油田管道腐蚀的原因及解决办法

油田管道腐蚀的原因及解决办

法（新版）

Safetymanagementisanimportantpartofenterpriseproductionmanagement.Theobjectisthe

statemanagementandcontrolofallpeople,objectsandenvironmentsinproduction.

（安全管理）

单位:________________________

姓名：______________________

日期：______________________

编号：AQ-SN-0126

冶金安全IMetallurgicalSafety

冶金安全

油田管道腐蚀的原因及解决办法（新版）

说明：安全管理是企业生产管理的重要组成部分，是一门综合性的系统科学。

安全管理的对象是生产中一切人、物、环境的状态管理与控制，安全管理是一

种动态管理。可以下载修改后或直接打印使用（使用前请详细阅读内容是否合

适）。

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。

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(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

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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）

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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02。H一与电子结合形成H2,02在溶液中与电子

结合生成0H—：

2H++2e-H2

02+2H20+4e-*40H-（在中性或碱性液中）

02+4H++4e-2H20（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。

（3）物理腐蚀是指金属由于单纯的物理溶解作用所引起的破坏,

如许多金属在高温熔盐、熔碱及液态金属中可发生物理腐蚀。

（三）金属腐蚀速度的表示方法

金属遭受腐蚀后.其质量、厚度、机械性能、组织结构、电极

过程都会发生变化，这些物理性能和力学性能的变化率可用来表示

金属腐蚀的程度。在均匀腐蚀的情况下通常采用质量指标、深度指

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标和电流指标来表示。

1.质量指标

这种指标就是把金属因腐蚀而发生的质量变化，换算成相当于

单位金属表面积于单位时间内的质量变化的数值。所谓质量的变化,

在失重时是指腐蚀前的质量与消除了腐蚀产物后的质量之间的差

值；在增重时系指腐蚀后带有腐蚀产物时的质量与腐蚀前的质量之

差，可根据腐蚀产物容易去除或完全牢固地附着在试件表面的情况

来选取失重或增重表示法：

(2)金属腐蚀速度的深度指标此指标表示单位时间内金属的厚

度因腐蚀而减少的量。在衡量不同密度的各种金属的腐蚀程度时，

这个指标很方便，与质量指标间有以下换算关系：

vL=v・8.76/P(3-9)

式中vL----腐蚀的深度指标，mm/a；

P-----被腐蚀金属的密度，g/cm3o

除上述单位以外，在不少文献中也经常用mdd即mg/(dm2*d),

ipy(in/a),mpy(mil/a)等作为质量指标和深度指标的单位，

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之间可以相互换算。根据金属年腐蚀深度的不同，管道及储罐的介

质腐蚀性评价标准及大气腐蚀性评价按SY/T0087-95进行。

3.金属腐蚀速度的电流指标

此指标是以金属电化学腐蚀过程的阳极电流密度的大小来衡量

金属的电化学腐蚀速度。可通过法拉第定律把电流指标和质量指标

联系起来，两者关系为：

ia=vXnX26.8X10-4/A(3-10)

式中ia-----腐蚀的阳极电流密度，A/cm2；

v-----金属腐蚀的速度，g/(m2•h)；

n-----阳极反应中化合价的变化值；

A-----参加阳极反应的金属的原子质量，go

二、油气田腐蚀环境

金属腐蚀是金属与周围环境的作用而引起的破坏。影响金属腐

蚀行为的因素很多，它既与金属自身的因素有关，又与腐蚀环境相

连。了解这些因素，可以帮助我们去解决油气田生产中的腐蚀问题,

弄清影响腐蚀的主要因素，从而采取有效的防腐措施，做好油气田

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防腐工作。

(-)金属材料的影响

1.金属的化学稳定性

金属耐腐蚀性的好坏，首先与其本性有关。各种金属的热力学

稳定性，可近似地用其标准平衡电位来评定。电位越正，金属的稳

定性越高，金属越耐腐蚀。反之，金属离子化倾向越高，金属就越

易腐蚀。但是也有些金属如A1等，虽然活性大，由于其表面易生成

保护膜，所以具有良好的耐蚀性能。金属的电极电位和其耐蚀性只

是在一定程度上近似地反映其对应关系，并不存在严格的规律。

2.金属成分的影响

由于纯金属的各种性能不能满足工业需要，因此在实际应用中

多采用它们的合金。合金又分单相合金和多相合金。

(1)单相合金：单相固溶体合金，由于组织均一，具有较高的

化学稳定性，因而耐腐蚀性就较高，如不锈钢等。

单相合金的腐蚀速度与稳定的贵金属组分的加入量有一特殊的

规律叫“n/8”(原子分数)定律(n为正整数，一般为1,2,4,6,…),

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也就是当贵金属(或化学稳定性较高的金属)组分的含量占合金的

