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油气田井下油管的防腐技术在石油工业中起着至关重要的作用，可以延长油管的使用寿命、提高生产效率，并保证油气的安全输送。
以下是一些常见的油气田井下油管防腐技术：
1. 油管涂层防腐技术
-环氧涂层：环氧涂层是最常用的油管防腐材料之一，具有良好的耐腐蚀性能和粘附性，可以有效防止金属表面受到腐蚀。
-聚乙烯涂层：聚乙烯涂层具有良好的机械性能和耐腐蚀性能，广泛应用于海底油气管道等环境中。
-聚胺脂涂层：聚胺脂涂层具有优异的耐化学腐蚀性能和耐磨损性能，适用于高腐蚀环境下的油管防腐。
2. 阴极保护技术
-镀锌：将油管表面镀上一层锌，利用锌的阳极保护作用保护油管不受腐蚀。
-牺牲阳极保护：在油管系统中加入一些更容易氧化的金属，如锌、铝等，使其成为“牺牲阳极”，保护油管不受腐蚀。
3. 管道涂层检测技术
-非破坏检测：采用超声波、X射线、磁粉探伤等非破坏检测技术对油管涂层进行定期检测，及时发现问题并进行修复。
-电化学阻抗谱分析：通过电化学阻抗谱分析技术，监测涂层的电化
学性能变化，评估防腐涂层的状况和耐腐蚀性能。
4. 管道防腐维护管理
-定期检查维护：定期对油管涂层进行检查和维护，及时修复涂层损坏或腐蚀部位。
-建立档案记录：建立完善的管道防腐维护档案，记录每次维护和检测的结果，制定科学的预防性维护计划。
通过以上技术手段和管理措施，可以有效延长油气田井下油管的使用寿命，确保油气输送系统的安全稳定运行。
同时，保障油气资源的开发利用，促进石油工业的持续发展。
油气集输管道腐蚀与防腐措施研究发布时间：2022-10-13T08:59:23.653Z 来源：《中国科技信息》2022年11期6月作者：桑中贞[导读] 油气集输管道腐蚀是油气储运过程中最常见的问题，也是最迫切需要解决的问题。
桑中贞山东京博装备制造安装有限公司山东省滨州市 256500摘要：油气集输管道腐蚀是油气储运过程中最常见的问题，也是最迫切需要解决的问题。
油气集输管道的腐蚀将严重影响油气集输管道的使用寿命。
一旦损坏，很容易造成极其严重的安全问题。
这种安全问题的存在不仅会严重影响油气输送，而且会对油气管道周围居民的生命财产造成威胁。
因此，寻找油气集输管道的防腐措施迫在眉睫。
关键词：油气集输；管道腐蚀；防腐措施 1油气集输管道腐蚀机理1.1油气集输管道外部腐蚀机理油气集输管道的外部腐蚀是由管道外部与土壤、空气、水和其他介质之间的化学、物理或电化学反应引起的。
土壤中含有水、空气、盐离子和其他物质，这些物质很容易与管道发生化学或电化学反应。
一旦管道外部受到腐蚀，管壁就会变薄，这将对管道造成极大的损坏。
同时，如果将金属管浸入土壤电解质溶液中，也会在管外形成宏电池或局部电池，并且在一些氧气浓度较低的地方会形成阳极。
1.2油气集输管道内部腐蚀机理油气集输管道内腐蚀是指管道内腐蚀性气体或盐水等发生化学或电化学反应而引起的管道内腐蚀。
石油和天然气包括许多腐蚀性气体，如二氧化硫、二氧化碳和硫化氢。
硫化氢具有很强的腐蚀性，它在电离后会溶解在水中，使金属管道发生腐蚀，并在管道内产生硫酸，还会产生电化学腐蚀。
金属管道经硫化氢腐蚀后易发生氢脆。
二氧化碳溶解在水中时，会降低溶液的pH值，产生CO32-和HCO3-等离子体，与金属反应生成碳酸亚铁并腐蚀管道。
二氧化硫溶解在水中后，与金属反应生成硫酸亚铁，被水分解成硫酸根离子和三氧化铁，硫酸根离子与铁反应生成硫酸亚铁，并不断腐蚀管道。
此外，管道流体中还含有碎屑、沙子等固体颗粒，可能会腐蚀管道内壁。
[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。
