第五章 油氣生產和輸送管材的腐蝕環境與特點

油氣工業主要包括石油和天然氣的開採、集輸、長輸和儲存，油氣工業中的腐蝕包括採輸裝置的腐蝕和採輸用油氣管材的腐蝕。由於石油天然氣開採和輸送過程中管材的用量非常大，其腐蝕與採輸裝置相比更顯得量大面廣，因此本章主要介紹油氣管材的腐蝕問題，主要包括油氣井下管柱和油套管、油氣田地面或海底油氣集輸管線、長距離油氣輸送管線等。

油氣管材的腐蝕在宏觀上可以分為內腐蝕和外腐蝕，內腐蝕主要是管體內部由於輸送的油氣水多相流動介質所導致的腐蝕，主要包括CO2、H2S等腐蝕性介質引起的多相流腐蝕；外腐蝕主要是管體外部遭受的土壤、地下水和微生物引起的腐蝕，包括由於土壤宏觀電池引起的腐蝕和由於交直流電干擾引起的雜散電流腐蝕等。

2。1油氣管材所處的內外腐蝕環境介質特點

2。1。1內腐蝕環境介質特點

油氣管材內腐蝕的介質環境有三個顯著特點：一是氣、水、烴、固共存的多相流腐蝕介質；二是高溫和/或高壓環境；三是H2S、CO2、O2、Cl-和水分是主要腐蝕物質。

（1）多相流

石油工業的多相流主要是氣相、液相（包括水相和烴相）和固相（固體沙粒）多相共存且流動的多相流。與單相介質腐蝕相比，多相介質腐蝕情況比較複雜，以水-烴兩相存在的情況為例，通常認為當油水比大於70%的情況時，一般存在油包水的情況，腐蝕速率較低；但當油水比小於30%的情況時，則會出現水包油的情況，腐蝕速率較高。即便當水包油時，也會出現兩種情況：一是油中含有可起緩蝕劑作用的物質，這時油水兩相介質腐蝕由於受到緩蝕作用，其腐蝕速率比單相水介質的腐蝕速率要低；二是當油中不含有緩蝕作用物質時，由於各相間的互相促進，其腐蝕性有時會比單相介質強得多。

多相流的腐蝕行為不僅由於多相介質對腐蝕的作用與單相介質不同，而且由於流動的作用會造成多相流沖刷腐蝕，而多相流沖刷腐蝕的行為又與流型、流速以及腐蝕反應物質和腐蝕產物在流體中的傳質過程有關。

（2）高溫和/或高壓環境

對於油氣井，石油管材多在高溫高壓的環境中服役，特別是隨著石油工業的發展，其打井越來越深，例如我國西北地區的油氣田，已經開始開採6000～7000m的深井，其井下溫度超過150℃甚至接近180℃，壓力甚至達到100MPa以上。對於地面集輸管線和油氣長輸管線，也往往在較高壓力下執行。高溫高壓環境材料的腐蝕規律和機理往往不同於室溫常壓。溫度和壓力是材料腐蝕行為的重要影響因素，例如對於CO2腐蝕，由於腐蝕產物膜對材料的保護性與溫度和壓力有關，而表現出在一定溫度下和一定CO2分壓下，材料的腐蝕速率達到最大值。所以儘管多數情況下，高溫高壓容易導致材料更嚴重的腐蝕，但有時高溫狀況對材料抗介質腐蝕是有利的，比如大於100℃時材料對硫化物應力腐蝕開裂的敏感性大大降低。

未來的石油工業將面臨油井開採後期含水量的提高，深井、超深井的開發導致溫度和壓力的進一步提高，強腐蝕環境油井的開發和注CO2驅採油技術應用導致CO2、H2S和Cl-含量上升，這些都導致石油管的內腐蝕更趨嚴重。

