油田注水系统腐蚀原因及防护方法
油田注水系统腐蚀原因及防护方法探讨摘要：油田注水系统的性能越来越受到油田管理者的重视，因为注水系统运行的好坏关系到油田开发的效益，而由于地理、气候原因，使得当前油田注系统的腐蚀十分厉害，本文就油田注水系统的腐蚀原因进行深入的探讨，并提出防腐的一些措施，希望能对油田注水系统的防腐有所帮助。
关键词：油田注水系统；腐蚀；措施
一、引言
随着国内油田开发的不断发展，各个油田对于注水系统的问题都有自己独特的处理方法和处理工艺，比如”三剂法”和”四剂法”等等，这些方法在一定程度上的确帮助油田解决了在生产开发中出现的一些问题，提高了油田的开采效益，但是，随着时代的不断发展，这些方法在解决问题的同时，也带来了很大的成本浪费，而且注水的效果也并不是十分有效，所以，我们必须对当前油田注水系统问题有一个全新的认识，在这个基础上，再提出一些解决的措施。
二、油田注水管道腐蚀的影响因素
油田注水管道由于一直深埋油田之下，所以腐蚀的速度与机率都比普通的金属腐蚀要大，而影响油田注水系统的主要因素则是化学ph值。在通常的情况下,当ph值为一时，油田环境呈强酸性，如果油田内的空气流动不多的话，腐蚀的速度不会很快，但是，如果油田内空气的流通较多，大多的氧气进行油田，在氧气与酸性的
油田防腐蚀
在油田高含水开发后期，油田开发还面临着综合含水率上升、自然递减率上升、储采失衡等诸多矛盾，给百年油田的可持续发展带来了严峻的挑战。要想解决这一问题，除了在勘探上要有重大突破之外，还必须在开发上最大限度地提高油田采收率。对井下金属管柱的腐蚀相当严重，而且随井深、井温增加，腐蚀活性不断增强，不仅给油田的持续采油造成困难，而且带来了严重的经济损失。因此，解决油田三元复合液对金属管柱的腐蚀是刻不容缓的问题。 腐蚀是指物体表面与周围介质发生了化学反应或电化学反应而受到损坏的 现象，主要是指金属腐蚀。金属腐蚀[5,6]，不仅是巨大的浪费，而且给国民经济与人民生命财产带来了严重的损失。据统计表明，全世界每年因腐蚀造成的损失高达700 多亿美元，是其它自然灾害损失总和的6 倍；美国每年约有4000万吨钢铁因腐蚀而报废，约占其年产量的40%；据日本防腐防锈技术协会的调查，日本钢铁因腐蚀造成的直接损失每年约2 兆5000 亿日元[7]；我国因腐蚀造成的直接经济损失约占同期工农业生产总值的2.3%，每年金属腐蚀损失量约占当年金属产量的1/10，数字惊人[8]。光明日报[9]曾报道我国每年的腐蚀损失是2800 亿元，其中石化系统的损失(不含事故损失)为400 亿，按照国民生产总值4%的损失量计算，我国每年将有近4000 亿元的腐蚀损失。金属腐蚀造成的损失是巨大的，而无论现在乃至将来，金属材料以其优良的机械性能和工艺性能仍将在材料领域占有重要地位，因此研究金属的腐蚀防护方法以控制金属的腐蚀,从而减少腐蚀造成的损失,对国民经济发展具有重要意义[10]。 金属的腐蚀破坏一般具有以下二个特点：一是破坏总是从金属表面开始，然后或快、或慢向深层深入。二是在大多数场合下金属的腐蚀破坏与外形改变往往同时发生，因此会影响金属设备的连续使用和安全。为此了解腐蚀机理，控制腐蚀速度，同时采取有效的防腐蚀措施，延长金属设备的使用期限以及扩大其应用范围，具有非常重要的意义。 目前金属腐蚀的类型按机理主要分为化学腐蚀、电化学腐蚀和物理腐蚀三种：(1) 化学腐蚀 化学腐蚀是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。其 反应历程的特点是金属表面的原子与非电解质中的氧化剂直接发生氧化还原反应，形成腐蚀产物。腐蚀过程中电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行的，因而对外不表现出有电流的产生。纯化学腐蚀的情况并不多，主要为金属在无水的有机液体和气体中腐蚀以及在干燥气体中的腐蚀。
油田集输管线内外防腐技术研究
油田集输管线内外防腐技术研究 发表时间：2019-07-19T15:34:48.437Z 来源：《基层建设》2019年第12期作者：赵秋玲 1 孙显峰2 冯艳 3 [导读] 摘要：近些年来，随着社会经济的发展，人们需求能源的数量也在不断增多。 1大庆油田有限公司第一采油厂第二油矿北二联合站；2大庆油田有限责任公司釆油一厂五矿南二队；3大庆油田有限责任公司釆油一厂三矿中五队 摘要：近些年来，随着社会经济的发展，人们需求能源的数量也在不断增多。而在众多能源中，石油资源是非常重要的资源，其发展速度和水平也迈入了新的台阶。但是石油资源的内部成分比较错综复杂，内部含有很多腐蚀性极强的物质，且很多集输石油资源的管道都是金属的，很容易受到原油中复杂物质的腐蚀。因此，本文主要研究油田集输管线的内外防腐技术，旨在解决油田集输管线内外腐蚀问题，保障油田的安全生产。 关键词：油田集输管网；内外防腐技术 引言 油田集输管线一般都是金属材料制成的，而油田提取的原油中具有非常多的腐蚀性物质，当其接触到金属管线后，在其表明形成的电位区别较大，进而容易发生氧化反应，使得金属被腐蚀。被腐蚀后的管道其使用性能会逐渐下降，而且使用寿命也会严重缩短。如果腐蚀比较严重的情况下，还会使金属管道出现漏电或者开裂等情况，进而使得原油发生泄漏，不仅使能源造成严重的损失，同时也会为环境带来极大的污染。因此加强对油田集输管线内外防腐技术的研究显得尤为重要。 1、集输管线内外腐蚀原因 1.1集输管线质量不达标 油田集输管线，它是整个油田工程中较为重要的施工材料。但是这些集输管在长期的应用过程中，却很容易出现腐蚀。造成其腐蚀情况出现的原因之一，就是受到集输管本身质量因素的影响。因为油田工程具有一定的特殊性，使得集输管很容易遭到氧化和腐蚀，甚至会受到霜冻等因素的影响，使得其出现较为严重的腐蚀情况。