由于氧只能以扩散这样一种唯一的传质方式通过它，所以一般情况下扩散步骤是控制步骤，只有在加强搅拌或流动的腐蚀介质中，氧气供应充分，步骤（4）才能成为控制步骤。
氧腐蚀的电化学反应如下：阳极反应：F e→F e2++2e阴极反应：O 2+4H+ +4e→2H2O (酸性环境有氧存在)O 2+2H2O+4e→4OH - (中性或碱性有氧存在)O2的引入对腐蚀起加速作用，在浓度非常低（〈1ppm）的情况下，它也能导致严重的腐蚀。
氧对腐蚀的影响主要是基于以下几个因素：（1）氧起到了去极化剂的作用。
它的去极化还原电极电位高于氢离子去极化的还原电极电位，因而它比氢离子更易发生去极化反应。
（2）如果在pH值大于4的情况下，亚铁离子（F e2+）能与氧直接反应生成铁离子（F e3+），那么铁离子与由O2去极化生成OH-反应生成F e(OH)3沉淀或F e3+水解生成F e(OH)3沉淀。
若亚铁离子（F e2+）迅速氧化成铁离子（F e3+）的速度超过铁离子的消耗速度，腐蚀过程就会加速进行。