12.5%,25%,50%,…时，合金的耐腐性才突然提高。

(2)两相或多相合金：由于各相的化学稳定性不同，在与电解

质溶液接触时，在合金表面上形成许多腐蚀微电池，所以比单相合

金容易遭受腐蚀。但也有耐蚀性很高的多相合金，如硅铸铁、硅铅

合金等。合金的腐蚀速度与以下三点有关：当合金各组分存在较大

电位差时，合金就易腐蚀；若合金中阳极以夹杂物形式存在且面积

较小时，阳极首先溶解，使合金成为单相，对腐蚀不产生明显的影

响；若合金中阴极相以夹杂物形式存在，阳极作为合金的基底将遭

受腐蚀，且阴极夹杂物分散性越大，腐蚀就越强烈。

3.金属表面状态的影响

表面光滑的金属材料表面易极化，形成保护膜。而加工精糙不

光滑的金属表面容易腐蚀，如金属的擦伤、缝隙、穴寓等部位都是

天然的腐蚀源。粗糙的表而易凝聚水滴，造成大气腐蚀，而深洼部

分则易造成氧浓差电池而受腐蚀。总之，金属工件加工表面应光洁。

4.金相组织与热处理的影响

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金属的耐蚀性能取决于金属及合金的化学组分，而金相组织与

金属的化学组合密切相关，但当合金的成分一定时，随加热和冷却

能进行物理转变的合金，其金相组织就与热处理有密切关系，随温

度变化产生不同的金相组织，而后者的变化又影响了金属的耐腐蚀

性。

5.变形及应力的影响

金属在加工过程中变形，产生很大的内应力，其中拉应力能引

起金属晶格扭曲而降低金属电位，使腐蚀过程加速，而压应力则可

降低腐蚀破裂的倾向。

（二）油田水腐蚀

水是石油的天然伴生物。水对金属设备和管道会产生腐蚀。尤

其是含有大量杂质的油田水对金属会产生严重的腐蚀。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、硫化

氢等气体。此外，油田水中存有的硫酸盐还原菌等微生物也会对金

属产生严重腐蚀。下面针对油田水各种因素对腐蚀的影响分别作一

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介绍。

1.溶解氧的影响

油田水中的溶解氧在浓度小于Img/L的情况下也能引起碳钢的

腐蚀。在油田产出水中本来不含有氧，但在后来的处理过程中，与

空气接触而含氧。浅井中的清水也含有少量的氧。氧气在水中的溶

解度是压力、温度和氯化物含量的函数。氧气在盐水中的溶解度小

于在淡水中的溶解度。

碳钢在室温下的纯水中腐蚀速度小于0.04mm/a,只有轻微的

腐蚀。如果水被空气中的氧饱和后，腐蚀速度增加很快，其初始腐

蚀速度可达0.45mm/a。几天之后，形成的锈层起了氧扩散势垒的

作用，碳钢的腐蚀速度逐步下降，自然腐蚀速度约为0.1mm/a。这

类腐蚀往往是较均匀的主要腐蚀。而碳钢在含盐量较高的水中发生

的腐蚀将出现局部腐蚀，腐蚀速度可高达3〜5mm/a。碳钢在水中的

腐蚀，氧浓度和氧扩散势垒控制了整个腐蚀反应的速度。光洁的碳

钢表面，氧扩散势垒小，因而起始腐蚀速度较高。随着腐蚀过程的

进行，腐蚀产物的生成，扩散势垒产生，腐蚀速度则逐步下降，最

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后达到基本恒定的腐蚀速度。油田水中的溶解氧是碳钢产生腐蚀的

因素，但不是惟一的因素，还有许多其他因素也影响腐蚀速度，因

此必须综合考虑油田水水质对腐蚀的影响。值得注意的是：必须依

靠氧化剂钝化的金属以及必须依靠氧化剂起缓蚀效果的缓蚀剂，溶

解氧则是一种防腐剂而不是腐蚀剂。

2.二氧化碳的影响

在大多数天然水中都含有溶解的C02气体，它的主要来源是水

体或土壤中的有机物质进行生物氧化时的分解产物。空气中C02也

可溶入水中，不过空气中的C02所占比例只有0.04%质量分数，所

以水中可溶的C02量只有0.5%mg/L。地层深处水中有时含有大量

C02,它是由地球的地质化学过程产生的。C02和所有的气体一样，

它在水中的溶解度与压力、温度以及水的组成有关。某油井在不同

深度处C02的溶解度；C02分压对水的pH值的影响；温度对含有C02

水的pH值的影响。C02溶解度随压力的增加而增加，随温度的升高

而降低。

当水中有游离C02存在时，水呈酸性反应，即C02+H20===H+

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+HC0-3,由于水中H+离子的量增多，就会产生氢去极化腐蚀。所

以游离C02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。此时腐蚀过程的阴极反应为：2H++2eH2c02溶