也就是说，要想避免集输管出现腐蚀现象，还需要对管线的质量进行控制，在选择的过程中，要对管线的抗氧化性和抗腐蚀性，抗霜冻性进行衡量。 1.2防腐层出现老化 在长时间使用的集输管线上会出现纵横交错的裂痕，出现裂痕的就是防腐层。集输管线的使用时间过长，加之周边环境的影响，集输管线很容易就出现老化的现象，防腐层表面就会出现裂痕，进而会逐渐脱落。管线没有了保护层暴露在空气中，在遇到潮湿的空气时，就会产生相应的化学反应，就会引起管线的腐蚀。油田集输管线防腐蚀层是沥青的结构，一般没有粘结的属性，一旦脱落将不会再起到保护的作用。沥青腐蚀层是纵向的从焊接处开始包裹管线，所以一般的防腐蚀层也是纵向的，在长期使用后的集输管线上首先会出现纵向的裂痕，进而出现横向，最后导致防腐层的脱落。管道补口的质量不达标也是管线的腐蚀的原因。 1.3运输过程方面 受到原油属性的影响，在进行集输管线运输的过程中，也会发生一定的腐蚀作用。在集输管中，硫化氢和金属盐离子等化学成分与原油会形成一定的化学作用，发生化学反应，对集输管造成腐蚀作用。与此同时，在原油的运输过程中，其对应的金属管线一旦接触到空气，或是遇到水等电解质时，都会导致其出现一定的腐蚀作用，从而导致管线的老化速度加快。在石油行业得以兴起发展的今天，原油开采量逐渐增多，从而使得油田开采过程中的含量水也逐渐增多，在很大程度上加速了管道的腐蚀作用，对行业发展带来了不良影响。 2、集输管线防腐技术 2.1优化管线质量 针对石油集输管道内外存在的腐蚀问题，需要相关工作人员针对行业发展现状中存在的问题，将集输管线的质量进行优化，以认真负责的态度，对集输管线的质量进行控制。在采购的同时，对集输管线的抗腐蚀性、抗霜冻性和抗氧化性进行检查，在以上性质都具备的情况下，可以开展采购活动。与此同时，要对管道的接口处进行检查，保证两者之间具有相同的膨胀率，要尽量选择应用性质相同的材料。并保证对材料进行及时的更换，避免爆管现象的发生，促进石油行业的稳定发展。 2.2加强管线施工管理 在进行集输管道施工前，应先对管线进行全面的检查，核实其信息，保障其符合集输系统建设工程的要求；查看其防腐层是否存在剥离、掉落的情况，认真检查管线的中部，是否存在异常现象，避免某些不良商家使用旧的管线翻新，以次充好，影响管线的使用。在进行运输、搬运、深埋等工作的过程中，需要严格遵循相应的规范，保障管线的完好，避免损害到其防腐保温层。如果由于客观条件使得防腐保温层受到损伤，需要及时进行补救。如果管线使用的时间已经到了其服役期限，需要及时进行更换，避免出现腐蚀穿孔的问题，也能够直接解决其老化、性能不佳的问题。 2.3应用防腐涂层 在油田集输管道防腐技术当中，防腐涂层技术也是非常有效的防腐技术。其作用和原理就是通过涂层来将外部介质与油田集输金属管线相隔离，减少油田集输管线腐蚀问题的发生。通过运用防腐涂层技术，将管道和防腐层之间的耐热性、韧性、粘结性以及抗低温性进行有效的连接，还能够有效的修复损坏的油田集输管线。在防腐涂层的选择上，要对涂层的化学稳定性、防水性、电绝缘性、耐阴极剥离性和抗微生物腐蚀性进行选择和确定。与此同时，在敷设油田集输管线时，要对油田集输管线的质量进行严格的检查。如果管道出现了问题，就要按照规范和要求对其进行维修，减少损害防腐涂层的问题。 2.4缓蚀剂的应用 石油产业的发展也带动了其下线产业的蓬勃，各种与石油产业相关的化学试剂也在不断的研制，并推广应用，缓蚀剂即为其中一种，使用缓蚀剂对技术管道进行防腐，属于内防腐措施。在介质中使用一定量的缓蚀剂，可以有效的控制金属腐蚀的速度，条件良好，甚至可以完全避免腐蚀情况。其优势在于不需要使用其他的设备，不会提高管理成本，经济性良好，操作简单，且在其使用的过程中，管线的内部介质及其与之接触的各个设备、管线、阀门、原油处理设施等，其均能够起到有效的保护作用，是一种十分理想的防腐措施。 2.5阴极防护技术 阴极防腐技术常用于长距离的油田集输管线的防腐。阴极防腐技术中的外加电流阴极保护技术将被保护的管线连接负极电源，并在电
探究油气集输管道腐蚀现状与解决策略
探究油气集输管道腐蚀现状与解决策略 发表时间：2018-12-03T15:30:20.227Z 来源：《防护工程》2018年第24期作者：裴南南张晓琴 [导读] 油气集输管道是输送石油和天然气的重要工具，并且经常长时间的使用，长与腐蚀腐蚀物质接触 裴南南张晓琴 长庆油田分公司第一采油厂陕西延安 716000 摘要:油气集输管道是输送石油和天然气的重要工具，并且经常长时间的使用，长与腐蚀腐蚀物质接触，发生管道腐蚀现象的概率是非常高的，若是严重就会发生穿孔，影响石油和天燃气的正常传输，对相关企业的经济效益的提升也是不利的。因此，加强油气集输管道腐蚀的处理和防范是非常必要的，下面就针对油气集输管道腐蚀的现状，以及相应的解决办法，展开了分析和阐述，其目的就是保证油气传集输的稳定性。 关键词：油气集输管道；腐蚀；稳定性；经济效益； 油气集输管道使用的过程中，腐蚀一直是比较常见的一项问题，并且不仅影响管道的使用寿命，对企业的经济效益也会造成严重的影响。同时，若是油气油气集输管道腐蚀现象较为严重的话，就会发生漏油、冒油的现象，很容易发生火灾等现象。为了避免该项现象的发生，解决油气集输管道腐蚀问题，成为相关企业工作的重点。但是，在解决油气集输管道腐蚀问题之前，需要知道油气集输管道腐蚀问题产生的原因，了解其现状，明确原因以后有针对性选择解决措施，进而保证油气集输管道腐蚀解决的效果，提升其使用寿命。 1、油气集输管道腐的现状分析 腐蚀是油气集输管使用中较为常见的一种现象，该问题不仅影响油气集输管使用的性能，也影响了管道的运营成本，以及相关企业的经济效益。因此，只有明确油气集输管道腐蚀现现状的相关内容，才能更好的解决问题，具体的内容如下。 1.1管道外部腐蚀 在油气集输管道长期使用的过程中，管道外部经常会与腐蚀性较高的物质接触，这样很容易引发腐蚀，并且管道外部腐蚀主要分为溶解、原电池侵蚀等方面。