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油气田硫化氢腐蚀浅析摘要：在油气田生产运输的过程中，H2S会对管线设备等金属材料造成严重的腐蚀，从而导致管线设备的磨损和报废，造成重大的经济损失。
此外，由于管线设备受到严重腐蚀而使H2S泄漏，容易引起人员伤亡。
本文从油气田硫化氢腐蚀现状出发，对硫化氢腐蚀机理及防护进行浅析。
关键词：硫化氢腐蚀机理影响因素防腐1.硫化氢腐蚀机理研究国外包括Keddamt等建立的H2S水中铁溶解的反应模型;Armstrong和Henderson对电极反应分两步进行的理论描述; Bai和Conway对一种产物到另一种产物进行的还原反应机理进行了系统的研究；Sardiseo，Wright和Greeo研究了30℃时H2S—CO2—H2O系统中中碳钢的腐蚀，说明了H2S在两种分压下金属表面形成的不同硫化物膜及腐蚀速率随H2S浓度和溶液pH的影响。
Hausler 等人研究表明腐蚀中的速率控制步骤是通过硫化物膜的电荷的传递。
Ramanarayanan和Smith研究了4130钢在220℃含Cl-的饱和H2S溶液中的腐蚀，发现生成以Fe1-xS为主的硫化物膜，总的腐蚀速率控制步骤是铁离子通过不断增长的Fe1-xS膜，最终硫化物膜增长与溶解速率达到稳定。
Sardiseo和pitts观察到溶液在不同pH时金属表面形成了不同的硫化物膜。
Petelotetal研究表明了金属浸入含H2S溶液中硫化铁膜的增长随时间变化的情况。
另外Tewari和Campbell也有类似的研究。
Iofa等提出了H2S溶液中铁的腐蚀反应式依次为化学吸附反应(l.1式)和阳极放电反应(1.2式)。
Fe+H2S+H2O→FeSH-ads+H3O+ (1.1) FeSH-ads →FeSH-ads +2e- (1.2)Shoesmith则给出了FeSH-ads+继反应(1.2)后的不同转变情况：FeSH-ads →FeS+H+ (1.3) FeSH-ads +H3O+→Fe+2+H2S+H2O (l.4)H.Maetal得出H2S抑制腐蚀的反应式：Fe+H2S+H2→FeSH-ads +H3O+ (1.5)FeSH-ads →FeSHads +e - (1.6) FeSHads →FeSH++e -(1.7)Bolmer认为在H2S环境中阴极反应机理为: 2H2S+2e→H2+2HS- (1.8)在国内张学元先生研究硫化氢腐蚀机理反应式：H2S→H++HS- (1.9) HS-→H++S2- (1.10)2.硫化氢腐蚀的影响因素影响H2S腐蚀的因素主要可分为材料因素、环境因素。
一引言高含硫气田是一种常见的气田，在集输过程中，因气田组分的特征而导致设备腐蚀的问题是开采企业关注和研究的重要问题，本文结合自身经验，围绕这一问题谈一下自己的看法，希望给业内人士一些思路和启发。
二、高含硫气田集输系统工艺概述目前，针对高含硫气田开发的防腐问题主要采用的方法包括：采用强耐腐蚀性的管道材质（根据SY0599-2018选择），对焊缝、管件、阀门等进行抗HIC、抗SSC试验评定，对集输系统进行腐蚀监测（在线监测与定期监测），在气田集输过程中注入有机缓蚀剂，安装清管装置并根据管输效率定期清管，管线内、外采取涂层保护措施等。
其中，集输系统的腐蚀监测技术包括腐蚀挂片、电阻探针技术、PCM检测技术、超声波技术、X射线技术等。
采用强耐腐蚀性的管道材质。
在气田输送过程中注入有机缓蚀剂主要通过缓蚀剂的加入类型以及加入量进行配比优化，来实现较好的耐腐蚀效果。
另外，在气田集输系统中安装配套的清管装置，通过确定合理的清管周期对高含硫气田集输系统内的游离水、管壁沉积物质进行清理，延缓管道腐蚀。
集输管道内外侧的腐蚀通常采用防腐涂层的办法，同时进行阴极保护，避免管道外腐蚀加剧。
三、高含硫气田集输系统发生腐蚀原理造成腐蚀的原因主要包括外腐蚀和内腐蚀两方面，不同的方面其腐蚀机理也不相同。