（3）高含CO2-H2S

自然界中地質結構蘊藏著豐富的天然CO2氣體，在石油、天然氣勘探和開採過程中，CO2作為伴生氣體同時產出。另外，CO2與原油混溶，可以使原油發生溶脹，CO2分子進入烴類分子中間降低烴類分子的內摩擦力，從而降低原油的黏度並提高其流動性。因此，將CO2加壓注入油井中，可以明顯提高原油採收率，增加原油產量，這是早期的CO2非混相驅油原理。由此可見，在石油、天然氣開採與集輸過程中廣泛存在著CO2氣體。一般來說，乾燥的CO2對碳鋼並沒有腐蝕性或其腐蝕性極為輕微。然而，當這些伴生或回注的CO2氣體溶於水形成H2CO3，則會對石油、天然氣開採與集輸過程中的油套管、輸送管線造成嚴重的腐蝕，而且CO2溶於水所形成H2CO3可以在碳鋼表面直接還原，因此在相同的pH值下，CO2水溶液的腐蝕性比強酸（如HCl）溶液還要嚴重。

在石油、天然氣開採和集輸過程中，CO2作為伴生氣對油套管及集輸管線會造成嚴重的腐蝕。油氣集輸管道和裝置往往由於CO2腐蝕而導致洩漏。CO2腐蝕是油氣田生產中管材腐蝕失效的主要原因之一。隨著油氣田開發進入中後期，深層高壓CO2油氣田的開發，油氣中的CO2含量和含水率上升，以及回注CO2強化採油工藝（EOR）的廣泛應用，CO2腐蝕問題更趨嚴重。

CO2腐蝕往往引起油氣田管道和裝置的腐蝕失效，給油氣田造成重大的經濟損失，包括災難性事故和生態環境的汙染。1943年美國得克薩斯州油田氣井以及1945年路易安那州油井首次認為出現了CO2腐蝕問題。1961～1962年蘇聯開發克拉斯諾爾邊疆區油氣田時也發現CO2腐蝕。1988年英國阿爾法平臺因腐蝕破壞而發生爆炸，造成166人死亡，導致北海油田年減產12%。美國Mississipi的LittleGreek油田採用回注CO2強化驅油技術（EnhancedOilRecovery，EOR），在沒采取抑制CO2腐蝕措施的情況下，油管使用不到5個月就腐蝕穿孔，其腐蝕速率達到12。5mm/a。美國另一個Sacroc油田也採用了CO2EOR採油技術，井口雖然採用了AISI410不鏽鋼，但仍遭受嚴重的CO2腐蝕。國內油氣田的CO2腐蝕破壞在20世紀80年代中期明顯突出，中國石油工業每年所耗費的石油管材價值約100億元，其中大部分因腐蝕而報廢。在1971年5月～1986年2月期間，四川天然氣管網因腐蝕導致爆炸事故83次，其中第一次事故就造成24人傷亡。華北油田餾58井，曾日產原油400t，天然氣100000m3，其N80油管僅使用了18個月，就被腐蝕得千瘡百孔，不得不報廢，並造成井噴，被迫停產。塔里木雅克拉氣田一口氣井由於油管腐蝕使天然氣由油套管的環空竄入地面著火72天，造成直接經濟損失3000萬元。吉林油田萬五井由於油管遭受嚴重的CO2腐蝕，800m油管掉落井下。其他油田如勝利、大慶、中原等油田均面臨著嚴重的CO2腐蝕。另外，因腐蝕所造成的原油洩漏還破壞水資源、破壞生態環境並造成資源浪費。

隨著我國能源結構的改變，對石油、天然氣的需求日益增加，越來越多腐蝕環境複雜的高含硫油氣田逐漸開發，諸如川東北羅家寨和普光等高含硫氣田，部分割槽塊H2S和CO2含量甚至超過10%，而地面管線的防腐措施大都採用碳鋼加緩蝕劑的方法，碳鋼在高溫高壓H2S/CO2共存條件下的腐蝕問題突出，腐蝕造成的材料損傷不僅給國家造成巨大的經濟損失，而且一旦因腐蝕導致管道洩漏或開裂，引起爆炸或劇毒的H2S氣體擴散，將造成重大安全事故、人員傷亡和環境汙染。