其实，从地埋管道的角度来说，管道深埋于地下，经常会受到土壤的影响出现腐蚀，主要是因为土壤中包含了大量气、固、液三相，并且管道一般多为金属材质，并且受到水和空气的作用下形成导体。在这样的基础之上，土壤中的氧气分布的平衡性相对较差，进而导致电池效应的产生，加大了管道腐蚀现象产生的几率。另外，我国为了加强油气集输的力度，将管道设置与海水中，但是管道长期在海水中工作，经常会受到海水所含介质的影响产生电解质，这样也会加速管道腐蚀现象的产生。 1.2管道内部腐蚀 油气中含有大量的腐蚀介质，长时间的使用管道会受到这些介质的影响，最终导致油气集输管道腐蚀现象的发生。油气含有大量的二氧化碳和硫化氢等物质，并且这些物质溶于水就会和金属材质的管道产生反应产生腐蚀现象。同时，油气集输管道在长期使用的时候，受到氧气的作用还会产生化学反应，产生的强酸性物质，以此增加管道腐蚀的几率。另外，在油气集输的过程中，管道内部会存有一定的砂砾、气体和流体，这样就会形成多项流体，并且其中会含有大量细碎颗粒和气体，这些介质会对管道造成一定的压力，导致油气集输管道腐蚀现象的产生。 2、油气集输管道腐蚀解决对策分析 针对上述所阐述的内容，采取了一些有效的防腐蚀技术，其目的就是降低油气集输管道腐蚀产生的概率，保证油气集输的稳定性。下面就对具体的防腐蚀技术展开了分析和阐述。 2.1选择防腐蚀材料 油气集输管道外部经常会受到大气、土壤等方面的影响，进而产生腐蚀现象。因此，为了避免该现象的发生，在油气集输管道设置的时候，一定要注重管材的性质，选取防腐蚀性能较好的管道材料。但是，在材料选择的时候，需要根据对当地地区大气或者土壤的实际情况，对腐蚀机理进一步的判断和了解，明确管道腐蚀产生的原理，这样可以有针对性的选择材料，进而降低油气集输管道腐蚀产生的概率。 2.2管道内部防腐技术 管道内部经常会受到化学介质的影响，是急需解决的一项油气集输管道腐蚀问题。通常情况，解决该项问题经常使用涂层防腐蚀技术和缓蚀剂防腐蚀技术，下面就这针对这两点展开了分析和阐述。 3.2.1涂层防腐技术主要应用于管道内部，通过利用的玻璃钢材料，增加管道的强度，降低油气介质管道的损害和影响，降低油气集输管道腐蚀现象的产生。涂层防腐技术主要是在内壁上涂抹相应的保护层，起到隔离的作用，一般情况下保护层所用到的材料主要为：聚氨酯、环氧树脂和环氧粉末等方面。另外，在油气集输管道使用一段时间以后，需要进行定期的维护和清理工作，将其中所含有的杂质清除，避免油气集输管道腐蚀现象的产生。 3.2.2缓蚀剂也是管道内部防腐蚀技术的一种，主要是抑制化学介质对管道内部的影响。在缓蚀剂应用的过程中，通过对管道内部金属表面状态的改变，以此降低腐蚀发生的概率，提升对油气集输管道保护的效果。另外，缓蚀剂通常情况分析无机缓蚀剂和有机缓蚀剂，并且使用量也会相对较少，其经济效益相对较为明显。 3.3阴极保护技术 阴极保护技术在油气集输管道腐蚀问题解决的时候较为常见，其效果也是非常显著的。那么在阴极保护技术使用的时候，其技术原理可以分为以下几点。 3.3.1主要是利用一个金属部件形成阴极，并且需要将金属部件通电形成阴极变化，这样可以使管道表面发生转移，对油气集输管道起到了保护的作用，降低油气集输管道腐蚀现象的产生。 3.3.2阴极保护技术可增加阴极电流的强度，提升油气集输管道保护的效果，并且可以避免管道遭受土壤或者电解质腐蚀，在海水环境中所起到的效果也是非常显著的。另外，该方式的费用相对较低，保护范围与防腐蚀保护技术的保护范围相比，更加的全面一些，可以更好的解决油气集输管道腐蚀问题，保证良好的使用寿命。 结束语： 综上所述，管道腐蚀问题一旦发生，不仅会影响油气集输的稳定性，企业的经济效益也会得不到有效的提升。因此，需要明确油气集
油田中的二氧化碳腐蚀
油田中的二氧化碳腐蚀 CO2是油田生产中常见的腐蚀介质，油田单井、流程、海管中介质含有CO2均可能产生CO2腐蚀，尤其是流体含水量超过30%的情况下。 CO2通常状况下是一种无色、无臭、无味无毒的气体，能溶于水，在25℃溶解度为0.144g （100g水）。密度约为空气的1.5倍。干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的，但CO2溶于水后对钢铁材料具有比较强的腐蚀性。CO2较容易溶解在水中，而在碳氢化合物（如原油）中的溶解度则更高，气体CO2与碳氢化合物的体积比可以达到3：1。当CO2溶解在水中时，会促进钢铁发生电化学腐蚀。 CO2腐蚀除产生均匀腐蚀外，在大多数情况下产生局部腐蚀损伤。根据CO2腐蚀的不同腐蚀破坏形态，能提出不同的腐蚀机理。以CO2对钢铁和含铬钢的腐蚀为例，有全面腐蚀，也有局部腐蚀。根据介质温度的不同，腐蚀的发生可以分为三类：在温度较低时，主要发生金属的活泼溶解，对碳钢主要发生金属的溶解，为全面腐蚀，而对于含铬钢可以形成腐蚀产物膜；在中间温度区间，两种金属由于腐蚀产物在金属表面的不均匀分布，主要发生局部腐蚀，如点蚀等；在高温时，无论碳钢和含铬钢，腐蚀产物可以较好地沉淀在金属表面，从而抑制金属的腐蚀。 1.二氧化碳全面腐蚀机理 二氧化碳腐蚀是气体二氧化碳溶解于水中所产生的电化学腐蚀。首先环境中的二氧化碳溶解于水中并形成碳酸。然后碳酸经过两步电离，使溶液呈现酸性。 CO2+H2O?H2CO3 H2CO3?H++HCO3? HCO3??H++CO32? 在含有二氧化碳的腐蚀溶液中，钢铁材料的阳极反应为： F e→F e2++2e? 阴极反应为： 2H++2e?→H2↑ 总的腐蚀反应为： CO2+H2O+F e→F e CO3+H2 由总反应式可知，阳极溶解的铁离子和溶液中碳酸根离子形成F e CO3，F e CO3为规则的块状附着在金属表面。当金属表面形成F e CO3腐蚀膜后，这种腐蚀膜没有明显的保护性。在