于水呈弱酸性，因为弱酸只有一部分电离，所以随着腐蚀过程的进

行，消耗掉的氢离子会被弱酸的继续电离所补充。阳极反应：FeFe2

+2eo钢材受游离C02腐蚀而生成的腐蚀产物都是易溶的，在金属

表面不易形成保护膜。游离C02腐蚀受温度的影响较大，因为当温

度升高时，碳酸的电离度增大，所以升高温度会大大促进腐蚀。游

离C02腐蚀受压力的影响也较大，腐蚀速度随C02分压的增大而增

加。若水中同时含有02和C02时，则钢材的腐蚀就更严重。将含有

不同量的02和C02的水对钢材作腐蚀试验。从图中可以看到，02浓

度、C02浓度和温度的升高均会加速腐蚀。这种腐蚀之所以比较严重,

是因为氧的电极电位高，易形成阴极，侵蚀性强；C02使水呈酸性，

破坏保护膜。这种腐蚀特征往往是金属表面没有腐蚀产物，腐蚀速

度很快。

3.硫化氢的影响

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含硫油田中与油共生的水往往含有硫化氢。干燥的硫化氢与二

氧化碳一样都不具有腐蚀性，溶解于水中的硫化氢具有较强的腐蚀

性。碳钢在含有硫化氢的水溶液中会引起氢的去极化腐蚀，碳钢的

阳极产物铁离子与水中的硫离子相结合生成硫化铁。硫化铁的溶度

积很小，是一类难溶沉淀物。含有大量悬浮的硫化铁的水称为“黑

水”。水中的溶解盐类和溶解的C02对H2s的腐蚀有一定的影响。三

条曲线分别指出：钢在含有H2S的蒸储水（A）、含有H2S的盐水（B）、

含有H2s和C02盐水（C）中的腐蚀情况。由图可知：钢在含有H2s

的盐水中的腐蚀速率最高；而在含有H2s的蒸镭水中的腐蚀速率较

低。因为不同的水溶液形成的腐蚀产物不一样，所以腐蚀速率也不

同。钢在蒸储水中，最初形成保护性能差的Fe9s8,继而形成保护性

能较好的磁黄铁矿和黄铁矿（FeS2）。在含有H2s的盐水中只能形成

保护性能差的Fe9s8,所以腐蚀速率继续增大，是属于电化学腐蚀。

含H2s的水对金属材料的腐蚀破坏还有两种类型：一是氢脆，电化

学腐蚀产生的氢渗入钢材内部，使材料韧性变差，引起微裂纹，使

钢材交脆；二是硫化物应力腐蚀，在拉应力和残余张应力作用下钢

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材氢脆裂纹发展，致使钢材破裂。以上两种腐蚀可能在没有任何征

兆的情况下，在短时间突然发生。这应是预防的重点。发生在钢表

面的腐蚀，阳极方面铁被溶解形成Fe2+与02结合，H2s或C02取

决于电解质溶液的组成。这些腐蚀产物或附着物的形成，如铁锈包

括[Fe203•xII20],FeSx,Fe2c03。当这种情况发生时,电子流向

阴极。在阴极表面，它们阻止了水的氧化作用产生0H—或H+变成

H2to综上所述，水中溶解了02,C02,H2s等气体后，水的腐蚀性

大大增强。事实上水中的溶解气体是腐蚀的主要原因。

4.硫酸盐还原菌的影响

随着我国二次采油技术的发展，在绝大多数的油田集输系统的

生产油井和注水井中发现存在有大量的硫酸盐还原菌(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，以

及水质明显恶化、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，使其性能变坏。同时FeS,Fe(OH)

2等腐蚀产物还会与水中成垢离子共同沉积成污垢而造成管道的堵

塞，止匕外，SRB菌体聚集物和腐蚀产物随注水进入地层还可能引起地

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层堵塞，造成注水压力上升，注水量减少，直接影响原油产量。

(1)SRB的类型及其特征：

SRB是一种在厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物，而以有机物为

营养的细菌。自然界中，SRB主要有两种类型，一种是无芽泡的脱硫

弧菌属；一种是有芽抱的腊肠弧菌，它们都是异养细菌，与腐蚀有

关的硫酸盐还原菌主要是这两种细菌。油田常见的严重影响腐蚀的

是脱硫弧菌。这两种细菌又可分成若干种。

(2)影响SRB生长繁殖的环境因素：

SRB与其他生物一样受环境因素的制约，有利的环境可刺激细菌

生长繁殖，而不利的环境则抑制其生长，或引起变异，甚至死亡。

影响SRB生长的因素很多，现将主要的分别简述中下：

①温度：各类细菌都有其最适宜生长的温度范围，一般可将细

菌分为低温型、中温型和高温型3个类型。它们的最低、最适宜和

最高生长温度。

与大多数化学反应随温度升高而加速一样，细菌的生长速度在

一定温度范围内也随温度的升高而加速，通常温度升高10℃,细菌

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的生长速度增加1.5〜2.5倍。在最低或最高生长温度范围内，细

菌尚能生长，超过此范围细菌的生长将受到抑制甚至死亡。

类别

特征

脱硫弧菌属

单个鞭毛(细菌的泳动器官)或鞭毛束，不形成芽抱，通常含

有氢化酶，在醋酸盐和葡萄糖中不生长，最适生长温度25〜30℃,

最适pH值为7.2

脱硫弧菌

(Dv.desulfuricans)

在无硫酸盐的培养基丙酮酸盐或胆碱中能生长

普通脱硫弧菌

(Dv.vulgaris)

需盐脱硫弧菌

(Dv.salerigens)

专性需盐(C1一)生物

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弯曲杆状(弧状)，有时呈螺旋

状，偶尔呈直线状，典型大小

为(3〜5)nmX(0.1〜1)um,

单鞭毛

巨大脱硫弧菌

(Dv.gigas)

呈较大变曲的杆状或螺旋状，(5〜10)nmX(1.2-1.5)u

m,鞭毛束

非洲脱硫弧菌

(Dv.africans)

呈较长、细长形的杆状，(5-10)umXO.5um,鞭毛束

腊肠形脱硫弧菌属

有周毛的鞭毛，形成芽抱，在乳酸盐中能生长

致黑腊肠形脱硫弧菌

(Dt.nigrificans)

喜温性生物(适宜温度55℃),杆状，(3〜6)umX(0.3〜0.5)

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Pm,氢化酶活性未定，并不与硫酸盐的还原相联系，在无硫酸盐的

培养基丙酮酸盐中能生长

东方腊肠形脱硫弧菌

(Dt.orientis)

较精的弯曲杆状，5PmX1,5pm,氢化酶利用显不存在，最适

生长温度30〜37℃,最适pH值为7.2

瘤胃腊肠形脱硫弧菌

(Dt.ruminis)

