第五章油气生产和输送管材的腐蚀环境与特点

油气工业主要包括石油和天然气的开采、集输、长输和储存，油气工业中的腐蚀包括采输设备的腐蚀和采输用油气管材的腐蚀。由于石油天然气开采和输送过程中管材的用量非常大，其腐蚀与采输设备相比更显得量大面广，因此本章主要介绍油气管材的腐蚀问题，主要包括油气井下管柱和油套管、油气田地面或海底油气集输管线、长距离油气输送管线等。

油气管材的腐蚀在宏观上可以分为内腐蚀和外腐蚀，内腐蚀主要是管体内部由于输送的油气水多相流动介质所导致的腐蚀，主要包括CO2、H2S等腐蚀性介质引起的多相流腐蚀；外腐蚀主要是管体外部遭受的土壤、地下水和微生物引起的腐蚀，包括由于土壤宏观电池引起的腐蚀和由于交直流电干扰引起的杂散电流腐蚀等。

2.1油气管材所处的内外腐蚀环境介质特点

2.1.1内腐蚀环境介质特点

油气管材内腐蚀的介质环境有三个显著特点：一是气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质；二是高温和/或高压环境；三是H2S、CO2、O2、Cl-和水分是主要腐蚀物质。

(1)多相流

石油工业的多相流主要是气相、液相(包括水相和烃相)和固相(固体沙粒)多相共存且流动的多相流。与单相介质腐蚀相比，多相介质腐蚀情况比较复杂，以水-烃两相存在的情况为例，通常认为当油水比大于70%的情况时，一般存在油包水的情况，腐蚀速率较低；但当油水比小于30%的情况时，则会出现水包油的情况，腐蚀速率较高。即便当水包油时，也会出现两种情况：一是油中含有可起缓蚀剂作用的物质，这时油水两相介质腐蚀由于受到缓蚀作用，其腐蚀速率比单相水介质的腐蚀速率要低；二是当油中不含有缓蚀作用物质时，由于各相间的互相促进，其腐蚀性有时会比单相介质强得多。

多相流的腐蚀行为不仅由于多相介质对腐蚀的作用与单相介质不同，而且由于流动的作用会造成多相流冲刷腐蚀，而多相流冲刷腐蚀的行为又与流型、流速以及腐蚀反应物质和腐蚀产物在流体中的传质过程有关。

(2)高温和/或高压环境

对于油气井，石油管材多在高温高压的环境中服役，特别是随着石油工业的发展，其打井越来越深，例如我国西北地区的油气田，已经开始开采～m的深井，其井下温度超过℃甚至接近℃，压力甚至达到MPa以上。对于地面集输管线和油气长输管线，也往往在较高压力下运行。高温高压环境材料的腐蚀规律和机理往往不同于室温常压。温度和压力是材料腐蚀行为的重要影响因素，例如对于CO2腐蚀，由于腐蚀产物膜对材料的保护性与温度和压力有关，而表现出在一定温度下和一定CO2分压下，材料的腐蚀速率达到最大值。所以尽管多数情况下，高温高压容易导致材料更严重的腐蚀，但有时高温状况对材料抗介质腐蚀是有利的，比如大于℃时材料对硫化物应力腐蚀开裂的敏感性大大降低。

未来的石油工业将面临油井开采后期含水量的提高，深井、超深井的开发导致温度和压力的进一步提高，强腐蚀环境油井的开发和注CO2驱采油技术应用导致CO2、H2S和Cl-含量上升，这些都导致石油管的内腐蚀更趋严重。

(3)高含CO2-H2S

自然界中地质结构蕴藏着丰富的天然CO2气体，在石油、天然气勘探和开采过程中，CO2作为伴生气体同时产出。另外，CO2与原油混溶，可以使原油发生溶胀，CO2分子进入烃类分子中间降低烃类分子的内摩擦力，从而降低原油的黏度并提高其流动性。因此，将CO2加压注入油井中，可以明显提高原油采收率，增加原油产量，这是早期的CO2非混相驱油原理。由此可见，在石油、天然气开采与集输过程中广泛存在着CO2气体。一般来说，干燥的CO2对碳钢并没有腐蚀性或其腐蚀性极为轻微。然而，当这些伴生或回注的CO2气体溶于水形成H2CO3，则会对石油、天然气开采与集输过程中的油套管、输送管线造成严重的腐蚀，而且CO2溶于水所形成H2CO3可以在碳钢表面直接还原，因此在相同的pH值下，CO2水溶液的腐蚀性比强酸(如HCl)溶液还要严重。