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 发表时间：2017-09-13T16:14:03.133Z 来源：《基层建设》2017年第13期作者：李利军 [导读] 摘要：本文首先对注水系统腐蚀的主要因素进行了分析，然后对油田注水管道防护对策进行了分析研究。 延长油田股份有限公司子长采油厂陕西省延安市子长县 717300 摘要：本文首先对注水系统腐蚀的主要因素进行了分析，然后对油田注水管道防护对策进行了分析研究。 关键词：油田回注水；腐蚀因素；防腐技术 1.注水系统腐蚀特征 1.1污水储罐腐蚀。一般来讲，污水储罐的罐底都会出现许多大片面积的坑点状腐蚀痕迹，在挂片实验中表现为较严重的点蚀，表面较光滑，由腐蚀所产生的产物较少；罐壁上的腐蚀较均匀，力度较轻。缓冲罐同污水储罐相比，腐蚀程度也较轻，主要表现为均匀的腐蚀以及局部点蚀，罐壁的腐蚀产物多为深色的沉积物。 1.2注水管线腐蚀。注水管线腐蚀也是整个系统腐蚀的一大类别。注水管线腐蚀的特征是腐蚀较为均匀，局部呈点状腐蚀，腐蚀的产物多呈黄褐色和黑色。 1.3注水井油管腐蚀。注水井的油管腐蚀程度相比其他的设备来说是最为严重的。一般情况下，新油管的使用寿命在一年左右，但部分油管在投入使用几个月的时间就腐蚀穿孔。这种腐蚀的特点是局部点蚀穿孔，油管内和油管外的腐蚀程度都很严重。注水井油管腐蚀的原因主要是细菌腐蚀和应力作用，另外，作业质量低和油管丝扣处的泄漏也在不同程度上加重了腐蚀的程度。 2.油田注水管道腐蚀的影响因素 2.1细菌腐蚀 在绝大多数注水开发的油田集输系统中均存在硫酸盐还原菌(SRB)，SRB 的繁殖可使系统H2S 含量增加，腐蚀产物中有黑色的FeS 等存在，导致水质明显恶化，水变黑、发臭，不仅使设备，管道遭受严重腐蚀，而且还可能把杂质引入油品中，使共同沉积成污垢而造成管道堵塞，此外，SRB 菌体聚集物和腐蚀产物随注入水进入地层还可能引起地层堵塞，造成注水压力上升，注水量减少，直接影响原油产量。SRB是一种以有机物为营养、在厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物的细菌。由于菌种不同，SRB 可以分为高温型和中温型两种，高温型SRB 的最适宜生长温度为55～600℃，中温型SRB的最适宜生长温度为30～35℃。在一定温度范围内，温度升高10℃，细菌的生长速度增加1．5～2．5 倍，超出一定的温度，SRB 的生长将受到抑制甚至死亡。此外，SRB 的生长一般在pH 为5．5～9．0 之间，最适宜pH 值为7．0～7．5。SRB 属厌氧菌，需要在无氧条件下生长，实际上在局部无氧的环境中也能迅速繁殖。SRB 对盐浓度的适应性较强。油田水具有适宜微生物生长的温度并含有一定量的有机物质可做营养源，因此细菌大量繁殖。由细菌引起的腐蚀其表现形态往往是腐蚀瘤和蜂窝状腐蚀。由于油田集输流程多是开式流程，好氧菌普遍生长，而在系统内部，污泥及污垢下面往往造成缺氧条件，SRB 得到良好的生长。在个别部位细菌的作用超过了氧的影响，这些部位常常可见到不均匀分布的密集的瘤。 2.2二氧化碳 在大多数天然水中都含有溶解的CO2 气体。油田回注水中二氧化碳主要来自三方面:由地层中地球的地质化学过程产生;为提高采收率而注入的二氧化碳气体;回注水中HCO3－减压、升温分解。二氧化碳在水中的溶解度与压力、温度以及水的组成有关，压力增加溶解度增大，温度升高溶解度降低。当水中有游离的CO2 存在时，水呈弱酸性。CO2 分压及温度对水的pH 值都有影响。相同温度下，CO2 分压越大水的pH 值越低;相同压力下，温度越低水的pH 值越低。游离CO2 在水中产生的弱酸性反应为，由于水中离子量的增多，就会产生氢去极化腐蚀，所以游离CO2 腐蚀，从腐蚀电化学的观点看，就是含有酸性物质引起的氢去极化腐蚀。当水中同时含有O2 和CO2 时，由于CO2使水呈酸性，破坏氧化产物所形成的保护膜，此时钢材的腐蚀就更加严重，这种腐蚀的特征是金属表面没有腐蚀产物，腐蚀速度很快。 2.3溶解氧 油田水中的溶解氧在浓度小于0．1mg/L 时就能引起碳钢的腐蚀，因此SY/T5329－94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》中规定:油层回注水中溶解氧浓度最好是小于0．05mg/L，不能超过0．1mg/L。在油田产出水中本来仅含微量的氧，但在后来的处理过程中，与空气接触而含氧。室温下，在纯水中碳钢的腐蚀速率小于0．04mm/a，如果水被空气中的氧饱和后，腐蚀速率增加很快，初始腐蚀速率可达0．45mm/a。几天之后，形成的锈层起了氧扩散势垒的作用，碳钢的腐蚀速率逐步下降，自然腐蚀速率为0．1mm/a。这类腐蚀往往是较均匀的腐蚀。氧气在水中的溶解度是压力、温度及含盐量的函数，氧气在盐水中的溶解度小于在淡水中的溶解度。然而，在含盐量较高的水中溶解氧对碳钢的腐蚀将出现局部腐蚀，腐蚀速度可高达3～5mm/a。 3.油田注水系统防护对策 3.1选择适合的材料或改变材料的组成 油田注水系统的防护应当从源头做起，目前，国内的大多数注水系统使用的仍然是十多年前的设备，且不说系统的性能，就硬件而言，经过十多年的使用，一些部件早已老化，而且由于油田中腐蚀气体较多，空气流通不够通畅，所以，这些设备的硬件早已被腐蚀，应当及时进行更新，技术人员可以根据材料的使用环境, 合理选用材料, 或通过调整碳钢和低合钢的成分以增加金属的耐蚀性, 但耐蚀材料成本较高，所以，在更新设备的同时，也需要考虑经济成本和油田水系统中各种条件的限制。 3.2电化学保护技术 在更新设备的同时，必须考虑成本的问题，所以，如果因为成本的缘故，而无法更新设备，技术人员还可以通过两种方法进行有效的防护，一种是电化学保护技术，一种是表面处理技术。电化学保护技术就是是利用电化学的工作原理，将足量的直流电流通过浸于水中的其它金属，使得金属一直保护高度的活性，而不被氧化腐蚀，电化学保护技术主要包括阴极保护技术和阳极保护技术，其中阴极保护法又可分为牺牲阳极法和外加电流法。 3.3改变环境的介质条件 技术人员还应当注意注水系统的外因--油田的环境，技术人员可以通过改变金属的使用环境，例如添加缓蚀剂和杀菌剂、调节空气pH 值以及除氧和脱盐等, 以降低环境对金属的腐蚀，达到保护注水系统的目的。 4.总结 影响到油田注水系统腐蚀的综合因素还有许多，所以，注水系统的抗腐蚀工作是极为复杂和繁复的，它需要综合考虑多方因素。整个
