腐蚀基本概念通用（精选文档）

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腐蚀的基本概念篇一

常减压装置是对原油一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，常减压蒸馏是原油加工的第一步，并为以后的二次加工提供原料，所以常减压装置是炼油厂的“龙头”。

原油经换热，达到一定温度后，注水和破乳剂，进入电脱盐脱水罐，脱盐后的原油进入另一组换热器，与系统中高温热源换热后，进入常压炉(有的装置设有初馏塔或闪蒸塔，闪蒸出部分轻组分后再进入常压炉)。达到一定温度(370℃)后，经转油线进入常压分馏塔。在常压塔内将原油分馏成汽油、煤油、柴油，有时还有部分蜡油以及常压重油等组分。产品经必要的电化学精制后进入贮槽。常压重油经塔底泵送入减压塔加热炉加热(395℃)后，经转油线进入减压分馏塔，减压塔汽化段压力为80-100mm汞柱，有3-4个侧线，作为制造润滑油或二次加工的原料，塔底油可送往延迟焦化，氧化沥青或渣油加氢裂化等装置。

1.2 环烷酸腐蚀

环烷酸腐蚀产物溶于油，所以腐蚀的金属表面粗糙而光亮，呈沟槽状。1.2.1环烷酸

石油酸是石油中有机酸的总称，包括环烷酸、芳香族酸和脂肪酸等。环烷酸(rcooh，r为环烷基)是指分子结构中含有饱和环状结构的酸及其同系物。环烷酸是石油中有机酸的主要组分，占石油中总酸量的95％以上，虽然这些酸在分子量上有显著差异(180—350℃)，但它们的通式可用r(cs腐蚀速率的影响。结果表明，随温度的升高，两种钢的腐蚀速率均先增后减，且在90℃时腐蚀速率最快。1.1.4.2 ph值的影响

金属腐蚀过程的本质是电化学的氧化还原反应，它不仅与溶液中的离子浓度有关，而且还与溶液的ph值有关。当ph 值＜4时，碳钢表面的fe2o3覆盖膜将完全溶解，致使碳钢表面和酸性介质直接接触，腐蚀速率较快；
当ph 值在4~10时，腐蚀过程主要受氧扩散过程控制，ph 值影响较小；
当ph 值在10~13 时，随ph 值升高，碳钢表面的fe2o3膜逐渐转化为具有钝化性能的γ-fe2o3保护膜，腐蚀速率降低。但是当ph值过高时，碳钢表面的钝化膜溶解成可溶性的nafeo2，腐蚀速率增［46］。

1.1.4.3 介质流速的影响

介质流速对管材腐蚀也有一定的影响。田光［47］对a3 钢做了不同温度和离子浓度条件下的co2静态腐蚀挂片与动态腐蚀试验。结果表明，流速＜2 m/s 时，随流速增大腐蚀速率加快；
流速为2 m/s左右时，腐蚀速率达到峰值；

流速＞2 m/s 时,流速对腐蚀速率的影响不大。赵国仙

［48］

等在模拟腐蚀环境中研究了流速对p110 钢co2腐蚀行为的影响。结果表明，流速增大有利于腐蚀性组元的物质和电荷传递，从而促进腐蚀，但是也会引起腐蚀产物膜形貌和结构的变化，从而对物质和电荷传递过程构成阻碍。

