本书是作者长期从事油气田腐蚀与防护的现场研究工作与实验室研究工作的全面总结，同时参考了国内外油气田设备腐蚀与防护的最新研究成果，全面、系统地阐述了油气田开采、集输、处理、储运等过程中出现的设备腐蚀问题与防护技术。本书的主要研究背景均为国内油田气的腐蚀与防护，内容包括：绪论，油气田CO2腐蚀，油气田H2S腐蚀，油气田CO2、H2S腐蚀预测模型，油气田系统腐蚀监/检测，油气田系统的控制，共6章。本书可供从事油气田开发的各类人员阅读，也可作为高等院校相关专业有关课程的教学参考书或培训教材。
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金属腐蚀问题是石油工业、化学工业和天然气工业等部门面临的一个十分重要的难题。油气田所处环境复杂，钢材使用数量多，导致油气井乃至油气集输系统都存在不同程度的腐蚀，影响油气田正常生产。所以，油气田腐蚀与防护一直是石油工业的重要课题。
我国是一个油气资源非常丰富的国家，迄今为止，我国先后在82个主要大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。我国主要的陆上石油产地有：大庆油田、胜利油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、长庆油田、江汉油田、江苏油田、青海油田、塔里木油田、塔河油田、吐哈油田、玉门油田。另外，还有丰富的海洋油气资源，例如，近来在渤海湾地区发现的数个亿吨级海上油田，其成为我国油气增长的主体。
然而，在油气田大力开采的同时，一些油气田也发生了严重或非常严重的腐蚀问题，而且由腐蚀问题导致的事故也时有发生。以大庆、胜利、辽河等油田为代表的东部油田是我国的老油田基地，据20世纪90年代腐蚀调查统计，仅注水系统由于腐蚀而造成的经济损失当时就达每年2亿元以上。尽管采取一些措施加以控制，但经历了60余年的勘探开发，东部主力油田都已经进入了高含水开采阶段，加之设备长期处在高负荷下运行，部分油管／套管、储罐、地面／地下集输管网没有得到及时更换，腐蚀问题仍然存在，尤其以地面集输系统的腐蚀问题最为突出。以塔里木油田、塔河油田等为代表的西部油田尽管在20世纪90年代才开始勘探开发，但是，西部油气田多为深井，环境条件恶劣，油井产出水具有“四高一低”的特点，即高矿化度、高氯离子含量、高C02、高H2S、低pH等，近年来使得西部油气田的腐蚀问题比较突出。
目录
前言
第1章 绪论1
1.1油气工业的腐蚀现状与腐蚀控制的重要性1
1.2油气田系统腐蚀与控制的特点7
1.2.1油气田系统腐蚀的复杂性7
1.2.2油气田系统腐蚀形式的多样性9
1.2.3油气田腐蚀及其控制是一个系统工程20
1.3油气田的腐蚀因素21
1.3.1溶解氧腐蚀21
1.3.2二氧化碳腐蚀23
1.3.3硫化氢腐蚀23
1.3.4细菌腐蚀24
1.4油气田设备腐蚀速率指标 26
1.5我国主要油气田的分布及腐蚀特征 28
1.5.1大庆油田28
1.5.2胜利油田29
1.5.3辽河油田30
1.5.4克拉玛依油田31
1.5.5西南油气田32
1.5.6华北油田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长庆油田36
1.5.12江汉油田37
1.5.13江苏油田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玉门油田41
1.5.18青海油山42
1.5.19海洋油气田42
参考文献 43
第2章 油气田C02腐蚀 45
2.1 C02的一般性质 45
2.2油气田C02的来源45
2.3油气田C02腐蚀危害、研究历史及评价 46
2.4油气阳C02腐蚀机理48
2.4.1 C02全面腐蚀机理48
2.4.2 CO2局部腐蚀机理50
2.5影响C02腐蚀的因素53
2.5.1温度的影响53
2.5.2 C02分压的影响56
2.5.3介质流速的影响58
2.5.4腐蚀产物膜的影响62
2.5.5 pH的影响64
2.5.6 c1的影响65
2.5.7细菌的影响66
2.5.8 H2S的影响69
2.5.9氧含量的影响70
2.5.10合金元素的影响70
2.5.11结垢的影响71
2.5.12其他影响因素72