在石油、天然气开采和集输过程中，CO2作为伴生气对油套管及集输管线会造成严重的腐蚀。油气集输管道和设备往往由于CO2腐蚀而导致泄漏。CO2腐蚀是油气田生产中管材腐蚀失效的主要原因之一。随着油气田开发进入中后期，深层高压CO2油气田的开发，油气中的CO2含量和含水率上升，以及回注CO2强化采油工艺(EOR)的广泛应用，CO2腐蚀问题更趋严重。

CO2腐蚀往往引起油气田管道和设备的腐蚀失效，给油气田造成重大的经济损失，包括灾难性事故和生态环境的污染。年美国得克萨斯州油田气井以及年路易安那州油井首次认为出现了CO2腐蚀问题。～年苏联开发克拉斯诺尔边疆区油气田时也发现CO2腐蚀。年英国阿尔法平台因腐蚀破坏而发生爆炸，造成人死亡，导致北海油田年减产12%。美国Mississipi的LittleGreek油田采用回注CO2强化驱油技术(EnhancedOilRecovery，EOR)，在没采取抑制CO2腐蚀措施的情况下，油管使用不到5个月就腐蚀穿孔，其腐蚀速率达到12.5mm/a。美国另一个Sacroc油田也采用了CO2EOR采油技术，井口虽然采用了AISI不锈钢，但仍遭受严重的CO2腐蚀。国内油气田的CO2腐蚀破坏在20世纪80年代中期明显突出，中国石油工业每年所耗费的石油管材价值约亿元，其中大部分因腐蚀而报废。在年5月～年2月期间，四川天然气管网因腐蚀导致爆炸事故83次，其中第一次事故就造成24人伤亡。华北油田馏58井，曾日产原油t，天然气000m3，其N80油管仅使用了18个月，就被腐蚀得千疮百孔，不得不报废，并造成井喷，被迫停产。塔里木雅克拉气田一口气井由于油管腐蚀使天然气由油套管的环空窜入地面着火72天，造成直接经济损失万元。吉林油田万五井由于油管遭受严重的CO2腐蚀，m油管掉落井下。其他油田如胜利、大庆、中原等油田均面临着严重的CO2腐蚀。另外，因腐蚀所造成的原油泄漏还破坏水资源、破坏生态环境并造成资源浪费。

随着我国能源结构的改变，对石油、天然气的需求日益增加，越来越多腐蚀环境复杂的高含硫油气田逐渐开发，诸如川东北罗家寨和普光等高含硫气田，部分区块H2S和CO2含量甚至超过10%，而地面管线的防腐措施大都采用碳钢加缓蚀剂的方法，碳钢在高温高压H2S/CO2共存条件下的腐蚀问题突出，腐蚀造成的材料损伤不仅给国家造成巨大的经济损失，而且一旦因腐蚀导致管道泄漏或开裂，引起爆炸或剧毒的H2S气体扩散，将造成重大安全事故、人员伤亡和环境污染。

国内外对于CO2腐蚀、H2S腐蚀、HIC和SSC已经开展了较长时间的研究，获得了许多有益的结果。在CO2腐蚀环境里，碳钢的腐蚀产物通常是由FeCO3组成的膜，具有良好的附着性，较高致密性，一定条件下可以抑制碳钢的进一步腐蚀。在H2S的腐蚀环境里，碳钢通常形成Fe-S化合物的腐蚀产物，Fe的硫化物腐蚀产物膜控制着整个腐蚀过程，对基体起到保护作用，但在可能破坏腐蚀产物膜的环境介质中会发生局部腐蚀。H2S与CO2共存条件下，二者的腐蚀机理存在竞争与协同效应。虽然单纯CO2造成的腐蚀减薄比H2S严重，但一旦存在H2S，其腐蚀又往往起控制作用。H2S的存在既能通过阴极反应加速CO2腐蚀，又能通过硫化物腐蚀产物膜减缓腐蚀。

2.1.2外腐蚀环境介质特点

石油管材的外腐蚀主要是由土壤、地下水、海水及微生物所造成的腐蚀。由于土壤腐蚀更为量大面广，下面着重介绍土壤腐蚀。土壤腐蚀属于电化学腐蚀范畴，其腐蚀机理可用电化学腐蚀的理论描述。但是由于土壤的组成与结构复杂多变，土壤的腐蚀性表现出很大的差异。埋地管道可以在一年内腐蚀穿孔，也可以数十年无明显变化。同一根输油管道在某些地段腐蚀极为严重，但在另一些地段却完好无损。