國內外對於CO2腐蝕、H2S腐蝕、HIC和SSC已經開展了較長時間的研究，獲得了許多有益的結果。在CO2腐蝕環境裡，碳鋼的腐蝕產物通常是由FeCO3組成的膜，具有良好的附著性，較高緻密性，一定條件下可以抑制碳鋼的進一步腐蝕。在H2S的腐蝕環境裡，碳鋼通常形成Fe-S化合物的腐蝕產物，Fe的硫化物腐蝕產物膜控制著整個腐蝕過程，對基體起到保護作用，但在可能破壞腐蝕產物膜的環境介質中會發生區域性腐蝕。H2S與CO2共存條件下，二者的腐蝕機理存在競爭與協同效應。雖然單純CO2造成的腐蝕減薄比H2S嚴重，但一旦存在H2S，其腐蝕又往往起控制作用。H2S的存在既能透過陰極反應加速CO2腐蝕，又能透過硫化物腐蝕產物膜減緩腐蝕。

2。1。2外腐蝕環境介質特點

石油管材的外腐蝕主要是由土壤、地下水、海水及微生物所造成的腐蝕。由於土壤腐蝕更為量大面廣，下面著重介紹土壤腐蝕。土壤腐蝕屬於電化學腐蝕範疇，其腐蝕機理可用電化學腐蝕的理論描述。但是由於土壤的組成與結構複雜多變，土壤的腐蝕性表現出很大的差異。埋地管道可以在一年內腐蝕穿孔，也可以數十年無明顯變化。同一根輸油管道在某些地段腐蝕極為嚴重，但在另一些地段卻完好無損。

（1）土壤的特性

溶解於土壤中的氧和二氧化碳等氣體都可以成為土壤腐蝕的腐蝕劑。但電解質的存在是產生土壤電化學腐蝕的必要條件。在土壤體系中，土壤膠體往往帶有電荷，並吸附一定數量的負離子，當土壤中存在水分時，土壤即成為一個帶電膠體與離子組成的導體，因此土壤可認為是一個腐蝕性多相電解質體系。這種電解質不同於水溶液和大氣等腐蝕介質，有其自身的特點，主要表現在以下幾個方面。

①土壤的多相性。土壤是一個由固、液、氣三相組成的多相體系。其中固相主要由含多種無機礦物質以及有機物的土壤顆粒組成；液相主要指土壤中的水分，包括地下水和雨水等；氣相即為空氣。土壤的多相性還在於不同時間、不同地點各相的組成與含量也是不同的。土壤的這種多相性決定了土壤腐蝕的複雜性。

②土壤的不均一性。土壤性質和結構的不均勻性是土壤電解質的最顯著特徵。這種不均一性使得土壤的各種理化性質，尤其與腐蝕有關的電化學性質也隨之不同，導致土壤腐蝕性的差異。鋼鐵在理化性質較一致的土壤中平均腐蝕速率是很小的，NBS（美國國家標準局）長期土壤埋件的試驗結果表明，較均一土壤中金屬的平均腐蝕速率僅為0。02mm/a，最大為0。064mm/a。而在差異較大的土壤中，腐蝕速率可達0。46mm/a。

③土壤的多孔性。在土壤的顆粒間存在著許多微小孔隙，這些毛細管孔隙就成為土壤中氣液兩相的載體。其中水分可直接填滿孔隙或在孔壁上形成水膜，也可以溶解和吸附一些固體成分形成一種帶電膠體。正是由於水的這種膠體形成作用，使土壤成為一種由各種有機物、無機物膠凝物質顆粒組成的聚集體。土壤的孔隙度和含水量又影響著土壤的透氣性和電導率的大小。

④土壤的相對穩定性。土壤的固體部分對於埋設在土壤中的管道，可以認為是固定不動的，僅有土壤中的氣相和液相作有限的運動。例如，土壤孔隙中氣體的擴散，以及地下水的移動等。

（2）土壤腐蝕的影響因素

土壤腐蝕速率的大小與土壤的各種物理、化學性質及環境因素有關，這些因素間的相互作用，使得土壤腐蝕性比其他介質更為複雜。在眾多的因素中，以土壤的含水量、含氧量、含鹽量、酸鹼度及電阻率等因素與土壤腐蝕性之間的關係最為密切。