1.2 油井套管防腐蚀技术

1.2.1 选用耐蚀管材

正确选材是抑制油套管腐蚀的主要措施之一，既要考虑材料的成分、理化性能设计，又要考虑产品的生产工艺及最终性能，成本也是制约选材的重要因素。一般来说，选材程序应遵循两个方面：①全面分析油套管服役环境，预测可能发生的腐蚀类型和严重程度以及各种腐蚀因素的交互作用，确定不同段井况和不同服役时期的腐蚀型；
②对选定的材质进行腐蚀评价试验，并结合技术可行性和经济因素综合分析，确定最佳材质。在含有h2s 的环境选材时，不仅要考虑材质是否具有抵抗ssc，hic/swc 和sohic/szc的能力，还需要考虑材质适用的特定酸性环境。目前，各油套管厂家除开发了api系列的c90，t95和c110钢级抗ssc 油套管外［49］，还开发了非api系列的抗ssc 油套管，如住友金属的sm80ss～110ss，v&m 的vm80ss～110ss，jfe 的nkac-110ss，宝钢的bg80ss ～110ss，天津钢管的tp80ss～110ss，西姆莱斯的wsp-80s（s）～wsp-110s（s）等。co2引起的腐蚀主要是电化学腐蚀失重，其中以均匀腐蚀和局部腐蚀为主。co2腐蚀与材料的含cr量以及油气中的co2分压和温度密切相关。cr是防止co2腐蚀最有效的元素，它能迅速在金属表面形成致密而极薄的cr2o3钝化膜，随着cr 含量的增加，抗co2腐蚀效果增强［50］。cr系列不锈钢有13cr、超级13cr（如住友金属的13crm 和13crs）、双相不锈钢（22cr 和25cr）等［38-51］。当温度超过150℃时，13cr 易发生点蚀，且对含量在10%以上的氯化物很敏感。超级13cr钢使用的临界温度为175 ℃。22cr和25cr具有极好的抗co2腐蚀性能，临界温度可达250℃，但其他介质也会显著影响这些材料的抗co2腐蚀性能。吕祥鸿［52］等通过高压釜研究了超级13cr的腐蚀行为。结果表明，在co2腐蚀环境中，随试验温度的升高，超级13cr的均匀腐蚀速率上升缓慢，只发生了轻微的点蚀；
在h2s 和co2共存条件下，超级13c的均匀腐蚀速率变化不大，点蚀严重，当cl-浓度为160g/l 时，其最大点蚀深度可达28μm。住友金属开发的耐co2腐蚀油套管有sm13cr-80～95，sm13crs-80～110和sm13crm-80～110，川崎开发了kohp2-13cr95～110，天津钢管开发了tp80-110nc-13cr，tp95～125-hp13cr 和tp95～125-sup13cr，宝钢开发了bg95～110-13cr，bg13cr-110u和bg13cr-110s 等。当井况同时含有h2s，co2和cl-等介质时，必须使用feni 基或ni 基合金［53］。ni 基合金中ni含量都在30%以上，其中w（ni+fe）≥50%的称为feni 基耐蚀合金。在ni 基合金中，添加fe 可以改善合金元素的相容性，并通过置换部分ni 来降低成本；
添加cr 可改善在氧化性介质中的耐蚀性，提高耐局部腐蚀的性能；
添加mo可改善在还原性介质中的耐蚀性，提高耐局部腐蚀和耐氯化物晶间腐蚀的性能；
添加w的作用与mo类似，但对高ni-mo合金的热稳定性有害；
添加cu可提高耐h2so4和hf腐蚀的性能；
添加nb，ti，ta可改善焊接热影响区，并提高ni基合金耐晶间腐蚀的性能。目前用于防腐的feni基及ni基合金钢主要有：nicu 系、nicr系、nifecr系及hastelloy b/c/g系列合金。由于各油气田腐蚀介质类型、井下温度及压力等相差较大，大量采用耐蚀合金大大增加了油气开采的成本。双金属复合管是由基层和耐蚀层通过机械或冶金方式结合而成的。基层采用碳钢管或合金钢管，确保优异的机械力学性能；
耐蚀层依据油气腐蚀环境选择。双金属复合管较单一耐蚀管具有50%～70%的成本优势，近年来在国内外得到了广泛的应用和发展［54］。有些油气田除采用大量金属管外，还采用了一部分非金属管，如玻璃钢管［55］、纤维增强塑料管等［56］。

1.2.2 涂镀层防腐技术

在油气开采过程中，管材在极其严酷和复杂的环境下服役，材料的表面选用耐蚀涂层可有效隔绝腐蚀介质达到防腐效果。油套管防腐采用的涂镀层主要有金属覆盖层、非金属覆盖层和化学转化覆盖层［32］。用耐蚀性较强的金属或合金把容易腐蚀的金属表面完全遮盖起来以防止腐蚀的方法，称为金属覆盖层保护，主要包括电镀、化学镀、渗镀、热镀、物理及化学气相镀等。非金属覆盖层包括有机涂层和无机涂层。化学转化膜覆盖层包括磷化处理、氧化处理、钝化处理等。李岩［57］采用不同方法在n80油套管钢表面分别制备化学镀ni-p、电镀zn-ni、热喷涂ni-cr-fe-ta-mo-ti合金涂层，大幅提高了n80钢的耐蚀性。李远辉［58］等对n80油套管钢试样进行渗氮和qpq（quench-polish-quench）处理，并进行了腐蚀试验后发现，在吸氧动力学所控制的含氧溶液中，经过处理的试样抗腐蚀性能最好；
在析氢动力学所控制的无氧溶液中，处理过的试样腐蚀速率远低于未处理的试样。林乃明［59］等采用热渗镀技术在油套管用p110钢表面成功制备了ni基合金层，显著提高了p110钢的耐蚀性。刘杨［60］采用热喷涂方法，将一种特殊的固态非金属粉末喷涂在油管内壁，并通过涂层自身所具有的减磨和耐磨特性，来保护和延缓抽油杆接箍与杆体的磨损，对偏磨抽油机井的杆、管有很好的保护作用。张智［61］以特种高分子有机聚合物为基础，开发了综合性能较高的mps防腐涂层，并通过对纳米材料及纳米技术的研究，在mps涂层中添加了数种纳米材料，有效解决了纳米材料的分散问题，使mps涂层具有较高的抗腐蚀、防结蜡、防结垢性能。目前虽然使用防腐涂层可以极大提高油套管的抗腐蚀性能，但由于油气井作业的复杂性，涂层使用还存在较大的限制。1.2.3 电化学防腐技术