油气集输管道腐蚀的相关因素及有效应对研究
油气集输管道腐蚀的相关因素及有效应对研究 发表时间：2019-01-04T16:50:46.463Z 来源：《防护工程》2018年第29期作者：玥刘露吴楠于永建任爱平[导读] 本文主要以油气集输管道腐蚀的相关因素及有效应对研究为重点进行阐述，结合当下石油行业发展趋势为依据 1中国石油天然气股份有限公司管道呼和浩特输油气分公司内蒙古呼和浩特 010070;2长庆油田分公司第三采油厂吴起采油作业区陕西西安 710000 摘要:本文主要以油气集输管道腐蚀的相关因素及有效应对研究为重点进行阐述，结合当下石油行业发展趋势为依据，从研究油气集输管道问题的意义、油气集输管道腐蚀的相关因素、油气集输管道腐蚀的有效应对措施三个方面进行深入说明并探讨，进一步提高油气集输管道的运作效率，旨意在为相关研究提供参考资料。 关键词:油气集输管道腐蚀相关因素有效应对 近些年，我国经济体制不断发生变化，国家国民经济水平逐渐提升，对于油气的使用需求量也越来越多，而油气集输管道在一定程度上可以提高油气的运输效率，满足人类的需求。但是在油气集输管道在运输过程中，经常会出现管道腐蚀的问题，影响油气运输的安全性，很可能留下油气使用的安全隐患，造成重大伤亡事件。基于此，国家需要加大力度研究油气集输管道的腐蚀问题，切合实际的找到油气集输管道腐蚀的影响因素，采用科学有效的应对办法，以防油气集输管道被腐蚀，确保油气集输管道高质量运行，更好的为人类服务。 1.研究油气集输管道问题的意义在石油企业发展的过程中，油气集输为一项重要内容。所谓的油气集输管道，主要是用来运输石油与天然气，因两种物质本身具有的特征，集输管道非常容易出现腐蚀现象[1]。引起集输管道出现腐蚀问题的因素主要为油气中包含的氯离子与二氧化碳等成分，在这些成分与集输管道接触期间，便会产生化学效应，在长时间接触的情况下，集输管道内部会产生沙眼与穿孔等现象，若这些现象比较严重，可造成泄露问题，进而引发安全事故，不仅对工作人员造成生命威胁，还会降低企业自身的经济效益，甚至造成石油企业经济危机。通过相关资料表明：管道被腐蚀会出现以下典型危害：首先，破坏油气集输管道设备；其次，制约油气集输管道的工作效率，甚至污染管道周围的环境，扰乱管道附近的石油工作安全性，影响工作人员身心健康的发展；最后，导致企业中浪费大量的人力、物力与财力，对企业的经济效益造成威胁。总之，如果油气集输管道出现腐蚀问题，会引发严重后果，因此石油企业的相关管理者应认真分析集输管道出现腐蚀问题的因素，从根本上采用有效的手段，防止油气集输管道出现腐蚀问题，影响油气运输的工作质量。 2.油气集输管道腐蚀的相关因素 2.1外部因素对于油气集输，因管道外部在较长时间内会与存在腐蚀功能的物质相接触，极易出现腐蚀问题，油气集输管道外部腐蚀主要有侵蚀、溶解与管道原电池腐蚀三种[2]。基于理地类型的管道，其土壤中包含具有腐蚀特征的物质是产生管道外部腐蚀的关键因素，土壤中含有固态、液态与气态三种物质，金属类型的管道在水分与空气的影响下会充当导体，加上管道运输的土壤中存在氧气布局不均匀的现象，会产生一定的浓度差，便会出现原电池反应，由此会增加金属类型管道的腐蚀速度。对于腐蚀方式，与金属类型管道相关的因素还有微电池与微小生物等，如果金属类型管道在较长时间内的工作地点为海中，其外部容易和海水产生电解质，同时因管道材料存在不同，以致于在不相同的地区内出现电位差，结合海水形成相应的电路，最终导致油气集输管道的外部产生腐蚀现象。 2.2内部因素一般而言，管道内部出现的腐蚀现象不会完全受到生态环境的影响，油气的自身反应是产生油气集输管道内部腐蚀的主要因素，其中二氧化碳与硫化物作为油气的组成物质，并且硫化物容易与水相溶，能够与金属产生反应，所以尤其技术管道自身会出现金属的离子化，进而导致油气集输管道内部被腐蚀，结合氧气，会产生次级反应，形成具有较强酸性的物质，会提高集输管道内部腐蚀速度。在此期间，因硫化物会产生大量的氢气，容易发生氢脆反应，在油气集输管道气压的增加下，会导致管道内部出现破裂的问题，影响油气集输管道使用的安全性。 3.油气集输管道腐蚀的有效应对措施 3.1防止出现外部腐蚀的措施相应工作人员在管道的涂层选择期间应全面结合管道周围的生态环境，同时依据生态环境的变化特点选取出比较合理的涂层物质，提高避免管道外部出现腐蚀现象的有效性，所以油气企业在保护集输管道出现外部腐蚀时，应基于管道运输的实际状况选取科学的防腐管道涂层材料，尽力保持金属类型管道的外部和腐蚀物质之间具有一定的距离，确保油气集输管道的使用安全性[3]。同时，企业在组织人员涂抹管道防护材料期间，应强化工作人员的操作技能，保证管道防腐蚀材料均匀的分布在管道外侧。结合油气集输管道，电池效应为产生管道腐蚀问题的直接因素，因此石油企业需要树立阴极保护法的管道运输思想，减小金属类型管道出现腐蚀的速率，也可以理解为在金属类型管道外部添加电流，保证金属类型管道充当阴极，高效的阻碍管道外侧的电子出现转移现象，更好的保护金属管道不被腐蚀。 3.2防止出现内部腐蚀的措施总体而言，防止油气集输管道出现内部腐蚀的方式分为缓冲剂防止腐蚀、内涂层防止腐蚀与复合型管道防止腐蚀这三种类型。缓冲剂方式能够影响管道外侧腐蚀情况，减小管道出现腐蚀现象的几率，削减集输管道内部腐蚀效果。内涂层方式，就是在集输管道内侧涂上防腐剂，进而完成油气集输管道内部不被腐蚀的任务，由此保证金属类型管道内部与相应的防腐剂存有一定距离的隔层，阻碍管道内部出现化学效应，降低集输管道内部因化学效应产生具有腐蚀性物质的总量，不仅可以节约涂抹材料，又可以减小清理几率，保证油气集输管道的安全性。复合型管道方式为一个促使管道内部缓慢腐蚀的过程，目前在我国油气集输管道使用的复合型防腐材料中，主要使用的是双金属、玻璃钢等材料的复合管，因复合管具有较强的耐腐蚀性，能够在恶劣的环境下减小管道内部出现腐蚀的几率，进而起到防腐的作用，凸显防腐效果[4]。结束语