①含水量。土壤中含水量對腐蝕的影響很大。土壤的水分對於金屬溶解的離子化過程及土壤電解質的離子化都是必需的，土壤中若沒有水分，則沒有電解液，電化學腐蝕就不能進行。土壤是由各種礦物質和有機質所組成的，因而總含有一定量的水分，所以金屬在土壤中的腐蝕是不可避免的。但含水量不同，其腐蝕速率也不一樣。一般而言，土壤含水量高，有利於土壤中各種可溶鹽的溶解，土壤迴路電阻減小，腐蝕電流增大。但含水量過高時，由於可溶鹽量已全部溶解，不再有新的鹽分溶解，而土壤膠粒的膨脹會阻塞土壤孔隙，使得空氣中氧不能充分擴散到金屬表面，不利於氧的溶解和吸附，去極化作用得到減低，腐蝕速率反而會減小。土壤中的水分除了直接參與腐蝕的基本過程，還影響到土壤腐蝕的其他因素，諸如土壤的透氣性、離子活度、電阻率，以及細菌的活動等。如土壤含水量增加，土壤電阻率將減小，透氣性降低，從而使得氧濃差電池作用增大。實際觀察到的埋地管道底部腐蝕往往比上部嚴重，就是因為管道底部接近地下水位，溼度較大，含氧低，成為腐蝕電池的陽極而遭到腐蝕。而頂部因埋得較淺，含水少，成為腐蝕電池的陰極而不腐蝕。

②含氧量。氧不僅作為腐蝕劑成為影響土壤腐蝕的一個重要因素，而且還在不同的土壤與管道接觸部位形成氧濃差電池而導致腐蝕。就管道材料而言，含氧量愈高，腐蝕速率則愈大，因為氧的去極化作用是透過吸氧反應實現的，並隨到達陰極的氧量增加而加快。但同時，如果與管道接觸的土壤介質中氧含量存在差異，含氧量高的部位以陰極反應即氧的還原反應為主，而相鄰的含氧量低的部位以陽極反應即金屬失電子而離子化反應為主，由此在管道不同部位間形成腐蝕電池，造成氧含量低的部位顯示出顯著的區域性腐蝕特徵。

土壤中氧的來源主要是空氣的滲透，另外雨水及地下水中的溶解也會帶來少量的氧。因此，土壤的密度、結構、滲透性、含水量及溫度等都會影響到土壤中的氧含量。在通常情況下，就宏觀電池腐蝕和細菌腐蝕而言，黏性較大的土壤比透氣性好的土壤腐蝕性要強，但如果發生腐蝕的原因是由氧濃差腐蝕電池引起的，則兩種土壤都對腐蝕不利。

③含鹽量。通常土壤中可溶鹽含量一般在2%以內，為80～1500mg/kg，是形成土壤電解液的主要因素。含鹽量愈高，土壤電阻率愈小，腐蝕速率愈大。土壤中可溶鹽的種類很多，與腐蝕關係密切的陰離子型別主要有：碳酸根，氯和硫酸根離子。其中以氯離子對土壤腐蝕促進作用較大，所以海底管道在防護不當時腐蝕十分嚴重。陽離子主要有鉀、鈉、鎂、鈣離子，一般來說對腐蝕的影響不大，只是透過增加土壤溶液的導電性來影響土壤的腐蝕性。但在非酸性土壤中鈣、鎂的離子能形成難溶的氧化物和碳酸鹽，在金屬表面上形成保護層，能減輕腐蝕。如埋在石灰質土壤中管道腐蝕輕微，就是很典型的例子。