集输系统的外腐蚀主要表现是管道设施当外部发生防腐层的脱落或磨损。
通常情况下，集输管道外表面采用3PE或石油、沥青材料作为防腐层，用于隔绝管道外表面与土壤环境直接接触。
但是因为施工过程中存在质量问题，尤其是管道焊接位置存在防腐层剥离，导致土壤中的水进入到缝隙处，当外界环境存在高压输电设备等强电场环境时，这些管道焊接缝隙处会出现杂散电流，继而引发局部电化学腐蚀现象。
当集输管道在土壤中受力不均衡时，尤其是管道拐弯处存在较大的应力，内外应力不均衡也会加速管道外部腐蚀速率。
集输系统的内腐蚀主要表现是管道壁内壁坑蚀，材质损耗内壁变薄，在管道焊接位置存在腐蚀严重且泄露的现象。
高含硫天然气集输管道腐蚀与泄漏定量风险研究摘要：在高硫天然气运输中，集输管道承受这种高硫高压天然气，如果发生泄漏事故，可能会造成严重后果。
因此，在地下高含硫天然气收集管道的安全管理中，必须及时发现腐蚀问题、安装安全报警和测试设备、管道的隐患和故障，有效地制定应急措施。
优化管道布局以缩短响应时间。
可以降低泄漏事故发生的可能性，保证输水管道的安全运行，实现安全生产。
关键词：高含硫天然气；集输管道；腐蚀与泄漏；定量风险；引言天然气开采地区的大部分地形比较复杂。
管道敷设过程中，主要是顺山敷设，难度和危险系数相对较大。
此外，我国东部还在开采一定量的H2S气体，这种气体不仅有毒，对人体有害，而且是酸雨的元凶。
作为一种酸性物质，铁管会受到一定程度的腐蚀，造成不必要的财产损失，无法使用。
另一方面，该地区也有相对密集的劳动力，如果在转移过程中保护不当，会产生难以想象的后果。
因此，在使用天然气时，我们必须不断改进工艺，实施科学有效的管理方式，将管道输送含硫天然气的风险降至最低。
一、关于高含硫天然气运输管道腐蚀性风险体系的研究煤气管道的腐蚀作用可以用煤气管道的腐蚀风险来判断。
高硫燃气管道的腐蚀风险主要由环境影响、自腐蚀和金属制品腐蚀三部分组成。
在实践中，每个肢体都包含不同的阶段和不同的腐蚀指标进行评价。
对天然气管道腐蚀风险的评估根据腐蚀规模的需要而有所不同，最终结果是从各个零件的累积评估中得出的，作为天然气管道腐蚀风险的评估。
分数以百分度为基础。
分数越高，调整管道的风险就越小。
主观因素对结果的影响没有有效减少，因此需要层次分析来改进评价过程。
同时，有必要将各个方面的分析结果结合起来，使权重分析结果代表所需的结果，从而提高结果的准确性。
阐述了管道绝对风险与相对风险之间的关系，阐述了管道通道相对风险与绝对风险之间的有效关系。
通过建立相应的风险模型，可以快速确定支出平均值与风险值之间的关系，并开发相应的优化模型，提高评价体系的准确性。
有关硫化氢油气田腐蚀及缓蚀剂防护的综述摘要：在天然气集输过程中，H2S引起的管线内腐蚀问题普遍存在，往往导致管道发生严重局部减薄，甚至穿孔，引发事故。
同时，指出H2S腐蚀机理复杂，影响因素众多，通常多种因素协同作用,采用缓蚀剂是油田设备防腐的最有效手段之一。
本文概述了油田腐蚀的影响因素、缓蚀剂的类型、缓蚀机理及其缓蚀剂性能影响因素，着重介绍了近几年新型油田缓蚀剂的研究开发，最后提出了油田缓蚀剂的研究发展方向。
关键词:H2S; 内腐蚀; 影响因素; 腐蚀机理；缓蚀剂1 H2S腐蚀产物宏观及微观形貌对管件试样进行轴向剖切，观察内壁面腐蚀产物宏观形貌，如图1所示。
观察发现:试样内壁呈不均匀腐蚀，腐蚀坑呈片状和点状分布，片状腐蚀坑大而浅，点状腐蚀坑小而深。
外层腐蚀产物多呈黑色，极易脱落，而腐蚀坑内产物多呈黄色，覆盖腐蚀坑内表面。
对管件试样腐蚀内壁面取样，观察其内壁面腐蚀产物微观形貌。
2 H2S腐蚀的影响因素H2S腐蚀的影响因素包括环境因素和材料因素。
其中环境因素主要包括H2S分压、CO2分压、介质温度、pH值、矿化度、流速及流动状态等;材料因素包括管材种类，合金元素Cr、Ni、Si、Mo、Cu等的含量，材料覆盖层等。