(1)土壤的特性

溶解于土壤中的氧和二氧化碳等气体都可以成为土壤腐蚀的腐蚀剂。但电解质的存在是产生土壤电化学腐蚀的必要条件。在土壤体系中，土壤胶体往往带有电荷，并吸附一定数量的负离子，当土壤中存在水分时，土壤即成为一个带电胶体与离子组成的导体，因此土壤可认为是一个腐蚀性多相电解质体系。这种电解质不同于水溶液和大气等腐蚀介质，有其自身的特点，主要表现在以下几个方面。

①土壤的多相性。土壤是一个由固、液、气三相组成的多相体系。其中固相主要由含多种无机矿物质以及有机物的土壤颗粒组成；液相主要指土壤中的水分，包括地下水和雨水等；气相即为空气。土壤的多相性还在于不同时间、不同地点各相的组成与含量也是不同的。土壤的这种多相性决定了土壤腐蚀的复杂性。

②土壤的不均一性。土壤性质和结构的不均匀性是土壤电解质的最显著特征。这种不均一性使得土壤的各种理化性质，尤其与腐蚀有关的电化学性质也随之不同，导致土壤腐蚀性的差异。钢铁在理化性质较一致的土壤中平均腐蚀速率是很小的，NBS(美国国家标准局)长期土壤埋件的试验结果表明，较均一土壤中金属的平均腐蚀速率仅为0.02mm/a，最大为0.mm/a。而在差异较大的土壤中，腐蚀速率可达0.46mm/a。

③土壤的多孔性。在土壤的颗粒间存在着许多微小孔隙，这些毛细管孔隙就成为土壤中气液两相的载体。其中水分可直接填满孔隙或在孔壁上形成水膜，也可以溶解和吸附一些固体成分形成一种带电胶体。正是由于水的这种胶体形成作用，使土壤成为一种由各种有机物、无机物胶凝物质颗粒组成的聚集体。土壤的孔隙度和含水量又影响着土壤的透气性和电导率的大小。

④土壤的相对稳定性。土壤的固体部分对于埋设在土壤中的管道，可以认为是固定不动的，仅有土壤中的气相和液相作有限的运动。例如，土壤孔隙中气体的扩散，以及地下水的移动等。

(2)土壤腐蚀的影响因素

土壤腐蚀速率的大小与土壤的各种物理、化学性质及环境因素有关，这些因素间的相互作用，使得土壤腐蚀性比其他介质更为复杂。在众多的因素中，以土壤的含水量、含氧量、含盐量、酸碱度及电阻率等因素与土壤腐蚀性之间的关系最为密切。

①含水量。土壤中含水量对腐蚀的影响很大。土壤的水分对于金属溶解的离子化过程及土壤电解质的离子化都是必需的，土壤中若没有水分，则没有电解液，电化学腐蚀就不能进行。土壤是由各种矿物质和有机质所组成的，因而总含有一定量的水分，所以金属在土壤中的腐蚀是不可避免的。但含水量不同，其腐蚀速率也不一样。一般而言，土壤含水量高，有利于土壤中各种可溶盐的溶解，土壤回路电阻减小，腐蚀电流增大。但含水量过高时，由于可溶盐量已全部溶解，不再有新的盐分溶解，而土壤胶粒的膨胀会阻塞土壤孔隙，使得空气中氧不能充分扩散到金属表面，不利于氧的溶解和吸附，去极化作用得到减低，腐蚀速率反而会减小。土壤中的水分除了直接参与腐蚀的基本过程，还影响到土壤腐蚀的其他因素，诸如土壤的透气性、离子活度、电阻率，以及细菌的活动等。如土壤含水量增加，土壤电阻率将减小，透气性降低，从而使得氧浓差电池作用增大。实际观察到的埋地管道底部腐蚀往往比上部严重，就是因为管道底部接近地下水位，湿度较大，含氧低，成为腐蚀电池的阳极而遭到腐蚀。而顶部因埋得较浅，含水少，成为腐蚀电池的阴极而不腐蚀。