④酸鹼度。土壤的酸鹼度取決於土壤中H+濃度的高低。H+來源較多，有的來源於土壤的酸性礦物質的分解，有的來自生物或微生物的生命活動形成的有機酸和無機酸，但其主要來源還是空氣中的CO2溶於水後電離產生的H+。土壤酸鹼度對腐蝕的影響非常複雜。一般認為，隨著土壤pH值降低，土壤對管道的腐蝕速率增加。因為介質酸性愈大，氫的過電位就愈小，陰極反應愈易進行，因而金屬腐蝕速率也愈快。管道在中性土壤中的氫過電位比在酸性土壤中要高，故中性土壤中金屬的腐蝕速率一般比在酸性土壤中要慢。但在近中性土壤中，管道有可能發生應力腐蝕開裂（SCC）。加拿大油氣輸送管線事故調查及研究表明，隨著管道服役時間的延長，在近中性pH土壤環境中，管道發生土壤應力腐蝕開裂的可能性會不斷增大。

⑤電阻率。土壤電阻率是表徵土壤導電能力的指標，在土壤電化學腐蝕機理研究過程中是一個很重要的因素。在長輸地下金屬管道的宏電池腐蝕過程，土壤電阻率起主導作用。因為宏電池腐蝕中，電極電位可達數百毫伏，此時腐蝕電流大小將受歐姆電阻控制。所以，在其他條件相同的情況下，土壤電阻率愈小，腐蝕電流愈大，土壤腐蝕性愈強。土壤電阻率大小取決於土壤中的含鹽量、含水量、有機質含量及顆粒、溫度等因素。由於土壤電阻率與多種土壤理化性質有關，因此許多情況下，土壤電阻率被用作評價土壤腐蝕性的強弱。一般來說，電阻率在數千歐姆·釐米以上，土壤對管道金屬的腐蝕較輕微，而當電阻率低至幾百甚至幾十歐姆·釐米以下時，其腐蝕性相當強。所以管道透過低窪地段時，產生腐蝕的可能性很大。

另外，土壤電阻率對陰極保護電流的分佈影響很大，當土壤電阻率均勻，管道電阻忽略不計時，與陽極距離最近點電流密度最大，距陽極愈遠，電流愈小。如果沿管道土壤電阻率分佈不均，則對管道電流分佈產生較大影響，電阻率小的部位，保護電流較大，從而使保護電位下降，造成腐蝕。

除了土壤的特有性質外，管道服役的外部環境諸如雜散電流和人為施加的外部環境如陰極保護不當等，都會引起一些特定的腐蝕形式。

我國現有油氣輸送管線長度已經突破10萬千米，近十年是油氣管線建設的高潮期，同時也隨著油氣輸送管線服役時間的延長，逐漸暴露出各類腐蝕問題，甚至造成嚴重的失效事故，嚴重威脅油氣生產安全。因此，全面瞭解油氣管線內部和外部的各類腐蝕形式和問題，發展針對性的腐蝕控制技術，是提升油氣管材服役安全的重要途徑。

2。2油氣管材腐蝕的複雜性和不同層次

油氣管材的腐蝕問題由於其接觸介質的多樣性，腐蝕形式複雜，往往給工程技術人員帶來諸多疑問，因此，有必要從多層次認識油氣管道和設施的腐蝕風險。

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2。2。1從腐蝕發生的部位認識油氣管材的腐蝕失效

根據管道發生腐蝕的部位直觀分辨腐蝕問題，可以分為管道內腐蝕和外腐蝕。內腐蝕主要是管體內部由於輸送的油氣水多相流動介質所導致的腐蝕。外腐蝕主要是管體外部遭受的土壤、地下水和微生物引起的腐蝕，包括由於土壤宏觀電池引起的腐蝕和由於交直流電干擾引起的雜散電流腐蝕等。

除此之外，還可以根據管道環向上發生腐蝕的部位進一步區分。例如，對於水平輸送管線，往往在管道底部發生腐蝕，對於未脫水的海底溼天然氣，則可能在管道頂部發生腐蝕。管道底部腐蝕多在管道5點～7點位置，往往由於管道底部形成連續的水相引起，既可能表現為均勻腐蝕減薄，也可能形成大量蝕坑。管道頂部腐蝕多發生在管道10點～2點位置，一般由溼氣冷凝液膜引起，此時由於管道內部的緩蝕劑只能對底部水相起作用，而作用不到頂部液膜，導致腐蝕問題。