杆状，(3〜6)PmXO.5um,在无硫酸盐的培养基丙酮酸盐中

能生长，最初在羊的瘤胃中发现

SRB的生长温度，随菌种不同分为高温型和中温型两类，脱硫弧

菌属于中温型。中温最适宜温度为30〜35℃；高温型最适应温度为

55〜60℃。值得注意的是，取自油田现场在温度50℃左右下生长的

SRB,经室内在37℃下多次接种培养后的菌种，会失去在现场温度

(50℃左右)下生活的能力而导致死亡。

②盐浓度：大多数细菌最适宜生长的盐浓度为0.85%〜0.9%,

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海洋微生物必须在3%〜5%的盐浓度中才能良好的生长，而极端嗜

盐菌(Halobacleriumsp)可以在饱和食盐溶液中正常生长。油田水

系统中的SRB,通常对盐浓度的适应性较强，尽管各油田SRB长期生

活在盐浓度有很大差异的环境中，但它们均可在较大的盐浓度范围

内生存。

③氧：根据细菌对氧的生理反应，可将细菌分为好氧菌、兼性

厌氧菌和压氧菌3类。厌氧菌又可分为专性厌氧菌和耐氧厌氧菌。

氧对专性厌氧菌有毒，如果将此类菌置于空气中就会死亡，耐氧厌

氧菌置于空气中则不会死亡，但它的生长受到抑制。一般认为SRB

属专性厌氧菌，需要在严格的无氧条件下生长，SRB在空气中暴露会

逐渐死亡，然而在未严格除氧的培养液中它们可以存活。尤其是它

们能在一个实际有氧而局部无氧的环境中迅速繁殖。

④pH值：pH值对细菌的生命活动影响很大，细菌在一定酸碱度

的环境中才能正常生长繁殖。每一种细菌生长繁殖所能适应的pH值

都有一定的范围，即最低pH值、最适宜pH值和最高pH值。在最低

和最高pH值环境中，细菌尚能生存和生长。但速度缓慢且容易死亡。

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SRB生长活动的pH值范围较宽，一般在5.5〜9.0之间，最适宜

pH值为7.。〜7.5。

(3)控制SRB腐蚀的方法：

在油田生产系统中，为了防止微生物对管道、设备的腐蚀以及

产生污泥堵塞等问题，必须采取相应的措施。人们在控制SRB的腐

蚀方面做了大量的工作，概括起来有以下几种：

①改变介质条件：突然改变SRB所处的环境条件，使细菌无法

适应变化较大的某种环境，就能杀死细菌或使其生长繁殖受到抑制。

例如在注水系统，周期性地注入60℃的高温水和高矿化度水，或适

当调节pH值都可以抑制SRB的生长繁殖甚至死亡。

②投加化学杀菌剂：防止微生物生长，最容易实行而行之有效

的方法是投加化学杀菌剂。对SRB有较好杀灭作用的几类杀菌剂有:

醛类化合物、季镂盐化合物、氟基类化合物和杂环类化合物。值的

注意的是，在使用某种杀菌剂时，除了通常考虑的药效、毒性、价

格、原料来源以及安全性和贮存稳定性等因素外，还应结合油田水

质、SRB生长环境以及油田所用缓蚀剂、阻垢剂、破乳剂等药剂的配

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伍性。此外，还应考虑现场使用时，药剂被介质中各种悬浮物、沉

淀物等吸附的可能性。

③实施阴极保护：对于钢材来说，在存在SRB的条件下，控制

其电位比普通保护电位负0.10V,就有较明显的保护效果。

④涂层保护：选用合适的耐腐蚀的金属或非金属材料，涂覆钢

铁表面使其与介质隔离，尽管这一方法不能控制介质中SRB的生长

繁殖（除非在涂料中添加缓释型杀菌剂），但只要涂层完整就能使钢

铁设备免遭SRB腐蚀。

5.溶解盐类的影响

油田水中的溶解盐类对水的腐蚀性有显著的影响，在溶解盐类

浓度非常低的情况下，不同的阴离子和阳离子对水的腐蚀程度也是

不同的。氯化物、硫酸盐和重碳酸盐是油田水中常见的溶解盐类当

蒸储水中加入溶解的氯化物、硫酸盐和重碳酸盐时，钢的腐蚀情况。

在图中所指的阴离子浓度范围内，硫酸盐离子对水的腐蚀性比氯化

物离子更大，而重碳酸盐离子显示出有抑制腐蚀的倾向。显然，重

碳酸盐离子抑制腐蚀能力随着浓度增加而提高，但不能完全防止腐

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蚀。氯化钠浓度对铁在室温下空气饱和水中的腐蚀影响。腐蚀速率

