本書是作者長(zhǎng)期從事油氣田腐蝕與防護(hù)的現(xiàn)場(chǎng)研究工作與實(shí)驗(yàn)室研究工作的全面總結(jié)，同時(shí)參考了國(guó)內(nèi)外油氣田設(shè)備腐蝕與防護(hù)的最新研究成果，全面、系統(tǒng)地闡述了油氣田開采、集輸、處理、儲(chǔ)運(yùn)等過(guò)程中出現(xiàn)的設(shè)備腐蝕問題與防護(hù)技術(shù)。本書的主要研究背景均為國(guó)內(nèi)油田氣的腐蝕與防護(hù)，內(nèi)容包括：緒論，油氣田CO2腐蝕，油氣田H2S腐蝕，油氣田CO2、H2S腐蝕預(yù)測(cè)模型，油氣田系統(tǒng)腐蝕監(jiān)/檢測(cè)，油氣田系統(tǒng)的控制，共6章。本書可供從事油氣田開發(fā)的各類人員閱讀，也可作為高等院校相關(guān)專業(yè)有關(guān)課程的教學(xué)參考書或培訓(xùn)教材。
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金屬腐蝕問題是石油工業(yè)、化學(xué)工業(yè)和天然氣工業(yè)等部門面臨的一個(gè)十分重要的難題。油氣田所處環(huán)境復(fù)雜，鋼材使用數(shù)量多，導(dǎo)致油氣井乃至油氣集輸系統(tǒng)都存在不同程度的腐蝕，影響油氣田正常生產(chǎn)。所以，油氣田腐蝕與防護(hù)一直是石油工業(yè)的重要課題。
我國(guó)是一個(gè)油氣資源非常豐富的國(guó)家，迄今為止，我國(guó)先后在82個(gè)主要大中型沉積盆地開展了油氣勘探，發(fā)現(xiàn)油田500多個(gè)。我國(guó)主要的陸上石油產(chǎn)地有：大慶油田、勝利油田、遼河油田、克拉瑪依油田、四川油田、華北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、長(zhǎng)慶油田、江漢油田、江蘇油田、青海油田、塔里木油田、塔河油田、吐哈油田、玉門油田。另外，還有豐富的海洋油氣資源，例如，近來(lái)在渤海灣地區(qū)發(fā)現(xiàn)的數(shù)個(gè)億噸級(jí)海上油田，其成為我國(guó)油氣增長(zhǎng)的主體。
然而，在油氣田大力開采的同時(shí)，一些油氣田也發(fā)生了嚴(yán)重或非常嚴(yán)重的腐蝕問題，而且由腐蝕問題導(dǎo)致的事故也時(shí)有發(fā)生。以大慶、勝利、遼河等油田為代表的東部油田是我國(guó)的老油田基地，據(jù)20世紀(jì)90年代腐蝕調(diào)查統(tǒng)計(jì)，僅注水系統(tǒng)由于腐蝕而造成的經(jīng)濟(jì)損失當(dāng)時(shí)就達(dá)每年2億元以上。盡管采取一些措施加以控制，但經(jīng)歷了60余年的勘探開發(fā)，東部主力油田都已經(jīng)進(jìn)入了高含水開采階段，加之設(shè)備長(zhǎng)期處在高負(fù)荷下運(yùn)行，部分油管／套管、儲(chǔ)罐、地面／地下集輸管網(wǎng)沒有得到及時(shí)更換，腐蝕問題仍然存在，尤其以地面集輸系統(tǒng)的腐蝕問題最為突出。以塔里木油田、塔河油田等為代表的西部油田盡管在20世紀(jì)90年代才開始勘探開發(fā)，但是，西部油氣田多為深井，環(huán)境條件惡劣，油井產(chǎn)出水具有“四高一低”的特點(diǎn)，即高礦化度、高氯離子含量、高C02、高H2S、低pH等，近年來(lái)使得西部油氣田的腐蝕問題比較突出。
目錄
前言
第1章 緒論1
1.1油氣工業(yè)的腐蝕現(xiàn)狀與腐蝕控制的重要性1
1.2油氣田系統(tǒng)腐蝕與控制的特點(diǎn)7
1.2.1油氣田系統(tǒng)腐蝕的復(fù)雜性7
1.2.2油氣田系統(tǒng)腐蝕形式的多樣性9
1.2.3油氣田腐蝕及其控制是一個(gè)系統(tǒng)工程20
1.3油氣田的腐蝕因素21
