油气田气田腐蚀与防腐技术

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。

[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。

气井防腐气井腐蚀现状（重要性）随着我国石油天然气工业勘探的发展，含多种腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题越来越引起人我们的关注。

在国内的较大的油气田中，四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防腐的问题，而腐蚀的发生大多是由于气井中还有H2S、CO2、Cl-、元素硫、细菌及水等介质，特别是在以上三种腐蚀因素同时存在的情况下，腐蚀原因更难以分析。

经过前人的多年探索，我们对于气井的腐蚀原因、机理、条件、特征、影响以及防腐措施都有了一定的认识，为了更好地开发利用这些资源，我们还会做更多进一步的研究。

气井腐蚀机理一、 CO2 凝析气藏气井油套管腐蚀1983年在苏北—南黄海盆地南部黄桥背斜带上钻探苏174井发现的黄桥CO2气田(为CO2 凝析气藏)，现已探明地质储量达261.48×108m3 , 为国内最大的CO2气田。

由于CO2 腐蚀的影响, 黄桥CO2气田在开采过程中经常发生气井油套管腐蚀穿孔、油管落井及采气树泄漏和地表泄漏等问题,使气田安全生产受到威胁,极大地影响了气田的开发效益,为此开展了有关研究工作。

对黄桥CO2凝析气藏气井油套管的腐蚀特征及腐蚀原因进行了分析, 并且对3种目前油套管常用的钢材进行了室内动态腐蚀评价试验;在此基础上,提出了CO2 凝析气藏气井油套管应选用9Cr管材的建议。

黄桥CO2凝析气藏气井油套管腐蚀主要表现为坑点腐蚀,其典型特征是呈现局部性的坑蚀、轮藓状腐蚀和台面状腐蚀,其中台面状腐蚀最为普遍。

CO2只有与水共存时才会发生电化学腐蚀。

通常, CO2 凝析气藏流体是由CO2、烃类和水组成的凝析气混合物。

图1显示了凝析气混合物从井底流入井口时在油套管内不同位置的相态变化情况。

凝析气混合物在从井底流入井口的过程中,在未达到水露点之前,凝析液不会析出,此时油套管为CO2润湿,不会发生腐蚀。

随着压力和温度的进一步降低,凝析油或凝析水会反凝析出来,从而使凝析气混合物在井筒内呈现两相流动;当凝析水吸附在油套管内表面时, 便会形成有利于CO2腐蚀的环境。