先随盐浓度增加，然后降低，当盐浓度达到饱和时（26%NaCl）,腐

蚀速率降到比相应蒸馈水中腐蚀值还低的数值。总之，含有溶解盐

类的水的腐蚀性随着溶解盐浓度的增大而增大，直到出现最大值后

趋于减小。这里因为含盐量增加，盐水导电性增大，腐蚀性增大；

但含盐量足够大时会明显引起水中氧气的溶解度降低，腐蚀性反而

下降。

6.pH值的影响

碳钢在氧浓度为Img/K的纯水中的腐蚀速度和pH值的关系。

pH值大约在4〜10范围内时，腐蚀过程是受氧扩散控制，因而腐蚀

速度不受pH值影响，氢氧化亚铁由于腐蚀进行而不断更换，主体溶

液pH值可以在这个范围内变化，但金属表面pH值保持在9.5左右。

水的pH值不大于4,在酸性范围内，碳钢表面的氧化物覆盖膜完全

溶解，碳钢表面的pH值下降，碳钢表面和酸性介质直接接触。这时

碳钢表面上同时进行着两个去极化反应，即氢去极化和酸性溶液中

的氧去极化。由于腐蚀产物没有保护作用，碳钢表面上进行的是均

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匀腐蚀，上述情况实际上是碳钢的酸洗过程。

水的pH值在10〜13的碱性范围内时，碳钢表面的pH值升高，

使Fe203转化为具有钝化性能的yFe203,腐蚀速度下降。然而当pH

值过高时，腐蚀速度又会上升，其原因是碳钢表面的钝化膜在浓碱

溶液中溶解成可溶性的铁酸钠（NaFeO2）。反应式为：

Fe304（钝化膜主要成分）+4NaON====2NaFeO2+Na2FeO2+21120

当碳钢和浓碱直接接触时也会产生析氢反应，反应式为：Fe+

2NaOHNa2FeO2+H2t该反应在室温时较慢，碳钢腐蚀速度只有0.1〜

4mm/a。但在高温沸腾时，则可达几十mm/a,而且伴随有氢危害。

因此，当锅炉中使用碱作为缓蚀剂时，必须严格控制pH值。上述情

况仅适用于碳钢在蒸馈水中的腐蚀，氧扩散势垒层是单一的换氧化

物。碳钢在含有溶解盐类水中的腐蚀速度与pH值的关系。该图的特

点是pH=7的腐蚀速度为分界线。也就是说没有保护措施的碳钢在

碱性水中的均匀腐蚀速度将低于酸性水，pH值在4-10范围内同样

存在pH值对腐蚀速度的影响。这一结论仅适用于常温下碳钢的全面

腐蚀，当水温较高时，如果出现沉积物又不加以控制，则将导致严

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重的中局部腐蚀。因此可以认为碱性体系将会降低碳钢均匀腐蚀速

度，但有可能增加局部腐蚀的危险。

7.温度影响

当腐蚀由氧扩散控制时，在给定氧浓度下，大约每升高30℃温

度，腐蚀速度增加一倍。在允许溶解氧逸出的敝口容器内，到达80℃

之前，腐蚀速度随温度升高而增加，然后逐渐降低，在沸点时，降

到很低的数值。80℃以后腐蚀速度的降低是和温度升高时水中氧的

溶解能力显著下降有关，这种影响最终超过了由于温度升高引起的

加速腐蚀作用。而在封闭的系统内，氧不能逸出，所以腐蚀速度不

断随温度升高而增加，直到所有氧都被消耗完为止。当腐蚀与析氢

反应有关时，那么温度每升高30℃,腐蚀速度增加还不止一倍。例

如，铁在盐酸中的腐蚀速度大约温度每升高10C就增加一倍。

三、采油工程中的腐蚀控制

（一）防腐蚀设计的一般原则

1.调查腐蚀因素

腐蚀存在于油气田生产系统的每一个环节，腐蚀因素千差万别。

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因此，在防腐蚀工程设计中，首先要对被保护对象所处的环境以及

输送或储存的介质进行调查，抓住影响腐蚀的主要因素，做到对症

下药，发挥防腐投资的最佳经济与社会效益，提高油气田防腐的整

体技术水平。在油气田最常见的腐蚀性介质有土壤、水、原油、天

然气和大气。

(1)水腐蚀性调查主要包括：

①测定所用钢材在所接触水中的腐蚀速率。

②根据工程的实际需要测定所接触水中的溶解氧、二氧化碳、

硫化氢、总矿化度、pH值、细菌以及导电率。

(2)原油的腐蚀性主要测定原油的含水、硫化氢、二氧化碳、

细菌以及盐类，当原油含水达到30%时，其腐蚀性明显加重。

(3)天然气腐蚀性调查：

①天然气中的含水、硫化氢、二氧化碳、氧与其他盐类。

②温度。

③流速。

2.确定技术可靠，经济合理的防腐蚀措施众所周知，防腐蚀的

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目的在于延长设备的使用寿命，确保安全生产，提高综合经济效益。

如果采用的防腐蚀技术不成熟可靠，则有可能事与愿违，出现相反

的结果。然而如果片面地强调技术的先进性而忽略了经济上的可行

性，同样达不到防腐蚀的目的。因此，设计选用的任何一种防腐蚀

技术，必须是技术可靠，经济可行。

(1)正确选用金属材料：根据使用环境正确选用金属材料以减

轻腐蚀影响，如大气腐蚀严重的地区选用低合金钢，酸性环境选用

经过特殊处理的碳素钢、低合金钢、奥氏体不锈钢和马氏体不锈钢,

高浓度氯离子环境不宜选用不锈钢等等，此外，应注意材料的相容

性，减轻电偶腐蚀。

(2)合理设计金属结构：

①结构形式尽量简单，便于防腐施工与检修。

②减小溶液的停滞与积聚，防止残留液腐蚀与沉积物腐蚀。

③尽可能不采用钾接结构而采用焊接结构，避免形成缝隙腐蚀。

减小焊接时产生的热应力和残余应力，防止应力腐蚀破裂。

④防止高速流体直接冲击设备而造成冲击腐蚀，在不影响工艺

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条件的情况下，可在需要的地方安装可拆卸的挡板或折流板。

⑤减小应力集中与局部过热。

⑥同一结构中应尽可能采用同一种金属材料或电偶序中位置相

近的材料，避免产生电偶腐蚀。

（3）合理地使用覆盖层：覆盖层在油气田的腐蚀控制中占有十

分重要的位置，它的主要作用是将腐蚀性介质与金属构筑物隔离开

来以达到防腐蚀的目的。在油气田建设中，通常所使用的金属管道

与容器，一般均使用覆盖层防腐。根据表面覆盖层材料的不同可分

为金属覆盖层和非金属覆盖层：

①金属覆盖层应具有的性质：

a.覆盖层本身在介质中耐蚀与基体金属结合牢固，附着力好。

b,覆盖层完好，孔隙率小。

c.有良好的物理机械性能。

d.有一定的厚度和均匀性。

②非金属覆盖层应具有的性质：

a.有良好的电绝缘性，覆盖层的表面电阻不小于10000。-m2；

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耐击穿电压不低于下式计算的数值。当覆盖层厚度6>1mm时：

