1、“.....所以采取措施降低分压将使腐蚀速率降低，般来讲，降低管道的总压力将会降低腐蚀速率。④降低温度。在油气井中，最严重的腐蚀将发生在温度为范围内，并且这温度通常与气井内的露点温度相致。在低于时，降低温度能使腐蚀速率降低。改变油气井工况。根据腐蚀的规律，改变油气井的工况是经常采用的方法，如限制井的产量采用大直径管道以降低气流速度采用大角度弯头都属于该方法。克拉气田在完井工艺采用了国际先进的大尺寸全通经锥形结构的最新管柱结构，这种结构可以使腐蚀有所降低。阴极保护。根据腐蚀的电化学原理，将发生腐蚀的材料进行阴极极化，从而达到阴极保护的目的。七气田腐蚀现状及原因分析对比气田腐蚀现状由于气田投产时间短并且高压的特点，目前气田内部发现的管材腐蚀多为冲蚀，但也出现了腐蚀导致事故隐患的现象。年月日，井采气树生产翼手动平板闸阀和液控安全阀之间的级的仪表法兰流道被腐蚀......”。

2、“.....上流钢圈的上部已穿孔，引发刺漏事故。年月日，相关工作人员关井后更换仪表法兰和级材质的防腐钢圈。年月以来，在井的两级主阀之间的法兰间发现有渗漏情况，后经紧固处理后渗漏消除，年月，两级主阀之间的法兰间的渗漏再次间断出现，而主阀间法兰间隙已紧固至最小，现场初步判断渗漏原因为法兰间钢圈出现腐蚀从而造成密封不严。气田腐蚀情况分析作为气田的兄弟单位，气田自年投产以来，发生多起因腐蚀造成的内漏刺漏情况，其腐蚀主要表现为阀门内漏，生产阀门的流道下边坑点状层状剥落腐蚀，主通径阀门表现为麻点状块状剥落腐蚀。通过对两个气田腐蚀情况的分析，我们可以看出以下几点天然气中存在的与水在高温高速下会对金属造成严重腐蚀。级的材质不能满足目前克拉牙哈超过介质气井的实际工况。同样是级的阀门，注气井采油树的节流阀立管及生产阀门，在拆解过程中用肉眼观察没有腐蚀。这是因为虽然有，而且高压力高流速，但是因为不含水......”。

3、“.....所以没有腐蚀现象。同样是级的阀门，低于以下的两口井，肉眼观察没有发现腐蚀现象，说明在低于的情况下，虽然有二氧化碳存在，而且含水大流量高流速工况，但是由于在低温条件下酸性较弱，所以造成的腐蚀较弱。同个节流阀，节流后腐蚀明显比节流前严重，这是因为节流后流速高。靠近节流阀和拐弯处比远离节流阀和拐弯处严重。如立管上部靠近节流阀比下部严重安全阀出口靠近节流阀比入口严重。以上充分说明速度及流态变化对的腐蚀程度有很大影响。从以上分析可以看出，在含有的气质条件下，级材质的管材及阀体会造成严重腐蚀。而气田气田由于气田处于开发初期，未见地层水，并且大量采用油管及管材，因此腐蚀情况相比牙哈气田来说轻的多。八气田防腐存在的问题及建议存在的问题多口生产井工艺管线采用级材质，不能满足目前该气田气井的实际工况。下表显示的是各种等级材质适用的工况材料等级氯化物最高温度合金铁无腐蚀性的般设备金属密封面不能喷涂涂料......”。

4、“.....因此，油管密封端面附近的防腐问题不能得到很好的解决，特别是对于要求单井寿命达到年的生产管柱，采用涂层油管方法具有定的风险。油套环空采用防腐隔离液的措施是油套管保护的有效措施。环空保护液能够保护环空内接触到的生产套管油管井下工具及井口装置等不受腐蚀破坏，有利于延长油气井的寿命并且环空保护液能够平衡封隔器上下压力，有利于封隔器工作稳定，有利于油管柱的稳定。在选取环空保护液时需要考虑以下因素合理的密度有效的周期性材质。加强各方沟通，对二厂建设采用的管材选取合适的缓蚀剂。对于该气田这样的高压高产天然气井，需慎用通常的加缓蚀剂方法防腐。但是基于二厂的生产需求和投资的经济性，二厂的湿气管道将采用具有较高强度良好焊接性能及韧性性价比高的管材，因此需加入适合该气田生产现状的缓蚀剂加强防腐。由于缓蚀剂对于服役条件下的缓蚀效果不但需预先在实验室作评价，而且必须在现场运行初期进行验证......”。