在這個層次判斷，實際上看到的是腐蝕發生的部位。

2。2。2從腐蝕的宏觀後果認識油氣管材的腐蝕失效

從人肉眼可直觀區分的腐蝕失效宏觀形態上來看，油氣管材的腐蝕包括均勻腐蝕和區域性腐蝕，廣義上還包括以氫致開裂和應力腐蝕開裂為代表的環境敏感斷裂。

均勻腐蝕是腐蝕的最常見形式，是由以可預測的腐蝕速率進行的相對均勻的電化學反應所造成。即使腐蝕發生在某個獨立的區域性區域，腐蝕也均勻地分佈於金屬表面，隨著腐蝕的擴充套件，管材逐步均勻地變得更薄。這種均勻性意味著其腐蝕速率可進行預測，並可以透過留出足夠的腐蝕裕量用於合理的管材壁厚設計。均勻腐蝕導致管道壁厚逐漸減小和管道強度損失，在超壓情況下可能引起管道破裂。這種形式的腐蝕既可以發生在管道內部環境也可以發生在管道外部環境中。油氣管材典型的均勻腐蝕包括管道外部土壤和海水引起的生鏽，某些環境中CO2、H2S引起的導致腐蝕減薄等。

在石油天然氣管材應用過程中，區域性腐蝕種類很多，包括在碳鋼甚至不鏽鋼表面形成的小孔狀點蝕、臺地腐蝕，螺紋絲扣、法蘭面、沉積物下方等間隙結構引起的縫隙腐蝕等。點蝕具有自催化特點，在某些情況下，幾個點蝕坑可能會相互連通造成管道失效，而這些管道的其他部位都完好無損。油氣工業中引起區域性腐蝕的典型代表是CO2腐蝕和細菌腐蝕，往往導致管道穿孔和洩漏風險。顯然，在考慮CO2引起的腐蝕時，既有全面腐蝕問題，也有區域性腐蝕問題。除了CO2以外，即使濃度極低的溶解氧，也會導致嚴重的點蝕破壞。介質中的氯離子可以促進點蝕、縫隙腐蝕等區域性腐蝕，對於不鏽鋼腐蝕失效具有極強的促進作用。

環境敏感斷裂是指正常的韌性材料由環境中腐蝕或氫的作用導致的脆性斷裂，管道的內部環境或者外部環境均有可能引起此種類型的失效。石油天然氣工業中典型的環境敏感斷裂包括：氫脆（HE）、氫致開裂（HIC）和應力腐蝕開裂（SCC）。腐蝕過程或陰極保護中的陰極如果發生析氫反應，由氫離子還原形成的原子氫滲透進入材料會引起氫脆或氫致開裂，導致材料的韌性損失或形成階梯狀裂紋或鼓泡開裂。應力腐蝕開裂是指材料在腐蝕過程和拉伸應力聯合作用下導致的低應力水平脆性斷裂。應力的來源可能包括外部載荷、內部壓力或殘餘應力（如焊接殘餘應力）。石油管材可能遭受的典型應力腐蝕開裂往往由H2S和氯化物引起。

在這個層次判斷，實際上看到的是腐蝕給管材帶來的直觀後果。

2。2。3從腐蝕發生的區域性環境認識油氣管材的腐蝕失效

從腐蝕發生的區域性環境可以更細緻深入地瞭解油氣管材的腐蝕問題。絕大部分腐蝕問題發生的前提條件是有液態水（即構成腐蝕原電池中的電解質溶液）的存在，水相存在的狀態直接影響了腐蝕發生的機制和形態，由此帶來許多腐蝕型別的分支。一方面這些分支使得認識腐蝕過程更為容易，另一方面也給工程技術人員帶來一定的困惑。