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【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。
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。
强腐蚀复杂小型油气田综合防腐技术目录前言1. 概述2.系统腐蚀调查2.1系统概况2.2腐蚀监测2.3垢样分析2.4腐蚀机理3.油井腐蚀控制技术3.1环形空间加药3.2地层杀菌处理3.3投加固体缓蚀剂3.4管杆合理配置3.5保证管杆清洗质量4.集输系统腐蚀控制技术4.1端点加药法4.2以塑代钢法4.3集输干线末端破乳脱水法4.4管道修复内衬技术5.注水系统腐蚀控制技术5.1电解液杀菌技术5.2注水井环空保护技术6.供热系统腐蚀控制技术6.1源水水处理技术6.2锅炉水水处理技术7.防腐效果和效益8.结论与建议强腐蚀复杂小型油气田综合防腐技术前言：刘陆、沙埝油田具有强腐蚀复杂小型油气田腐蚀的典型特点，腐蚀已制约了这两个油田的经济发展。
针对刘陆、沙埝油田的腐蚀特点研究了一种综合防腐技术，该防腐技术由16个子技术有机组成，涉及到采油生产的机采系统、集输系统、注水系统和供热系统四个方面。
本综合防腐技术立足于本油田研制，对引进的高新技术也进行了多处创新，大的创新点达23个以上。
该技术具有灵活、高效、经济、安全和方便现场操作等许多优点。
通过对刘陆、沙埝油田的全面腐蚀调查和灵活运用综合防腐技术，这两个油田采油系统的腐蚀状况得到了全面控制，同时也产生了很大的经济效益。
1.概述腐蚀是材料与环境反应引起的材料破坏与变质。
腐蚀问题遍及所有行业。
由于腐蚀和为了预防与减轻腐蚀的危害，不得不付出相当沉重的代价，这就是腐蚀损失。
据中国科学院金属研究所统计，我国目前年腐蚀损失为2288亿元人民币，如果包括间接损失，则我国年腐蚀损失可达4979亿元以上，约占GNP的5%。
油田的腐蚀损失远大于其它行业，例如中原油田1993年管线与容器腐蚀穿孔8345次，更换油管590公里，直接腐蚀损失达7000多万元，此外产品流失、停产、效率下降、环境污染等造成的间接损失可达2亿多元。
由此可见，腐蚀问题关系到石油工业的生存和发展。
江苏油田试采一厂由16个复杂破碎且相隔较远的小油田组成，在这些小油田中刘陆、沙埝油田的系统腐蚀规模、腐蚀程度以及腐蚀损失都具有很大的代表性。
2001年测试数据表明，刘陆油田的地面系统腐蚀速度为1.8647mm/a，沙埝油田的地面系统腐蚀速度为1.2444mm/a。
油田腐蚀国际标准（挂片法）中规定，平均腐蚀速度＜0.025ｍｍ/ａ的为低速腐蚀，0.025－0.126ｍｍ/ａ的为中速腐蚀，0.127－0.254ｍｍ/ａ的为高速腐蚀，＞0.254ｍｍ/ａ的为严重腐蚀。
显而易见，刘陆与沙埝油田都属于严重腐蚀的范畴。
由于腐蚀结垢严重，刘陆油田每年都必须投入大量的防腐资金方能维持正常生产。
经统计计算，刘陆油田直接腐蚀损失为360万元/年，间接腐蚀损失为785万元/年，总腐蚀损失为1145万元/年；沙埝油田的直接腐蚀损失为275万元/年，间接腐蚀损失为600万元，总腐蚀损失为875万元/年。
由此可见，腐蚀已严重影响到这两个油田的经济发展。
刘陆、沙埝油田具有复杂小型油气田腐蚀的显著特点，例如：(1).采油、集输、注水以及供热系统小而全，各系统的腐蚀因素及腐蚀机理不尽相同；(2).各油区比较分散，油区之间甚至邻井之间产出液的类型不尽相同；(3).受上产会战速度的制约，产能建设前期投入的防腐研究和资金相对不足，需要在采油生产过程中不断完善；(4).小型油气田的腐蚀因素在采油生产过程中受采油速度和各种增产措施的影响变化较快。