3 油田缓蚀剂类型根据缓蚀剂中主要缓蚀成分，目前，油田常用的缓蚀剂主要有膦酸盐、锌盐、唑类和炔醇类等，使用最多的是膦酸盐和唑类。
3.1 膦酸盐油气井的水中存在大量的Ca、Mg和Fe等金属离子，并常以碳酸盐、硫酸盐等形式析出，使得管道和设备结垢和腐蚀，严重影响设备的正常使用。
膦酸盐缓蚀剂的种类很较多，但有许多相似之处：一般认为膦酸盐与碳钢作用形成以沉积膜为主的混合膜，在成膜过程中需要一定浓度的二价金属离子参与，常常与阻垢分散剂配合使用，不但具有优良的缓蚀效果，而且具有良好的阻垢效果，且与聚羧酸类阻垢分散剂有良好的协同作用。
3.2 唑类唑类缓蚀剂是通过氮原子吸附成膜，主要分为油溶型和水溶型两类。
H2S腐蚀研究进展摘要近年来我国发现的气田均含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，特别是我们四川盆地,含硫化氢天然气分布最广泛。
众所周知，硫化氢腐蚀是井下油套管的主要腐蚀类型之一。
本文简述了硫化氢的物性，研究了硫化氢腐蚀的机理和影响因素，并在此基础上介绍了采用缓蚀剂、涂镀层管材、根据国际标准合理选材、电化学保护等几种国内外常用的防腐措施,并指出了各种方法的优缺点，最后还探讨了硫化氢油气田腐蚀研究的热点问题及发展方向。
关键词:硫化氢腐蚀，腐蚀机理,防腐技术ABSTRACTIn recent years，the gas fields found in our country contain hydrogen sulfide，carbon dioxide and other corrosive gases，especially in the Sichuan basin, with the most extensive distribution of hydrogen sulfide gas。
It is well known that the hydrogen sulfide corrosion is one of the main corrosion types of the oil casing in the well. Properties of hydrogen sulfide is described in this paper to study the hydrogen sulfide corrosion mechanism and influencing factors，and on this basis，introduces the corrosion inhibitor, coating tubing，according to international standard and reasonable material and electrochemical protection at home and abroad，several commonly used anti—corrosion measures，and points out the advantages and disadvantages of each method, and finally discusses the hot issues and development direction of the research on oil and gas fields of hydrogen sulfide corrosion by。
含硫化氢原油管道输送腐蚀问题及其控制措施作者：何华坤来源：《中国化工贸易·中旬刊》2019年第03期摘要：原油的输送是借助管道来完成的，但管道在长期的输送过程中，因为一些化学物质的反应会将管道内壁破坏腐蚀，影响原油的安全输送。
本文将分析其腐蚀物质产生的原因和应对管道腐蚀的防护措施。
关键词：原油;管道输送;腐蚀目前全球范围内的原油多数都是通过管道输送的方式将其送往集输站和各石油处理工厂。