管线腐蚀原因及处理
油田管道腐蚀的原因及解决办法 一、金属腐蚀原理 （一）金属的腐蚀；金属的腐蚀是指金属在周围介质作用下，由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏。 （二）金属腐蚀的分类 1．据金属被破坏的基本特征分类 根据金属被破坏的基本特征可把腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀两大类： （1）全面腐蚀：腐蚀分布在整个金属表面上，可以是均匀的，也可以是不均匀的。如碳钢在强酸中发生的腐蚀即属此例。均匀腐蚀的危险性相对较小，因为若知道了腐蚀的速度，即可推知材料的使用寿命，并在设计时将此因素考虑在内。 （2）局部腐蚀：腐蚀主要集中在金属表面某一区域，而表面的其他部分几乎未被破坏。例如点蚀、孔蚀、垢下腐蚀等。垢下腐蚀形成的垢下沟槽、块状的腐蚀，个易被发现，往往是在清垢后或腐蚀穿孔后才知道。局部腐蚀的危害性极大，管线、容器在使用较短的时间内造成腐蚀穿孔，致使原油泄漏，影响油田正常生产。 2．据腐蚀环境分类 按照腐蚀环境分类，可分为化学介质腐蚀、大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀。这种分类方法有助于按金属材料所处的环境去认识腐蚀。 3．据腐蚀过程的特点分类 按照腐蚀过程的特点分类，金属的腐蚀也可按化学腐蚀、电化学腐蚀、物理腐蚀3 种机理分类。 （1）金属的化学腐蚀：金属的化学腐蚀是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。在化学腐蚀过程中，电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行的，因而没有电流产生。但单纯化学腐蚀的例子是很少见的。很多金属与空气中的氧作用，在金属表面形成一层氧化物薄膜。表面膜的性质（如完整性、可塑性、与金属的附着力等）对于化学腐蚀速率有直接影响。它作为保护层而具有保护作用，首先必须是紧密的、完整的。以金属在空气中被氧化为例，只有当生成的氧化物膜把金属表面全部遮盖，即氧化物的体积大于所消耗的金属的体积时，才能保护金属不至于进一步被氧化。否则，氧化膜就不能够盖没整个金属表面，就会成为多孔疏松的膜。 （2）金属的电化学腐蚀：金属与电解质溶液作用所发生的腐蚀，是由于金属表面发生原电池作用而引起的，这一类腐蚀叫做电化学腐蚀。采油工程中的腐蚀过程通常是电化学腐蚀。电化学腐蚀过程由下列三个环节组成： ①在阳极，金属溶解，变成金属离子进入溶液中： Me→Men＋＋ne （阳极过程） ②电子从阳极流向阴极； ③在阴极，电子被溶液中能够吸收电子的物质（D）所接受： e－＋D→［D·e－］（阴极过程） 在阴极附近能够与电子结合的物质很多，但在大多数情况下，是溶液中的H＋和O2。H－与电子结合形成H2，O2在溶液中与电子结合生成OH－： 2H＋＋2e→H2 O2＋2H2O＋4e→4OH－（在中性或碱性液中） O2＋4H＋＋4e→2H2O （在酸性介质中） 以上三个环节是相互联系的，三者缺一不可，如果其中一个环节停止进行，则整个腐蚀过程也就停止。 金属电化学腐蚀的产生，是由于金属与电解质溶液接触时形成了腐蚀原电池所致。
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究
天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究 摘要本文分析了目前国内外关于管道內腐蚀直接评价的技术现状和存在的问题，对于湿气管道內腐蚀直接评价提出了基本技术流程、应用经验和下一步的研究重点。 关键词集输管道內腐蚀直接评价 随着我国油气开发和管道集输的发展，大量含有腐蚀性介质（硫化氢、二氧化碳、高矿化度水）的油气需通过集输管道输送，如何评价管道内腐蚀程度，从而维护管道本质安全成为当前亟需解决的问题。中石油西南油气田分公司开发川渝两地天然气气田几十年，管理的集输管道上万公里，其中大多数服役时间都很长，而且存在高含硫等强腐蚀性介质。由于不具备漏磁检测条件，深入全面地检测这些集输管道的内腐蚀状况如何成为公司目前面临的难题。西南油气田分公司对此开展了有针对性的工作，结合国内外的研究成果，2010年对集输管线进行内腐蚀直接评价，取得了一些经验。 1. 集输管道内腐蚀直接评价方法概述 目前国外提出了管道内腐蚀直接评价方法，并在干气管道上已取得认可的成果[1]，在湿气管道方面也做了很多研究工作[2]。而国内虽然对于集输管道内腐蚀直接评价方法有一些研究[3,4]，但没有应用的实例支撑，效果如何不清楚。 内腐蚀直接评价方法（ICDA）是在外腐蚀直接评价方法（ECDA）的基础上发展而来的[5]，该方法在干气管道上应用得到漏磁检测和现场开挖验证，已形成干气管道内腐蚀直接评价方法标准（DG-ICDA）[1]，其原理是基于水的存在是内腐蚀发生的必备条件，指导思想是通过判断易积水部位来确定易发生内腐蚀的位置，通过开挖直接检测这些位置，就可以得到管道的腐蚀情况。为了确保全面评价，该标准提出不断增加开挖点的办法。这一标准抓住的干气管道内腐蚀的本质，能够达到通过有限的现场开挖检测来评价管道的内腐蚀程度的目的。但是在湿气管道中，水被认为几乎处处存在，内腐蚀发生的条件不再依赖于其中的某一个因素存在有否，使得DG-ICDA无法应用。针对湿气管线，2004年国际管线会议（IPC）提出了一种内腐蚀直接评价方法[2]，其原理是通过流动效应、腐蚀速率模型及其他腐蚀影响因素对管段发生内腐蚀的可能性进行排序。流程上仍采取四步循环，即预评估、间接检测、直接检测和后评估。这一方法充分分析了湿气管道和干气管道内腐蚀的区别，考虑的腐蚀因素也很全面，但是集输管道每个部