1.3.1溶解氧腐蝕21
1.3.2二氧化碳腐蝕23
1.3.3硫化氫腐蝕23
1.3.4細(xì)菌腐蝕24
1.4油氣田設(shè)備腐蝕速率指標(biāo) 26
1.5我國(guó)主要油氣田的分布及腐蝕特征 28
1.5.1大慶油田28
1.5.2勝利油田29
1.5.3遼河油田30
1.5.4克拉瑪依油田31
1.5.5西南油氣田32
1.5.6華北油田33
1.5.7大港油田33
1.5.8中原油田34
1.5.9吉林油田35
1.5.10河南油田35
1.5.11長(zhǎng)慶油田36
1.5.12江漢油田37
1.5.13江蘇油田37
1.5.14塔里木油田38
1.5.15吐哈油田39
1.5.16塔河油田39
1.5.17玉門油田41
1.5.18青海油山42
1.5.19海洋油氣田42
參考文獻(xiàn) 43
第2章 油氣田C02腐蝕 45
2.1 C02的一般性質(zhì) 45
2.2油氣田C02的來(lái)源45
2.3油氣田C02腐蝕危害、研究歷史及評(píng)價(jià) 46
2.4油氣陽(yáng)C02腐蝕機(jī)理48
2.4.1 C02全面腐蝕機(jī)理48
2.4.2 CO2局部腐蝕機(jī)理50
2.5影響C02腐蝕的因素53
2.5.1溫度的影響53
2.5.2 C02分壓的影響56
2.5.3介質(zhì)流速的影響58
2.5.4腐蝕產(chǎn)物膜的影響62
2.5.5 pH的影響64
2.5.6 c1的影響65
2.5.7細(xì)菌的影響66
2.5.8 H2S的影響69
2.5.9氧含量的影響70
2.5.10合金元素的影響70
2.5.11結(jié)垢的影響71
2.5.12其他影響因素72
參考文獻(xiàn) 72
第3章 油氣田H2S腐蝕77
3.1油氣田中H2S的來(lái)源、分布及性質(zhì) 77
3.1.1油氣田中 H2S的來(lái)源及分布77
3.1.2 H2S的一般性質(zhì)79
3.2 H2S監(jiān)測(cè)與人身安全防護(hù) 81
3.3 H2S腐蝕物理化學(xué)機(jī)理 82
3.3.1陽(yáng)極反應(yīng)機(jī)理82
3.3.2陰極反應(yīng)機(jī)理 84
3.3.3氫脆機(jī)理85
3.4油氣腐蝕性判據(jù) 92
3.5 H2S腐蝕的影響因素 94
3.5.1天然氣中含水的影響94
3.5.2 H2S濃度（分壓）的影響94
3.5.3溫度的影響96
3.5.4 pH的影響97
3.5.5腐蝕時(shí)問的影響99
3.5.6流速的影響99
3.5.7 c1的影響99
3.5.8冶金因素的影響100
3.6 H2S/C02≥k存的腐蝕行為100
3.7 H7S/C07共存條件下的腐蝕判據(jù)102
參考文獻(xiàn)103
第4章 油氣田C02腐蝕預(yù)測(cè)模型106
4.1腐蝕預(yù)測(cè)模型的來(lái)源106
4.1.1 SHELL模型106
4.1.2 Tulsa模型106
4.1.3 CORMED模型107
4.1.4 LIPUCOR模型107
4.1.5 Norsok模型108
4.1.6 PredictTM模型108
4.1.7 0hio模型109
4.1.8 Cassandra模型109
4.1.9 Hydrocor棋型109
4.1.10 SweetCor模型110
4.1.11 CNPC模型110
4.2影響腐蝕預(yù)測(cè)模型的主要因素111
4.3 SHELL模型114
4.3.1 SHELL95半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮?14
4.3.2數(shù)據(jù)擬合方法116
4.3.3預(yù)測(cè)結(jié)果的相關(guān)性116
4.4模型的局限性123
參考文獻(xiàn)123
第5章 油氣田系統(tǒng)腐蝕監(jiān)／檢測(cè)126
5.1概述126