原油输送过程经常发生管道腐蚀现象，但是原油本身的导电性非常小，所以早期业界普遍认为在管道输送过程中发生的腐蚀问题不是因原油产生的，它是由管道使用年限的增加造成。
但随着原油行业开采量加大，难免出现相对劣质的原油质量，也逐渐成为影响管道发生内腐蚀的重要原因。
1 原油腐蚀原油的组成成分中含有多种化学物质，而原油的输送管道多為金属制成，这些化学物质对金属管道或多或少都含有一定腐蚀作用，尤其是金属管道在输送含水原油和净化原油时，因为水、氧共存下会发生化学反应，发生管道腐蚀。
金属管道对含水原油输送时，因其所含氧、二氧化碳、硫化氢等物质，所以会加剧原油管道内壁的腐蚀速度。
在高温情况下原油运输，也会使原油中化学成分和水分等腐蚀物质产生腐蚀反应，其中腐蚀剂是二氧化碳、氧;腐蚀载体是水;腐蚀催化剂是氯。
2 影响腐蚀的因素原油输送管道发生腐蚀原因较多，按照产生腐蚀反应的原理区分，可将其分为物理、微生物、化学方面原因。
它跟金属管道的运输环境和介质腐蚀、二氧化碳含有量、细菌含有量、硫化氢等诸多方面的数据指标都有较大关系。
2.1 管道周围的环境影响原油管道在埋设过程中，周围土壤环境对管道的电阻率会产生影响，同时管道的腐蚀还与管道周遭环境，管道内微生物种类等都有较紧密关系。
管道埋设场地的温度越高，其输送原油中的介质的温度也就越高，会加速管道腐蚀速度。
相对应的，温度越低管道的腐蚀速度也越低。
在原油管道进行长期的原油输送中，防腐层老化、破裂、变形、穿孔等问题将直接导致防腐层发生物理性的变化，此时进入管道的腐蚀性物质会将管道防腐层剥离出管道本体，造成运输管道的阴极屏蔽，使其阴极保护系统发挥不出功效。
高硫化氢油气田石油套管的腐蚀研究周欣【摘要】为减少在天然气开采过程中带来的大量硫化氢等腐蚀气体对套管的腐蚀,缓解腐蚀对油套管材料的破坏,有效避免套管断裂和造成巨大经济损失,介绍了套管腐蚀的影响因素,总结了套管腐蚀的三种模型,重点分析了硫化氢腐蚀的成因和特点,表明硫化氢对钢材的腐蚀主要表现形式为应力腐蚀开裂.分析了耐腐蚀油套管管材的材料特性,推荐使用加入了5％(质量分数)镍的新型的Cr13套管,因为Cr在腐蚀产物膜表面大量富集,而Cr元素的活性好,可以迅速渗入介质降低钝化电位而实现抗腐蚀,材料内部表现的更加密实,表面更加光滑.并针对油气田施工过程中的不规范操作导致的套管损坏,提出了规范化措施和相应的解决方案.【期刊名称】《石油化工腐蚀与防护》【年(卷),期】2015(032)004【总页数】5页(P7-11)【关键词】硫化氢;腐蚀;油套管;材料;施工作业【作者】周欣【作者单位】西安石油大学机械工程学院,陕西西安710065【正文语种】中文在油气田作业中，油田工人使用液压动力钳来快速上、卸油管。
可以提高工作效率，同时降低工人劳动强度，但也带来了加速油管外壁划伤的新问题。
国内外含硫化氢油气田油井套管的腐蚀主要靠选用Cr13 合金套管和双防硫套管作为完井套管来解决。
根据这类套管的理化性质，如果在套管表面上留下损伤，就会加速硫化氢对套管的腐蚀，缩短套管的使用寿命。
目前油井上使用的动力钳是国产常规液压动力钳［1］，它的钳口容易打滑，并将油管的外径咬伤。
在操作过程中每拆装一次管子，钳牙吃入套管表层，在套管上形成微小划痕，牙痕深度可达0.5～2.0 mm，管两端处的表面镀锌层被完全破坏。
硫化氢很容易从这些伤痕处开始腐蚀。
严重的还可能发生氢脆，使套管断裂，造成巨大的经济损失。
因此，分析套管腐蚀显得尤为重要。
1 油管腐蚀成因分析天然气开采过程中的腐蚀介质有硫化氢和二氧化碳，还有井下的氯离子等，因此，必须合理选择套管材料来应对井下温度、气体溶解度和压力等大量参数的变化。
这就要求精细地上卸扣操作来防止表面被腐蚀因子污染和破坏。
金属材料的腐蚀是在外界因素作用下，趋于一个稳态过程中体现的热力学的不稳定性。
总而言之，是在液体环境中金属表面和电导体之间进行的电化学腐蚀。