油气集输管道腐蚀速率预测研究
油气集输管道腐蚀速率预测研究 伶立强，张鹤群 (冀东油田油气集输公司，河北唐山063000) 摘要: 腐蚀速率的精确预测对于油气集输管道的安全运行具有重要意义。鉴于神经网络算法陷入 局部最小值、收敛速度慢和引起振荡效应等问题，同时考虑白适应遗传算法在广泛的空问搜索和向最 优解的方向尽快收敛于最优目标的特点，构建了优化的混合算法神经网络模型。 利用该模型对多种因 素影响下的油气集输管道的腐蚀速度进行了预测研究。实际应用表明: 该模型大大提高了网络的学习 效率和预测评判的精度，可以作为油气集输管道腐蚀速率预测的良好工具。 关键词: 神经网络;腐蚀;改进的遗传算法 引言 腐蚀常给油气田造成重大的经济损失，包括灾难性的事故和环境污染。影响油管腐蚀的因素很多，包括材料因素、环境因素、所输介质的组分因素等，同时影响腐蚀各因素之问的相互作用十分复杂，而实验过程又往往不能控制所有因素变化情况，从而导致实验结果分散性比较大，因此用精确的数学解析公式来表达它们之问的关系是非常困难的，所以有必要采用其他科学的方法对实
验数据进行分析处理，以便从分散性较大的实验数据中分清和判断各种因素的影响，作出不掺杂主观成份的推论和判断。 BP神经网络技术被广泛应用于输油气管道腐蚀速度预测研究中，但由于BP 神经网络具有收敛速度慢，极易陷入局部极值点等弱点该方法的预测效率及精度都不高。文中利用改进的遗传算法结合BP神经网络对集输管道的腐蚀速率进行分析，建立系统模型，用现场实验数据对模型进行了检验。结果表明: 其预测效率及精度均较高。 1腐蚀速度的预测方法 1．1人工神经网络方法 大量的仿真实验和理论研究已经证明，BP ( backpropagation)算法是一种有效的神经网络学习算法，它具有很强的处理非线性问题的能力，近年来应用广泛。 但在实际应用中，BP神经网络也暴露出一些白身的弱点如收敛速度慢，极易陷入局部极值点;另外，神经网络的初始连接权以及网络结构的选择缺乏依据，具有很大的随机性，很难选取具有全局性的初始点因而求得全局最优的可能性小，限制它在实际中的应用。 1．2遗传算法 BP算法的优点是寻优具有精确性，但它具有易陷入局部极小、收敛速度慢和引起振荡效应等缺点。局部极小问题在实际计算过程中可以通过调整初始权值和阀值来解决，而收敛速度较慢和引起振荡效应往往是网络训练后期陷入局部极小所致。如果在BP算法之前，能用一种有效的方法大致搜索出一定的权值和阀值，以此时的权值和阀值作为BP算法的初始权值和阀值，则可以解决上述问题。 由于改进的遗传算法具有很强的宏观搜索能力，并且具有简单通用、鲁棒性强、并行运算的特点，所以用它来完成前期的搜索，能较好地克服BP算法的缺点。
中国各大油田腐蚀情况介绍
油田腐蚀情况介绍 在影响油套管腐蚀的诸多介质中，CO2和H2S是最常见和最有害的两种腐蚀气体介质，它们的作用会导致所谓酸性腐蚀(sour corrosion)和甜腐蚀(sweet corrosion )。在石油天然气的开发过程中, 油田主要存在的两大腐蚀问题为：一种是主要以CO2和H2S单独造成的腐蚀即CO2腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂，另一种是以CO2+H2S+Cl-等气体和介质共存的情况下造成的腐蚀，它们不仅给油田造成了巨大的经济损失,而且往往带来一些灾难性的后果,如人员伤亡、停工停产以及环境污染等。目前我国塔里木、长庆、四川、华北、江汉等的某些区块主力油气田均存在严重的CO2腐蚀，而且这些油田不少区块还存在更为严重和复杂的CO2+H2S+Cl-综合腐蚀。 1 塔里木油田CO2腐蚀环境调研 塔里木油田地处新疆塔克拉玛干沙漠，油气井多是4000m以上的深井和超深井，井下温度、压力和腐蚀介质含量都很高，环境十分恶劣。因此勘探开发难度大、成本高，油田建设投资巨大。随着油田的不断开发生产，油田含水量持续上升，腐蚀问题将越来越严重。 表1 塔里木主要油气田腐蚀因素统计表
塔里木油田，环境十分恶劣及复杂，包括高温、高压、CO2-H2S-Cl－共存腐蚀环境、CO2-Cl－共存腐蚀环境以及H2S-Cl－共存腐蚀环境，见表1。从表1中可以看出，存在H2S酸性腐蚀环境区块均同时含有CO2气体，某些CO2含量较低的油气井的环境可以看作是H2S 、Cl－共存腐蚀环境，但这种情况很少见。 表2 塔里木轮南油田介质环境 塔里木油田井下工况环境复杂还在于其介质环境具有高的总矿化度、氯离子含量、CO2含量、铁含量和低pH值。有很强的腐蚀性。以轮南油田为例，其原始地层压力在50MPa以上，温度为120℃左右，氯离子含量高达13×104mg/L，矿化度达2013×104mg/L左右，CO2分压
海上油气田基本腐蚀机理及其影响因素讲解