电化学保护按其保护原理，可分为阳极保护和阴极保护［62］。阳极保护在油气田应用较少。阴极保护分为外加电流阴极保护和牺牲阳极阴极保护。外加电流保护是将被保护金属与直流电源的负极相连，利用外加阴极电流进行阴极极化，从而降低腐蚀速率的方法；

牺牲阳极保护是在将一个电位更负的金属连接到被保护金属上作阳极，使被保护金属阴极极化而得到保护的方法。应根据不同的油套管材质和服役环境选用不同的阴极保护方式。多年的实践证明，对套管实施阴极保护是减缓和防止其外壁腐蚀破坏的有效措施，如美国得克萨斯太阳勘探公司，20世纪90年代以来对2178口井进行阴极保护，有效率达88%；
国内的长庆油田具有“三低”特点，自1987年以来，先后对346口井进行阴极保护，使保护前套管的平均破损率由2.65降到了保护后的0.802［63］，取得了显著效果。1.2.4 化学防腐技术

针对油套管腐蚀问题，目前主要通过加注一种具有缓蚀、杀菌、防垢等综合效能的化学保护液，改善注水井水质，起到了防腐防垢的作用［39］。与其他防护方法相比，采用化学保护液有如下特点：①不改变油套管的性质和生产工艺；
②用量少，一般添加0.1%~1.0%的缓蚀剂即可起到防腐蚀作用；
③方法简单，无需特殊的附加设备。目前开发的有机缓蚀剂主要以抑制h2s腐蚀为主。我国已经生产和使用的抗h2s 腐蚀的缓蚀剂有7019，1017，7251（g-a）等，一般用量约0.3%，缓蚀效率就可达90%左右。为了增产原油，我国研制和应用的用于高温高压酸化压裂的缓蚀剂有7623，7701和天津若丁-甲醛等。这些缓蚀剂一般可在80~150℃使用，用量2%~4%，缓蚀效率可达90%左右。李海燕［64］等研究发现加注mh-46缓蚀剂不仅能防止h2s和co2的腐蚀，还能抑制srb 和不均匀结垢引起的腐蚀，用量为100 mg/l时缓蚀率可达80%以上。缓蚀剂的保护效果与腐蚀介质的类型、浓度、温度、流速以及被保护金属材料材质等有密切关系。因此，添加缓蚀剂有严格的选择性，不同的腐蚀介质和被保护金属应选择不同的缓蚀剂。

1.3 油套管的腐蚀特征

通常油套管的腐蚀具有3个主要的特征，具体如下：

（1）通常腐蚀介质是多相存在的，当不同相介质同时对油套管产生腐蚀时，会 互相促进，使油套管加速腐蚀。

（2）当油套管处于高温或者高压的工作环境下时，会使得油套管的腐蚀程度和 腐蚀速率大大增加。

（3）油气田中的主要腐蚀介质包括h2s、co2、o2、cl、h2o等。在这些介质 含量相同的情况下，o2的腐蚀性最大；
cl本身不会对油套管产生腐蚀，但其迁移率较高，这会促进套管局部发生酸化腐蚀；
h2o是电化学腐蚀的主要载体。

1.4 油套管的腐蚀类型

油套管通常处于复杂、恶劣的工作环境中，对其产生腐蚀的因素非常多，各种因素如果共同对油套管进行腐蚀，则会大大加快油套管腐蚀的速度。根据油套管的工作温度，其腐蚀的主要类型如下：（1）低温环境：氢致开裂、侵蚀、坑蚀；
（2）常温环境：硫化物应力开裂；

（3）高温环境：均匀腐蚀、点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀等。

1.5 工作环境对油套管的基本要求

根据油套管腐蚀的特征分析，油套管在工作过程中应满足力学及工作环境两方面的要求。油套管需要具有较高的耐腐蚀性及耐磨损性，另外还需要较高的强度，防止拉应力的过大而导致的套管开裂。同时，其接头还需要有较高的密封性，避免外界气体的入侵而造成管道内部的过快腐蚀。