套管腐蚀包括表面氧化腐蚀、接触腐蚀、选择性腐蚀、裂缝腐蚀、点腐蚀、晶粒间腐蚀、应力腐蚀裂痕和其他类型腐蚀。
归结以上各种腐蚀类型，考虑腐蚀的形成和周围环境因素的综合影响，套管腐蚀主要分为材料的不均匀性、接触的不均匀性和电解质不均匀性三种。
腐蚀可以分为以下几个模型:(1)接触缝隙腐蚀，是由于相比裂缝周围材料在裂缝中的氧含量较低，导致pH 值下降，Fe 向阴极转移两个电子后变成离子(见图1)。
图1 接触腐蚀模型(2)斑蚀应力腐蚀，它的机理与接触裂缝腐蚀是相似的，只是开始时是由于表面附着的污染物导致氯离子和硫离子出现，形成酸性环境，破坏表层材料，形成斑坑，最终导致Fe 向阴极转移两个电子后变成离子(见图2)。
图2 斑点腐蚀模型(3)腐蚀裂痕的成因更加复杂，因为它有三个不同因素的影响尤其是材料周围的介质和应力分布情况(见图3)。
图3 裂痕腐蚀模型2 硫化氢气体腐蚀成因以及特点含硫气田(藏)是指产出的天然气中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等有机物的气田(藏)。
在国内的天然气资源中，大部分含有硫化氢或二氧化碳，油气田开发过程中，腐蚀是一个始终伴随而又无法回避的严重问题。
国内对于腐蚀气井的分类见表2。
表2 腐蚀气井分类标准注:表中数值均为体积分数。
要准确客观的认识硫化氢对套管的腐蚀，首先要了解硫化氢的电化学特征［2］。
其中，钢材的腐蚀归结于电化学腐蚀范畴，其主要表现形式是应力腐蚀开裂(SCC)。
正是由于硫化氢的存在，导致材料表面的铁等铜分作为电化学反应的阳极，而被逐步腐蚀。
其疏松的结构并不能给钢铁带来很好的防护，最终，疏松的硫化铁与钢铁接触后，形成了化学电池，更加速腐蚀，从而导致管材壁厚减薄、穿孔、甚至破裂。
更严重的是，电化学腐蚀产生的氢离子对材料内部的渗透会导致其变得更脆，从而产生许多显微镜下可见的大量微裂纹;另外，硫化物的生成也容易在钢材中产生一种导致裂纹扩展的应力，最终导致管材的破裂。
溶于水，逐步电离，在水中的离解反应:第一步电离反应第二步电离反应在水中离解释放出的氢离子是强去极化剂，极易在阴极夺取电子，促进阳极铁溶解、反应而导致钢铁的腐蚀。
钢与硫化氢水溶液发生电化学反应［3］见表3。
表3 电化学腐蚀反应过程(1)阳极反应生成的腐蚀产物硫化亚铁，结构疏松。
它与钢铁表面的粘结力差，易脱落，易氧化。
它作为阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池，对钢铁基体继续进行腐蚀。
(2)当电化学产生的氢渗透到钢材内部组织比较疏松的夹杂物(包括硫化物和氧化物)处或晶格与夹杂物的交界处，并聚集起来形成一定的压力。
经过一段时间的积累会使接触它的金属管道和设备内壁的断面上产生平行于金属轧制方向的梯状裂纹，从而导致材料变脆，形成层状裂纹，即发生HIC(氢诱发裂纹)现象，从而影响到管材和设备的安全性。
结合油管腐蚀成因的三种模型，分析硫化氢的腐蚀，有如下几个特点。
(1)硫化氢离解产物HS -和S2-对腐蚀有加速作用。
HS-和S2-等离子吸附在金属表面上，形成加速电化学腐蚀的吸附复合离子，吸附的使金属电位移向负值，促使阴极放氢加速，同时它又使铁原子间键的强度减弱，使铁更易进入溶液，加速了阳极的反应。
因此，使金属电化学腐蚀的速度加快。
(2)不同条件下生成的腐蚀产物性质不同。
a.低温下形成FeXSY促进腐蚀，温度较高时，形成FeS 的则抑制腐蚀;b.低浓度硫化氢能生成致密的硫化物膜(主要由硫化亚铁和二硫化亚铁组成)。
这种膜能阻止铁离子通过，因而保护作用较好，可显著降低金属的腐蚀速度，甚至使金属接近钝化状态。
高浓度硫化氢，生成的硫化铁膜呈黑色疏松层状或粉末状，它主要由Fe9S8组成，Fe9S8膜不能阻止铁离子通过，因而没有保护作用。
(3)硫化氢除了能引起局部腐蚀外，还容易引起硫化物应力开裂。