第二节海上油气田基本腐蚀机理及其影响因素 一、二氧化碳腐蚀机理 多年来，二氧化碳的腐蚀机理一直是研究的热点。干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的。CO2较容易溶解在水中，而在碳氢化合物（如原油）中的溶解度则更高，气体CO2与碳氢化合物的体积比可以达到3比1。当CO2溶解在水中时，会促进钢铁发生电化学腐蚀。根据CO2腐蚀的不同腐蚀破坏形态，能提出不同的腐蚀机理。以CO2对钢铁和含铬钢的腐蚀为例，有全面腐蚀，也有局部腐蚀。根据介质温度的不同，腐蚀的发生可以分为三类：在温度较低时，主要发生金属的活泼溶解，对碳钢主要发生金属的溶解，为全面腐蚀，而对于含铬钢可以形成腐蚀产物膜；在中间温度区间，两种金属由于腐蚀产物在金属表面的不均匀分布，主要发生局部腐蚀，如点蚀等；在高温时，无论碳钢和含铬钢，腐蚀产物可以较好地沉淀在金属表面，从而抑制金属的腐蚀。 1 二氧化碳全面腐蚀机理 铁在CO2水溶液中的腐蚀基本过程的阳极反应为： Fe ＋OH-FeOH ＋ e FeOH FeOH++ e FeOH+Fe2++ OH- 亦即铁的阳极氧化过程 G.Schmitt等的研究结果表明在腐蚀阴极主要有以下两种反应。（下标ad代表吸附在钢铁表面上的物质，sol代表溶液中的物质） 1.1非催化的氢离子阴极还原反应 当PH < 4时 H3O+ ＋ e Had + H2O H2CO3H++ HCO3- HCO3-H++ CO32- 当4
2HCO3- ＋2e H2+ 2CO32- 1.2表面吸附CO2,ad的氢离子催化还原反应 CO2,sol CO2,ad CO2,ad + H2O H2CO3,ad H2CO3,ad + e + HCO3-,ad H3O+ad + e Had + H2O H2CO3,ad + H3O+2CO3,ad + H2O 两种阴极反应的实质都是由于CO2溶解后形成的HCO3-电离出的H+的还原过程。 总的腐蚀反应为： CO2+ H2O + Fe FeCO3+ H2O 金属材料在CO2水溶液中的腐蚀，从本质上说是一种电化学腐蚀，符合一本的电化学腐蚀特征。 2 二氧化碳局部腐蚀机理 二氧化碳的局部腐蚀现象主要包括点蚀、台地侵蚀、流动诱导局部腐蚀等等。二氧化碳的腐蚀破坏往往是由局部腐蚀造成的，然而对局部腐蚀机理仍然缺少深入的研究。总的来将，在含CO2的介质中，腐蚀产物FeCO3、垢CaCO3或其他的生成物膜在钢铁表面不同的区域覆盖度不同，这样，不同覆盖度的区域之间形成了具有很强自催化特性的腐蚀电偶或闭塞电池。CO2的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。这一机理能够很好地解释电化学作用在发生及扩展过程中所起的作用。 2.1介质中H2S的含量对二氧化碳腐蚀的影响 H2S、CO2是油气工业中主要的腐蚀性气体。在无二氧化碳（sweet gas）油气介质中也难免存在少量硫化氢。钢材设备上，硫化氢可形成FeS膜，引起局部腐蚀，导致氢鼓泡、硫化物应力腐蚀开裂（SSCC），并能和CO2共同引起应力腐蚀开裂（SCC）。不同浓度的硫化氢对CO2的影响如表所示，其中H2S对CO2腐蚀的影响可以分为三类。第一类：环境温度较低（60℃左右），H2S浓度低于3.3mg.kg-1，H2S通过加速腐蚀的阴极反应而加速腐蚀的进行。第二类，温度在100℃左右，H2S浓度超过33mg.kg-1时，局部腐蚀降低但是均匀腐蚀速度增加。当温度在150℃附近时，发生第三类腐蚀，金属表面会形成FeCO3或FeS保护膜，从而抑制腐蚀的进行。 表1-7不同浓度的H2S对CO2腐蚀的影响
油田注水管道的腐蚀现状及防腐措施
编号：AQ-JS-06710 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 油田注水管道的腐蚀现状及防 腐措施 Corrosion status and anti-corrosion measures of oilfield water injection pipeline
油田注水管道的腐蚀现状及防腐措 施 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 1前言 注水采油技术是国内各大油田提高原油采收率的主要方法，随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的'顽症'，所造成的严重损失令人触目惊心。据2003年9月对我国第二大油田——胜利油田的调查发现，11个采油厂8000余口注水井、总长度1583万m的统计，平均腐蚀速度达1．5mm／a，平均穿孔率达2．4次／(km·a)。在部分严重损失区块，管线换新周期不足3a，最短的仅(3～4)个月，所报废的注水管柱中有90％以上是因腐蚀、结垢而造成，整个胜利油田由于腐蚀引起的管柱、管线材料费直接经济损失就达3亿元，并由于更换管
柱、管线影响作业和生产，导致间接经济损失达10亿元左右。而全国各大油田的管线和管柱到2001年年底，总计高达10亿余米，这方面的损失更分别高达100亿元和1000亿元之多。因此，研究注水系统的腐蚀规律及防腐蚀措施刻不容缓，具有重要的意义。 2油田注水管道腐蚀的影响因素 油田注水管道的腐蚀也符合金属腐蚀的一般规律，主要影响因素有： (1)pH值。一般情况下，当pH值在4～10时，腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，腐蚀速率不受PH值影响。在PH值不大于4的酸性范围内，碳钢表面的氧化物覆盖膜将完全溶解，致使钢铁表面和酸性介质直接接触。因此，提高注水PH值，可以解决酸蚀问题，但不一定能解决其它腐蚀类型。从理论上讲，注水的最佳pH值应为7。当pH值在10～13的碱性范围内时，随碳钢表面的pH值升高，Fe2O3覆盖膜逐渐转化为具有钝化性能的r—Fe2O3保护膜，腐蚀速率会有所下降。但是当pH值过高时，腐蚀速率又会上升，其原因是碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的铁酸钠(NaFeO2)。