U=78438(3-11)

当覆盖层厚度6Vlmm时：

u=32946(3-12)

式中口-----覆盖层的耐击穿电压，V；

S-----覆盖层厚度，mm。

b.覆盖层应具有一定的耐阴极剥离强度的能力，并能长期保持

恒定的电阻率。

c.应有足够的强度：有一定的抗冲击强度，以防止由于搬运和

土壤压力而造成损伤；有良好的柔韧性，以确保金属管道或其他金

属构筑物施工时弯曲而不致覆盖层损伤；有良好的耐磨性，以防止

介质对覆盖层的冲蚀或自然磨擦；与金属必须有良好的粘结性，即

附着力要好。

d.应有良好的稳定性：耐水性好，吸水率小；耐大气老化，性

能好，在各类气相介质中耐老化时间长，保色时间长；化学稳定性

好，在所使用的介质中，不变质，不脱落，不开裂，不溶胀；有足

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够的耐热性与耐低温性。

e.覆盖层的破损要易于修补：选择覆盖层类型时，既要考虑覆

盖层本身的性质，也要考虑使用的环境与投资的效益回报。例如选

择某种覆盖层时，不仅要考虑被涂物的使用条件与选用的覆盖层适

应范围的一致性，考虑被涂物表面的材料性质与施工条件的可能性,

还要考虑选择该覆盖层的经济效果与覆盖层产品的正确配套。随着

科学技术的发展，新材料、新工艺不断涌现，覆盖层设计应本着可

靠、实用、长效、先进的原则，因地制宜，合理使用。不断提高油

气田防腐蚀的质量与水平。

（4）阴极保护：阴极保护是目前国内外公认的经济有效的防腐

蚀措施。阴极保护系统分外加电流与牺牲阳极两种：

①采用外加电流或牺牲阳极的依据：

a.工程项目的规模与几何形状。较大的工程项目一般选用外加

电流，被保护金属构筑物复杂的宜选用牺牲阳极。

b.有无经济方便的电源。

c.介质导电率的大小。在导电率小的介质中，一般选用外加电

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流。

d.在杂散电流地区，对管地电位有显著波动影响时，不宜用牺

牲阳极。

e.牺牲阳极的替换可能性，如果牺牲阳极更换方便，宜选用牺

牲阳极，否则选用外加电流。

f.在两种方法均适用时，应进行综合的技术经济分析来决定选

择何种系统。

②阴极保护系统设计的主要目标：

a.对被保护金属提供足够的保护电流，并使保护电流的分布达

到理想的保护效果。

b.尽可能降低对邻近地下金属构筑物的干扰影响。

c.设计的阴极保护系统，其寿命应与被保护金属的寿命相一致。

d.阳极装置应设置在不易受干扰与损伤的地方。

③外加电流阴极保护的设计原则：

a.在金属构筑物的外加电流阴极保护系统的设计中，对其保护

范围要留有10%的余量。其辅助阳极的设计寿命应与被保护金属的

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设计要求相匹配，一般不宜小于20年。

b.设计外加电流阴极保护时，应注意保护系统与外部金属构筑

物之间的干扰影响，在需要的场合，应采取必要的防护措施。其直

流电源的额定功率应留有50%的余量，其输出阻抗应与回路的电阻

相匹配。

④牺牲阳极阴极保护的设计原则：

a.镁阳极适用于电阻率较高的土壤，当土壤（或水）电阻率小

于100。・m,pH值不大于4时不宜采用，在交流干扰地区应用镁阳

极时应注意其电位的稳定性，防止极性逆转。

b.铝阳极一般不在土壤中使用，当土壤中氯离子浓度较高时，

或在油田污水环境中可以使用。

c.锌阳极一般应用于土壤电阻率在15Q-m以下的环境。当技

术经济合理时，锌阳极的应用范围可扩大到土壤电阻率约30。・m

的地点，当环境温度高于65C时严禁应用锌阳极，以免产生极性逆

转。

d.牺牲阳极在土壤中的应用应采用适合阳极工作的填包料，填

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包料厚度一般不小于100mm，填包料的电阻率不大于1.5Q•m,并

宜选用袋装法埋设。

e.阳极宜埋在潮湿的土壤中，深度不宜小于1m,在冻土地区应

埋在冻土层以下。f.在阳极与被保护金属之间不得有其他金属体。

g.牺牲阳极阴极保护法适应于有良好电绝缘覆盖层的金属体。

h.牺牲阳极阴极保护法适应于金属容器的阴极保护。保护金属

容器内壁时，阳极应全部浸在腐蚀介质中，并尽量设置在每个分隔

室的中心位置，以获得保护电流的均匀分布。

(5)介质处理:

对油气田生产过程中的腐蚀性介质进行机械的、化学的、生物

的处理，从而降低介质的腐蚀性，是油气田常用的防腐蚀技术之一。

介质处理设计的一般原则是：

①脱除水中的氧，使水中溶解氧含量小于0.05mg/L,抑制氧

腐蚀。

②脱除水中的硫化物与游离二氧化碳，使其在水中的含量小于

10mg/Lo

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③杀菌，使水中硫酸盐还原菌(SRB)小于102个/ml。

④沉降在除水中的悬浮固体含量，使其小于3mg/L。

⑤干燥与净化天然气，减轻天然气对金属管道与设备的腐蚀。

(6)添加缓蚀剂：

缓蚀剂保护是油气田控制金属腐蚀的一种重要措施。采用缓蚀

剂保护时，整个系统中凡是与介质接触的金属体均可受到保护，这

是任何其他防腐蚀措施都不可比拟的。由于腐蚀介质的多样性与复

杂性，因此，缓浊剂保护的应用具有严格的选择性。对于一个特定

的工程与特定的介质条件，设计缓蚀剂保护前一般要进行缓蚀剂的

评选，以求得合适的品种，正确的工艺，恰当的用量，从而获得较

好的防腐效果。缓蚀剂保护设计时一般应考虑以下因素：

①缓蚀剂用量。一般情况下，金属腐蚀的速率是随缓蚀剂浓度

的增加而降低的，但二者的关系有极限值，当缓蚀剂的浓度超过极

限值时，金属的腐蚀速率不仅不下降，反而会升高。

②温度的影响。大多数有机缓蚀剂与许多无机缓蚀剂，温度升

高，缓蚀率降低。但有些缓蚀剂温度升高，缓蚀率也增高，如7701,

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7801等等。

③介质的流动速度。在大多数情况下，介质流速加快，缓蚀率

降低，但有时缓蚀率提高，这取决于缓蚀剂在介质中的分散状况。

④缓蚀剂的选择原则：

a.在油、水中溶解性能好，即在水中分散性好，并微溶于油；

b.缓蚀剂与其他添加剂配伍性能好；

c,对细菌有一定的抑制作用，不能助长细菌繁殖；

d.不产生沉淀、结垢，且缓蚀率高。

3.积极稳妥地采用防腐蚀新技术

在防腐工程设计中，推广采用防腐蚀的“四新”，必须有完整的

鉴定材料，充分的理论依据。并应在此基础上，结合本油气田的实

际进行小型室内试验和现场工业性试验，验证积累技术数据。得到

本单位有关部门专家的认可后方能大面积推广。

4.防腐蚀工程设计，必须遵守技术标准与规范

技术标准与规范是多年实践和经验的总结，是经过本行业技术

专家充分论证的技术文件，具有充分的权威性，因此，防腐蚀工程

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设计，必须严格遵守国家和行业制定的技术标准与规范，使防腐设

计有章可循，有法可依，避免主观性。

（二）采油工程中的腐蚀特点及对策油气田是使用钢材的大户。

在采油工程中，从井筒到地面油气集输、原油加工、污水处理，都

需要钢铁。因此油气田的腐蚀存在于各个生产环节。本节主要介绍

油气田生产系统的腐蚀特征、因素及防腐措施。

1.油井的腐蚀

油田开发初期，含水率较低，油井的腐蚀并不严重，随着含水

的升高，油井井下采油工具、下井管柱的腐蚀日益严重。如中原油

田明123井，从1984年投产至1989年，一直未更换过油管，1989

年后，含水增加到70%以上，仅从1989年到1990两年时间里，连

续发生油管刺漏和断脱事故5次，油管腐蚀成很深的沟槽状，其中

一根油管断成三段。从穿孔的形状看，大部分呈圆形或椭圆形，外

小内大，呈外八字形，说明油管的腐蚀是从管内开始的。采油井井

下工具的腐蚀规律基本上与油管的腐蚀规律相同，均是在油井出现

游离水后腐蚀才严重。所不同之处在于，由于抽油杆、活塞、阀等

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均处于运动状态，所以还存在着腐蚀。因此它们的损坏程度胜于油

管。中原油田采油二厂统计了1989年1〜7月份检泵的腐蚀情况，

发现腐蚀最严重的为缸套和固定阀，它们各占40%及32%；这是因

为缸套始终处于受磨状态，而固定阀球受流体的冲击。易产生涡流

腐蚀。抽油杆由于受到拉应力的作用，在产出液中含有一定浓度的

H2S时。则抽油杆还易产生硫化物应力腐蚀断裂。油井的腐蚀主要有

两种腐浊因素造成的，分别介绍如下：

(l)C02腐蚀：C02的腐蚀又称为无硫腐蚀，其腐蚀特征是深

坑和环状腐蚀。国内外油田腐蚀绝大多数属于此种类型，如华北油

田留路断块，产出气中C02含量达40%左右，开采一年后就先后有

3口高产井腐蚀报废；吉林油田万五井日产C02气2X104m3,投产

不到3年，油套管腐蚀得千疮百孔。低浓度的C02腐蚀通常在油井

生产几年后，才变得严重起来，并与高矿化度盐水产出量有关，当

含水率达到40%〜50%后，油井常呈腐蚀状态，油管螺纹损坏是C02

腐蚀的主要问题来源。根据C02分压的大小，一般可确定是否存在

腐蚀：分压超过0.2MPa,有腐蚀；分压为0.05~0.2MPa,可能

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有腐蚀；分压小于0.05MPa,无腐蚀。

(2)H2s腐蚀：H2s腐蚀特点:

①硫化氢离解产物HS—,S2—对腐蚀都有促进作用。

②不同条件下生成的腐蚀产物性质不同。如低温下形成的FexSy

促进腐蚀，温度较高时形成的FeS则抑制腐蚀。

③H2s除能引起局部腐蚀外，还容易引起氢脆和应力腐蚀，材料

在很短时间内可发生断裂。决定H2s腐蚀的因素是H2s分压。目前

比较公认的结论是H2S分压超过1X10-4MPa时，材料对氢脆和应

力腐蚀有敏感性。

(3)防腐措施：

①油井环形空间投加缓蚀剂，利用缓蚀剂的自重以及扩散方式

到达井底后随产出液返出，缓蚀剂所经过的地方都将吸附上一层缓

蚀剂膜，从而抑制了井下设备的腐蚀。

②推广使用陶瓷阀球、阀座。

③使用玻璃钢抽油杆。

④在含硫油气田，尽量使用低强度油套管和抽油杆。

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2.集输管线的腐蚀

集输管线是将油井产出液（油、气、水）输送到联合站的管线,

集输管线的腐蚀与油井含水率、出砂、产出水的性质、流速等有密

切关系。分析中原、胜利等油田集输管线的腐蚀情况，存在着以下

腐蚀规律：

（1）使用周期短，穿孔频繁的管线多发生在管线设计规格过大,

液量小，含水高，输送距离远的情况下。含水超过70%,流速低于

0.2〜0.3m/s时腐蚀更为严重。

（2）集输管线的腐蚀多发生在管线底部。剖开管子后发现管线

底部存在着连续或间断的深浅不一的腐蚀坑。这些蚀坑上面有的覆

盖有腐蚀产物及垢，有的呈现金属基体光亮颜色，腐蚀形态为坑蚀

或沟槽状。

（3）若管线内防腐不好或根本未进行内防腐的管线比采取内防

的管线腐蚀要严重得多。

（4）油井出砂量大的区块腐蚀更为明显。在流速低的情况下，

砂在重力情况下沉积于管线的底部。随着油气压力时大时小、时快

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时慢的脉动，采出液不停地冲刷管线的底部，形成冲刷腐蚀，从而

加剧了管线的腐蚀穿孔。

(5)管线的材质对腐蚀的影响也很大。无缝钢管一般比螺纹钢

管抗腐蚀，其原因是有的螺纹钢管含有超标的非金属夹杂物，如MnS,

Ca,Si,Mn,S等。

(6)管线穿孔多发生在管线中下游，这是因为中下游层流趋势

更明显。

(7)集输过程中掺入清水后，腐蚀更加严重。

(8)在含水低于60%时，油与水能形成稳定的油包水型乳化液,

即使伴生气中含有C02,因为管线接触的是油相，腐蚀很轻微；另一

方面，含水低时产出液中一般不含SRB；含水率大于60%时，出现

游离水，此时管道内液体为“油包水+游离水”或“油包水+水包

油”的乳化液。当含水继续升高时，游离水的量可形成水垫，托起

油包水乳化液。此时管线底部为水，中部为油包水，上部为伴生气。

管线的底部直接接触水，如果水中含有C02或SRB或02,底部的腐

蚀必然严重得多。吉林油田在管线不同部位挂片证实，底部的腐蚀

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速度为中上部的2〜70倍。尽管各油田集输管线的腐蚀原因不尽相

同，但归纳起来，有以下3种：

(l)SRB的腐蚀：管线内的环境适合于SRB生长时，SRB可造

成管线底部点蚀穿孔。某采油厂一条集输管线，其规格为①273mm义

7mm螺纹管，日输液约350m3,含水80%,因液量少，流速只有0.1m

/s左右，下游温度只有38℃,正好适合于SRB生长。经测试，管

线底部污水中SRB含量达到4.5X106个/mL,腐蚀产物中含有大

量硫化物。该管线使用3年后发生穿孔。

(2)02的腐蚀：一般情况下，集输管线污水中不含有溶解氧。

在流程不密闭或因管线液量不够以及油井需掺水降粘时掺入含氧清

水后，可能含有少量溶解氧。即使含有微量氧，腐蚀也是很严重的。

某采油厂南一集输管线，1985年投产后到1989年运行一直正常，后

来因管线上游液量不够，在1988年掺入了含氧4〜5111g/L的清水，

在掺水一年半后发生穿孔，更换后的新管线穿孔周期更短，只有5

个月。采取掺入处理好不含氧的水以及内防腐管线后，腐蚀才得到

控制。

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(3)C02的腐蚀：在管线介质中未发现02,SRB,H2s时，管线

的腐蚀一般是C02引起的。腐蚀严重的程度与伴生气中C02的含量

以及水质有关。污水中C1—的存在，使得碳钢容易发生点蚀穿孔。

通过以上的分析可以看出，集输管线的腐蚀是多方面的，与工

艺流程设计(流速、输液量)、输送介质(水质、砂)、管材质量有

关。集输管线防腐措施：

(1)搞好管线设计：在回压允许情况下，尽量避免过大的管径,

使流体在管线中保持合理的流速，使流态达到紊流状态。油井出砂

没机会在管线内沉积，从而避免了SRB腐蚀。

(2)新上管线应采取内防腐措施，如水泥砂浆、环氧涂料等，

而且应保证施工质量。

(3)对已建成的管线，从端点投加杀菌缓蚀剂，加药浓度不低

于30mg/L,缓蚀率可达到60%以上。

(4)施工前对管材进行综合化验，确保使用合格钢材。

(5)在含砂区块，可采取加挡砂板等措施。

(6)推广使用玻璃钢等非金属管材。

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