这些特点增加了油田防腐治理的难度。
为了最大限度地减少腐蚀损失，2002年我们防腐项目组受中石化江苏油田科技处2002年科技进步计划（项目编号：2002JY0703）的委托，对刘陆、沙埝油田的腐蚀立项攻关。
强腐蚀复杂小型油气田腐蚀综合治理的主体思路是：系统调查、内研外引、分散分治、自成一体。
2002－2003年我们对刘陆、沙埝油田的腐蚀状况和腐蚀因素进行了大规模的调查并进行了有效的综合治理，形成了一个由16个子技术组成的综合防腐技术。
在这些子技术中面向腐蚀监测的有3个：低压系统带压开孔和挂片带压取放技术；井下挂环腐蚀监测技术；腐蚀产物及垢样分析技术。
面向油井腐蚀控制的有5个：环形空间加药技术；地层杀菌处理技术；投加固体缓蚀剂技术；管杆合理配置技术；保证管杆清洗质量技术。
面向集输系统腐蚀控制的有4个：端点加药法；以塑代钢法；集输干线末端破乳脱水法；管道修复内衬技术。
面向注水系统腐蚀控制的有2个：电解液杀菌技术；注水井环空保护技术。
面向供热系统腐蚀控制的有2个：源水水处理技术；锅炉水水处理技术。
本综合防腐技术的创新点有18个：（1）低压系统带压开孔器和挂片带压取放器的改进；（2）垢样滴定和水质分析；（3）加药装置研制；（4）三防药剂筛选；（5）KB－1型原油环道试验仪的研制；（6）油井加药方案实施技术；（7）地层杀菌处理；（8）固体缓蚀剂投加工艺的改进；（9）泵下尾管加深；（10）防止管杆磨蚀；（11）保证管杆清洗质量；（12）三种端点加药法；（13）集输干线末端破乳脱水法；（14）管道清洗技术；（15）管道修复技术；（16）储罐修复技术；（17）源水水处理技术；（18）锅炉水水处理技术。
强腐蚀复杂小型油气田综合防腐技术具有灵活、高效、经济、安全和方便现场操作等许多优点，通过二年来的现场试验和推广应用该技术已趋于成熟。
2003年下半年刘陆油田污水回注系统的腐蚀率是0.0603ｍｍ/ａ，集输系统的腐蚀率为0.0124ｍｍ/ａ，油井井下的腐蚀率为0.0215ｍｍ/ａ，沙埝油田污水回注系统的腐蚀率是0.0656ｍｍ/ａ，集输系统的腐蚀率为0.0145ｍｍ/ａ，油井井下的腐蚀率为0.0701ｍｍ/ａ。
8口防腐试验井的检泵周期都得到了延长。
防腐措施后集输干线的寿命得到延长干线压力有所下降，注水井和热水系统的腐蚀结垢也得到了有效控制。
本成果在刘陆、沙埝油田的现场试验阶段取得的经济效益为542.13万元/年，该技术已在真武、高徐、富民、吴堡等油田推广应用，产生的推广效益为500万元/年左右，如果能在江苏油田全面推广应用，预测产生的综合经济效益为2000万元/年以上。
2．系统腐蚀调查本章分系统概况、腐蚀监测、垢样分析和腐蚀机理四个部分叙述。
其中低压系统带压开孔和挂片带压取放技术、井下挂环腐蚀监测技术为引进后部分改进，腐蚀产物及垢样分析技术中的电镜扫描、X衍射分析部分为科研合作，垢样滴定分析为我油田自创。
2.1系统概况A．刘陆油田概况刘陆油田主要由陈2和陈3两个断块组成，于1997年10月开始会战，仅用一年多时间就高速建成产能30万吨的采油系统。
统计到2002年底，该油田实际探明含油面积3.6ｋｍ2，探明地质储量1612万吨，可采储量523.5万吨，其采油速度一直保持在1.9%以上。
截止到2002年12月底，刘陆油田共有井数79口，其中油井67口，日产油水平844.2吨，注水井12口，日注水量496.5方。
刘陆油田的陈2块有采油井26口，日产油水平208吨，综合含水61.9%，陈3块有采油井40口，日产油水平625.8吨，综合含水61.4%。