5、“.....根据天然气组分管道内温度压力等参数变化，以及现有设备管材的腐蚀现状，及时与产品研制单位沟通协调，研制具有针对性的防腐缓蚀剂。九结论实际上在油气井井下和地面设备中，以上的各种因素都可能同时存在，又可能相互影响。特别是在井下，由于从井底到井口过程中，温度压力及水的凝结情况等都随井深发生变化，如地层水中金属或非金属离子含量变化会对腐蚀产生影响，因此，井下的腐蚀情况是错综复杂的，难以用单项因素影响来进行分析。另外，在油气田开发过程中，不可避免地要遇到多相流和湿酸性气体环境的问题。因此，除了应考虑单相流中的诸多因素外，还必须考虑水湿性水合物等对管材的影响。实际上，腐蚀往往表现为全面腐蚀和典型的沉积物下方的局部腐蚀共同出现。腐蚀受许多因素的影响，包括环境物理和冶金因素，各因素都交互影响。作为目前我国储量最大特高丰度的大型整装优质气田，气田气田应针对其无含高的气质条件和特征......”。

6、“.....参考文献孙龙德，全国盆地凝析气田开发，北京，石油工业出版社，。陈飞饶文艺，高压气井凝析气井腐蚀机理及防腐技术，石油天然气报，年月期。四川石油管理局，天然气工程手册，北京，石油工业出版社，。石宝珩，油气腐蚀与防腐技术手册，北京，石油工业出版社，。张忠铧郭金宝，对油气管材的腐蚀规律及国内外研究进展，宝钢技术，。陈长风赵国仙严密林等，含油套管钢腐蚀产物膜特征，中国腐蚀与防护学报，。李鹤林路民旭，腐蚀科学与防腐工程技术新进展，北京，化学工业出版社，。致谢本论文的完成十分感谢作业区经理副经理的指导和帮助，同时感谢作业区总工程师及生产办主任的无私辅导还有作业区其他师傅职工的提点。论文主要是在总结前人经验的基础上分析问题，提出的观点还很幼稚，但其毕竟是自己对腐蚀问题的认识和总结，因此恳请各位领导和同事批评指正。,由上表看出......”。

7、“.....而目前井工艺管线采用级材质管线，容易造成腐蚀，存在安全隐患。对于气田气井和输气管道腐蚀情况缺乏必要的监测。对于气田开发的整体过程来说，开发初期采取相应的防腐措施是必要的，但是采取的防腐措施现场效果如何则需要实际的监测。气田气田采取多样的防腐措施，但是在生产中缺乏必要的现场监测机制，致使使用的防腐措施防腐效果难以评价，导致后续的气田建设缺乏必要的现场依据。通过对天然气介质的腐蚀速度温度压力流速的含量值离子组成总矿化度等的监测分析，可以为系统评价腐蚀因素防腐蚀技术措施的选择提供数据基础。通过实施监测，能系统的了解气田气田的气井系统集输系统介质动态的腐蚀状况腐蚀特点以及腐蚀因素的初步判断，为防腐措施的选择提供科学的决策依据。高压气井的冲蚀现象严重，加速了腐蚀。冲蚀是由于水等流体的作用或流体中所携带的固体作用所导致的材料磨损。在油气田开发中，固体通常指的是地层砂裂缝支撑剂或者是盐......”。

8、“.....通常是腐蚀造成的，因此，结论是采用用防腐合金来消除。在流速为的实验中，流体冲蚀没有发生，在流速更高的情况下的实验没有做过。因此，在高压气井中，流速低于时，结论是如果没有固体就没有冲蚀。规则就是没有固体，没有冲蚀。冲蚀不会发生在直管中，因为固体颗粒不会影响管壁，所以如果金属损失发生在直管中，则必定是腐蚀造成的。针对问题提出的建议针对不同阶段采取不同的防腐措施。针对该气田的气质特征，我们需要注意的是，腐蚀需要分为两个阶段分析，是开发初期，井筒及管道内仅存少量的凝析水，此时腐蚀程度应该小于室内实验结果二是当底水窜入井筒及管道后，将加剧腐蚀，此时的腐蚀程度不可忽视，特别是往往是以坑蚀的形式对油管腐蚀，腐蚀程度很难预测。所以在气田开发前期，应加强防腐措施效果数据的采集......”。

9、“.....加强对采用级材质工艺管线的安全监测。基于井采气树腐蚀穿孔引发刺漏事故以及气田腐蚀造成的内漏刺漏情况，已在实践中证明级材质不能满足目前气田气井的实际工况。针对现有的气井材质状况，需加强采用级材质采气树的安全监测，以避免腐蚀造成的安全事故。建议设点定期对现有的防腐措施及影响因素进行监测。建议定点定期对天然气介质的腐蚀速度温度压力流速的含量值离子组成总矿化度等的监测分析，定期对天然气组分凝析水成分及气田水含量进行分析，根据分析结果及时调整防腐方案。推荐采用常用的四种腐蚀检测方法挂试片法液体铁离子浓度测定法内径卡尺法光检测法。建议根据气井的的性能特点，制定合理科学的腐蚀监测周期，掌握管材腐蚀情况，及时调整防腐方案，若不能保障安全生产，及时更换管材。选取监测点时应选取含水相较高腐蚀较为严重的部位，并且应选取便于带压开孔及试片取放操作的部位监测......”。