5.1.1油氣田系統(tǒng)腐蝕監(jiān)／檢測(cè)的必要性126
5.1.2腐蝕臨／檢測(cè)方法分類128
5.1.3腐蝕監(jiān)／檢測(cè)研究機(jī)構(gòu)130
5.2掛片失重法132
5.2.1掛片失重法原理132
5.2.2油氣田管道腐蝕在線掛片監(jiān)測(cè)133
5.2.3油氣井腐蝕在線監(jiān)／檢測(cè)掛片技術(shù)134
5.3電阻探針法140
5.3.1基本原理140
5.3.2電阻探針測(cè)試系統(tǒng)141
5.3.3電阻探針法在油氣山腐蝕監(jiān)測(cè)中的應(yīng)用144
5.4電感探針法144
5.4.1電感探針法原理144
5.4.2電感探針監(jiān)測(cè)系統(tǒng)的基本構(gòu)成145
5.4.3電感探針臨測(cè)技術(shù)在石油、化工領(lǐng)域中的應(yīng)用146
5.5線性極化電阻法148
5.5.1基本原理148
5.5.2 LPR監(jiān)測(cè)系統(tǒng)的摹本構(gòu)成151
5.5.3 LPR技術(shù)在油氣山腐蝕監(jiān)測(cè)中的應(yīng)用152
5.6氫探針法152
5.6.1氫監(jiān)／檢測(cè)的日的152
5.6.2氧監(jiān)／檢測(cè)儀的基本原理153
5.6.3氫探針的研究進(jìn)展及應(yīng)用現(xiàn)狀156
5.7場(chǎng)指紋法159
5.7.1場(chǎng)指紋法概述159
5.7.2場(chǎng)指紋法的基本原理160
5.7.3影響FSM檢測(cè)精度和靈敏度的因素161
5.7.4技術(shù)特點(diǎn)分析163
5.7.5 FSM的局限性164
5.7.6 FSM系統(tǒng)及安裝165
5.7.7 FSM腐蝕臨／檢測(cè)技術(shù)在油氣陽(yáng)中的應(yīng)用166
5.8電化學(xué)噪聲監(jiān)／檢測(cè)技術(shù)168
5.8.1電化學(xué)噪聲概述168
5.8.2電化學(xué)噪聲的歷史演變169
5.8.3電化學(xué)噪聲監(jiān)／檢測(cè)原理169
5.8.4電化學(xué)噪聲的測(cè)量方法及影響因素170
5.8.5電化學(xué)噪聲在油氣田局部腐蝕臨／檢測(cè)中的應(yīng)用172
5.9油氣田腐蝕嗡／檢測(cè)點(diǎn)遵循的原則173
5.10油氣田系統(tǒng)腐蝕監(jiān)／檢測(cè)的幾點(diǎn)說(shuō)明174
5.11油氣田系統(tǒng)腐蝕監(jiān)／檢測(cè)的應(yīng)用實(shí)例175
參考文獻(xiàn)178
第6章 油氣田腐蝕的控制184
6.1緩蝕劑184
6.1.1緩蝕劑的定義、特點(diǎn)184
6.1.2緩蝕劑分類184
6.1.3緩蝕機(jī)理186
6.1.4油氣田常用緩蝕劑188
6.1.5油氣田緩蝕劑的不同狀態(tài)195
6.1.6油氣田緩蝕劑的近期發(fā)展197
6.1.7油氣田緩蝕劑的選用197
6.1.8油氣田緩蝕劑的評(píng)價(jià)與篩選209
6.1.9緩蝕率213
6.1.10實(shí)驗(yàn)室內(nèi)緩蝕率的測(cè)試213
6.1.11影響緩蝕率的因素220
6.1.12油氣田緩蝕劑的加注工藝223
6.1.13緩蝕劑進(jìn)展與展望226
6.1.14利用分子設(shè)計(jì)開發(fā)緩餿劑228
6.2控制油氣田腐蝕材料優(yōu)選229
6.2.1金屬材料的優(yōu)選229
6.2.2非金屬材料的選用234
6.3采用保護(hù)性覆蓋層 238
6.3.1北金屬防護(hù)層238
6.3.2金屬防護(hù)層244
6.4電化學(xué)保護(hù) 245
參考文獻(xiàn) 246
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