刘陆油田有联合处理站1个，中转站1个。
陈3块有计量间10个，配水间1个，陈2块有计量房5个，配水间2个。
刘陆油田的地面流程、联合站布置见表1、图1。
经统计计算，陈堡油田单井流程总长度为20.8ｋｍ，集油干线总长度为13.8ｋｍ。
表1 2002年刘陆油田地面管线分布状况图1 2002年陈3 联合站油气水集输系统简易流程图1998年下半年，刘陆油田产出液含水大于30%的油井上升到6口，因为输送介质中水为连续相的概率增加所以该地区采油系统的腐蚀事故从此与日俱增。
例如99年前后刘陆陈3块部分含水油井的非正常检泵次数明显增加，其主要原因是腐蚀引起油管丝扣渗漏、抽油杆断脱、机采泵等井下工具失灵等。
截止到2001年底，刘陆油田共查出套管损坏井7口，电磁探伤显示陈3－24、陈3－25及陈3－13这三口井套管损坏的主要原因是腐蚀。
陈3井井下油管也腐蚀得很厉害，检泵时发现平均油管减薄2－3ｍｍ，该井尾管腐蚀尤其明显，其中一根尾管腐蚀穿孔和快要穿孔的点有5个。
2000年上半年陈3块集油干线和部分井口流程出现腐蚀穿孔，测算点腐蚀速度在5ｍｍ/ａ左右。
2001年陈3集油干线因腐蚀严重被迫进行改造，管线施工时在1.4kｍ的ф114ｍｍ集油管线中清出砂、垢量达3吨之多，垢下已腐蚀穿孔和即将腐蚀穿孔的点很多，管线腐蚀穿孔最密处为13个/10M。
刘陆陈3大站三相分离器后面的污水回注系统在投产半年后就出现腐蚀穿孔，至2001年改造时站内低压金属管线已发生腐蚀穿孔183起。
陈3－1是刘陆油田最早的一口污水回注井，该井于98年5月转注，2000年3月作业施工时发现井下油管柱腐蚀严重，需要全部更换，2001年1月因腐蚀严重更换陈3-1井口采油树并再次将井下油管全部更换成涂料油管，2002年底发生油管卡钻并落井事故，上大修队伍反扣打捞。
由于结垢及垢下腐蚀，刘陆油田热水循环系统的腐蚀穿孔事故也经常发生，如2002年陈3大站3000方的3#拱顶储油罐蒸汽盘管穿孔，700方污水沉降罐蒸汽盘管穿孔等均给生产造成了很大被动。
陈2块循环水管线（直径3寸，厚8mm）始建于1997年，2003年10月扫线时发生大面积腐蚀穿孔，最大穿孔直径达3ｃｍ，爆裂管线段的壁厚已减薄到不足2mm，点腐蚀速度为1ｍｍ/ａ以上。
由于腐蚀结垢严重，刘陆油田每年都必须投入大量的防腐资金方能维持正常生产。
经统计计算，刘陆油田因腐蚀和为了预防腐蚀引起的直接腐蚀损失为360万元/年，间接腐蚀损失为785万元/年，总腐蚀损失为1145万元/年。
统计方法如下：（1）、2000年将陈2－陈3输油干线改造为玻璃钢管线，投资120万元。
（2）、2001年对刘陆联合站的污水系统进行改造，更换了注水泵及部分污水处理流程，投资160万元。
（3）、2001年改造陈3集油干线，投资170万元。
（4）、2001更换陈3回水管线，投资42万元。
（5）、2001年前其它零星防腐工程投资共41万元。
（6）、刘陆联合站内分离器及其下游的污水处理系统腐蚀结垢严重，陈2块污水管线结垢严重，2003年改造费用1000万元。
（7）、2001前查明套管损伤7口，每口井修复费用平均25万元，共175万元。
（8）、每年需要更换油管1.5万米以上，抽油杆2万米以上，损失150万元以上。
由于刘陆油田1999年前采出液含水普遍较低，腐蚀结垢程度较轻，发生大范围腐蚀穿孔是在1999年以后，所以将以上地面设备防腐投资和套管修复投资的周期概算为3年。
分析认为在这些建设投资中有一半以上是由腐蚀原因直接造成的，所以将总损失的一半计算为腐蚀损失。
2001年前刘陆油田的直接腐蚀损失为[（1533＋175）/3＋150]/2＝360万元/年。