以管道內腐蝕為例，根據管道內部水的存在形式不同，腐蝕型別以不同的形態體現。如果管道輸送介質中含水率較高且為層流，或者由於含水的輸氣管道在管道底部形成積水，均使得管道底部金屬內壁接觸連續的水相，為介質中的CO2、H2S等腐蝕性物質提供了腐蝕環境。如果管道輸送過程中，在管道底部存在結垢、砂沉積或細菌菌落的附著滋生，則此時水相往往處於垢下環境或類似縫隙環境，往往引起嚴重的垢下腐蝕或細菌腐蝕。又如，當管道輸送介質流速過高或者遇到彎頭、三通等過流部件時，由於腐蝕介質和液相沖刷的聯合作用，容易引起沖刷腐蝕。除此之外，還有發生在油水兩相介面的類似水線腐蝕的形態，某些液相滯留嚴重的盲管或死水管線發生的腐蝕，法蘭面間隙、螺紋絲扣間隙等滲入液體引起的縫隙腐蝕等，都是根據水的存在形式加以劃分或區分的腐蝕形態。

從這個層次判斷，實際體現了腐蝕發生的真實區域性環境和環境促進腐蝕的機制。

2。2。4從導致腐蝕的直接原因和機理認識油氣管材的腐蝕失效

基於上面的討論，當腐蝕過程具備適宜的環境時，腐蝕的發生就依賴所謂的“腐蝕劑”，也稱為“去極化劑”，即能夠引起腐蝕反應或奪取金屬電子的物質。這也是許多文獻和經驗中經常論及的腐蝕概念，如CO2腐蝕、H2S腐蝕、溶解氧腐蝕、元素硫腐蝕、有機酸腐蝕、微生物腐蝕（或細菌腐蝕）等，實際上這種定義或命名方式，體現的是什麼直接導致了腐蝕。從腐蝕的各類層次角度，有可能腐蝕是CO2直接導致的，但由於處於垢下或縫隙環境，有時也可以說是垢下腐蝕，這並不矛盾，只是看待問題的角度有所不同。

同時，還有一些物質實際上並非直接參與腐蝕陰極或陽極反應的得失電子過程，而是以不同的方式加速了腐蝕或引起嚴重的區域性腐蝕。如常說的氯離子腐蝕，實際上是氯離子對腐蝕的顯著促進作用，破壞不鏽鋼鈍化膜或碳鋼腐蝕產物膜，引起點蝕甚至應力腐蝕開裂。又例如細菌腐蝕中的硫酸鹽還原菌（SRB）腐蝕，實際上只是參與了對陰極反應形成的氫原子的消耗，促進了腐蝕過程，但由於其菌落繁殖和生物膜結痂附著於管道內壁表面，往往誘發嚴重的點蝕。

還有一種情況是電偶腐蝕，電偶腐蝕實際上也需要具體的腐蝕劑，但由於異種金屬聯接、焊縫部位與母材的差異、塗層或腐蝕產物膜覆蓋不均勻、垢下或SRB菌落內外等形成的大面積陰極-小面積陽極的電偶對出現，也會導致陽極區嚴重的區域性腐蝕。

在油氣工業中，更為突出的促進腐蝕問題的原因還在於油套管或管道內部“高溫高壓”的環境，簡單而言，溫度的升高可以極大促進腐蝕過程，壓力的升高使得溶解在水中的腐蝕性介質的量增加，都會顯著促進腐蝕過程。

2。2。5從實際工況的綜合層面認識油氣管材的腐蝕失效

油氣管材某一部位腐蝕的發生，多數情況下是由多個因素或者機制協同作用產生。例如，管道底部發生腐蝕，首先是由於管道底部存在積水，提供了腐蝕的環境；其次，要存在能夠引起腐蝕的物質，也就是CO2或者H2S的存在；再次，管道底部細菌的滋生、垢的形成或者砂的沉積，提供了更加適合區域性腐蝕發展的區域性環境，例如所謂的細菌腐蝕、垢下腐蝕，這些區域性環境促使了蝕坑的形成和快速發生，並引起嚴重後果；最後，腐蝕控制措施如果失效，例如緩蝕劑無法有效作用到微生物膜或者砂沉積的區域，則導致蝕坑形成，直至穿孔。

因此，綜合考慮各層次的腐蝕問題和腐蝕因素，在腐蝕選材、腐蝕預測和腐蝕控制各環節綜合應對腐蝕風險，是控制腐蝕的關鍵。

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油氣工業的腐蝕與控制

路民旭，張雷，杜豔霞

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