参考文献 72
第3章 油气田H2S腐蚀77
3.1油气田中H2S的来源、分布及性质 77
3.1.1油气田中 H2S的来源及分布77
3.1.2 H2S的一般性质79
3.2 H2S监测与人身安全防护 81
3.3 H2S腐蚀物理化学机理 82
3.3.1阳极反应机理82
3.3.2阴极反应机理 84
3.3.3氢脆机理85
3.4油气腐蚀性判据 92
3.5 H2S腐蚀的影响因素 94
3.5.1天然气中含水的影响94
3.5.2 H2S浓度（分压）的影响94
3.5.3温度的影响96
3.5.4 pH的影响97
3.5.5腐蚀时问的影响99
3.5.6流速的影响99
3.5.7 c1的影响99
3.5.8冶金因素的影响100
3.6 H2S/C02≥k存的腐蚀行为100
3.7 H7S/C07共存条件下的腐蚀判据102
参考文献103
第4章 油气田C02腐蚀预测模型106
4.1腐蚀预测模型的来源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影响腐蚀预测模型的主要因素111
4.3 SHELL模型114
4.3.1 SHELL95半经验模型原理114
4.3.2数据拟合方法116
4.3.3预测结果的相关性116
4.4模型的局限性123
参考文献123
第5章 油气田系统腐蚀监／检测126
5.1概述126
5.1.1油气田系统腐蚀监／检测的必要性126
5.1.2腐蚀临／检测方法分类128
5.1.3腐蚀监／检测研究机构130
5.2挂片失重法132
5.2.1挂片失重法原理132
5.2.2油气田管道腐蚀在线挂片监测133
5.2.3油气井腐蚀在线监／检测挂片技术134
5.3电阻探针法140
5.3.1基本原理140
5.3.2电阻探针测试系统141
5.3.3电阻探针法在油气山腐蚀监测中的应用144
5.4电感探针法144
5.4.1电感探针法原理144
5.4.2电感探针监测系统的基本构成145
5.4.3电感探针临测技术在石油、化工领域中的应用146
5.5线性极化电阻法148
5.5.1基本原理148
5.5.2 LPR监测系统的摹本构成151
5.5.3 LPR技术在油气山腐蚀监测中的应用152
5.6氢探针法152
5.6.1氢监／检测的日的152
5.6.2氧监／检测仪的基本原理153
5.6.3氢探针的研究进展及应用现状156
5.7场指纹法159
5.7.1场指纹法概述159
5.7.2场指纹法的基本原理160
5.7.3影响FSM检测精度和灵敏度的因素161
5.7.4技术特点分析163
5.7.5 FSM的局限性164
5.7.6 FSM系统及安装165
5.7.7 FSM腐蚀临／检测技术在油气阳中的应用166
5.8电化学噪声监／检测技术168
5.8.1电化学噪声概述168
5.8.2电化学噪声的历史演变169
5.8.3电化学噪声监／检测原理169
5.8.4电化学噪声的测量方法及影响因素170
5.8.5电化学噪声在油气田局部腐蚀临／检测中的应用172
5.9油气田腐蚀嗡／检测点遵循的原则173
5.10油气田系统腐蚀监／检测的几点说明174
5.11油气田系统腐蚀监／检测的应用实例175
参考文献178
第6章 油气田腐蚀的控制184
6.1缓蚀剂184
6.1.1缓蚀剂的定义、特点184
6.1.2缓蚀剂分类184
6.1.3缓蚀机理186
6.1.4油气田常用缓蚀剂188
6.1.5油气田缓蚀剂的不同状态195
6.1.6油气田缓蚀剂的近期发展197
6.1.7油气田缓蚀剂的选用197
6.1.8油气田缓蚀剂的评价与筛选209
6.1.9缓蚀率213
6.1.10实验室内缓蚀率的测试213
6.1.11影响缓蚀率的因素220
6.1.12油气田缓蚀剂的加注工艺223
6.1.13缓蚀剂进展与展望226
6.1.14利用分子设计开发缓馊剂228
6.2控制油气田腐蚀材料优选229
6.2.1金属材料的优选229
6.2.2非金属材料的选用234
6.3采用保护性覆盖层 238
6.3.1北金属防护层238
6.3.2金属防护层244
6.4电化学保护 245
参考文献 246
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