根据NACE 标准规定硫化氢分压超过0.0003 MPa 时，敏感材料将会发生硫化物应力开裂。
硫化氢腐蚀的主要因素见表4。
表4 硫化氢造成套管腐蚀的主要因素3 耐腐蚀套管材料分析在井下腐蚀的恶劣环境中，如果采取了合适的防腐措施，将会大大延长油气井完井使用寿命。
耐腐蚀套管(CRA)使用可以最大程度地减少腐蚀带来的影响。
因此改进后的新型Cr13 合金防腐蚀套管的良好防腐特性通过套管表面细微的划痕得以体现。
由于井下温度、气体溶解度、未溶解气体和井下底层压力等一系列因素都会引起腐蚀。
一个最佳的防腐系统要求全方位的计划，分析井下环境变化来选择合适的套管材料，从而最大限度地延长管材在腐蚀环境中的使用寿命［4］。
在套管中添加微量Mo，可以提高钢材淬透性，防止回火脆性，增加回火稳定性，并提高抗点腐蚀和抗硫化氢腐蚀的能力。
降低Mn 含量，有助于提高抗硫化氢腐蚀能力。
最主要的是降低P和S 等有害元素，因为，P 易在晶界偏聚，增加管材脆性，降低抗硫化氢应力腐蚀能力。
但过于追求降低P，S 含量会增加生产加工成本，得不偿失。
为了满足防腐要求，CRA 防腐蚀套管中Cr质量分数已经增加到13%甚至更高来应对特殊的防腐要求。
由于Cr 在腐蚀产物膜表面大量富集，而Cr 的活性好，可以迅速渗入介质，降低钝化电位而实现抗腐蚀。
使用传统液压动力钳的楔形块加紧系统的常规钳牙会增加腐蚀。
通过大量实验测试证明，套管腐蚀主要由于液压钳对套管表层的牙痕和套管搬移过程中的套管表层损伤所造成。
通过材料分析可以清晰表明普通Cr13 套管和优质高合金含量的Cr13 套管之间差别。
它相比普通Cr13 套管具有不同的化学组成成分，其中加入了5%(质量分数)的镍。
正是由于材料的微小差异，会减少加工过程中的磨削损伤，材料内部表现的更加密实，表面更加光滑。
相比之下，普通Cr13 套管表面的磨痕更加脆弱，稀薄，更加粗糙。
4 现场施工因素导致的套管损坏油套管从生产厂家出厂，经过包装、搬卸和托运，最后到现场的上卸扣套管作业。
中间每一个环节，都可能引起套管细微的损害，最终导致套管腐蚀断裂，给油气田开发工程带来困难。
因此必须严格规范操作细则，规范操作流程。
首先，应规范套管的包装，严格给每一根套管安装优质丝堵，并且给套管内部充入惰性气体，使其内部膨胀均匀，可有效减缓套管下井前由于环境因素造成的腐蚀。
对于套管两端的管钳上卸扣加紧区域，必须改变涂层材料，并且增加涂层厚度，尽量减缓由于液压管钳所造成的咬痕。
其次，运移和卸载，将套管放在支架上等待起吊作业，必须使用相关工具防止套管表面和吊钩直接接触。
起吊时，必须使用吊钳将管柱两头加紧，严禁一端起吊，一端在地面干磨。
必须使用排管架安放套管。
排管架用木头等材料制作成V字结构(如图4 所示)，管柱重力，排管架两侧对管材的正压力，构成一平衡力系(如图5 所示)。
无论管径大小，都可以平衡管柱载荷，并且外层包上橡胶材料。
搬移过程中使用高分子材料(如聚四氟乙烯等)制成的特殊工具。
图4 V 字型管排架模型图图5 管柱受力平衡图最后，上卸扣操作时，推荐使用微牙痕或者无牙痕的液压管钳进行作业，严格按照操作规范施工，使用的液压管钳必须配备扭矩仪，避免扭矩过载或载荷不够造成的松动。
严禁施工人员对套管生拉硬拽，粗暴施工，敲打划伤套管。
5 结语(1)由于井下环境复杂多变，所以油管腐蚀是由综合因素导致最终的腐蚀，其中液体与金属的接触是主要的腐蚀成因。
(2)硫化氢使钢材表面的铁等成分作为反应的阳极而被大量地腐蚀。
(3)推荐使用新型的Cr13 套管作为耐腐蚀套管，它和普通Cr13 套管具有不同的化学成分，其中加入了5%的镍。
材料内部表现的更加密实，表面更加光滑。
(4)针对套管腐蚀成因，提供了减少套管伤害的途径，结合如今油田现场操作，制定规范化操作，对于减少套管伤害会起到有效的防护措施。
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