②含氧量。氧不仅作为腐蚀剂成为影响土壤腐蚀的一个重要因素，而且还在不同的土壤与管道接触部位形成氧浓差电池而导致腐蚀。就管道材料而言，含氧量愈高，腐蚀速率则愈大，因为氧的去极化作用是通过吸氧反应实现的，并随到达阴极的氧量增加而加快。但同时，如果与管道接触的土壤介质中氧含量存在差异，含氧量高的部位以阴极反应即氧的还原反应为主，而相邻的含氧量低的部位以阳极反应即金属失电子而离子化反应为主，由此在管道不同部位间形成腐蚀电池，造成氧含量低的部位显示出显著的局部腐蚀特征。

土壤中氧的来源主要是空气的渗透，另外雨水及地下水中的溶解也会带来少量的氧。因此，土壤的密度、结构、渗透性、含水量及温度等都会影响到土壤中的氧含量。在通常情况下，就宏观电池腐蚀和细菌腐蚀而言，黏性较大的土壤比透气性好的土壤腐蚀性要强，但如果发生腐蚀的原因是由氧浓差腐蚀电池引起的，则两种土壤都对腐蚀不利。

③含盐量。通常土壤中可溶盐含量一般在2%以内，为80～0mg/kg，是形成土壤电解液的主要因素。含盐量愈高，土壤电阻率愈小，腐蚀速率愈大。土壤中可溶盐的种类很多，与腐蚀关系密切的阴离子类型主要有：碳酸根，氯和硫酸根离子。其中以氯离子对土壤腐蚀促进作用较大，所以海底管道在防护不当时腐蚀十分严重。阳离子主要有钾、钠、镁、钙离子，一般来说对腐蚀的影响不大，只是通过增加土壤溶液的导电性来影响土壤的腐蚀性。但在非酸性土壤中钙、镁的离子能形成难溶的氧化物和碳酸盐，在金属表面上形成保护层，能减轻腐蚀。如埋在石灰质土壤中管道腐蚀轻微，就是很典型的例子。

④酸碱度。土壤的酸碱度取决于土壤中H+浓度的高低。H+来源较多，有的来源于土壤的酸性矿物质的分解，有的来自生物或微生物的生命活动形成的有机酸和无机酸，但其主要来源还是空气中的CO2溶于水后电离产生的H+。土壤酸碱度对腐蚀的影响非常复杂。一般认为，随着土壤pH值降低，土壤对管道的腐蚀速率增加。因为介质酸性愈大，氢的过电位就愈小，阴极反应愈易进行，因而金属腐蚀速率也愈快。管道在中性土壤中的氢过电位比在酸性土壤中要高，故中性土壤中金属的腐蚀速率一般比在酸性土壤中要慢。但在近中性土壤中，管道有可能发生应力腐蚀开裂(SCC)。加拿大油气输送管线事故调查及研究表明，随着管道服役时间的延长，在近中性pH土壤环境中，管道发生土壤应力腐蚀开裂的可能性会不断增大。

⑤电阻率。土壤电阻率是表征土壤导电能力的指标，在土壤电化学腐蚀机理研究过程中是一个很重要的因素。在长输地下金属管道的宏电池腐蚀过程，土壤电阻率起主导作用。因为宏电池腐蚀中，电极电位可达数百毫伏，此时腐蚀电流大小将受欧姆电阻控制。所以，在其他条件相同的情况下，土壤电阻率愈小，腐蚀电流愈大，土壤腐蚀性愈强。土壤电阻率大小取决于土壤中的含盐量、含水量、有机质含量及颗粒、温度等因素。由于土壤电阻率与多种土壤理化性质有关，因此许多情况下，土壤电阻率被用作评价土壤腐蚀性的强弱。一般来说，电阻率在数千欧姆·厘米以上，土壤对管道金属的腐蚀较轻微，而当电阻率低至几百甚至几十欧姆·厘米以下时，其腐蚀性相当强。所以管道通过低洼地段时，产生腐蚀的可能性很大。

另外，土壤电阻率对阴极保护电流的分布影响很大，当土壤电阻率均匀，管道电阻忽略不计时，与阳极距离最近点电流密度最大，距阳极愈远，电流愈小。如果沿管道土壤电阻率分布不均，则对管道电流分布产生较大影响，电阻率小的部位，保护电流较大，从而使保护电位下降，造成腐蚀。

除了土壤的特有性质外，管道服役的外部环境诸如杂散电流和人为施加的外部环境如阴极保护不当等，都会引起一些特定的腐蚀形式。

我国现有油气输送管线长度已经突破10万千米，近十年是油气管线建设的高潮期，同时也随着油气输送管线服役时间的延长，逐渐暴露出各类腐蚀问题，甚至造成严重的失效事故，严重威胁油气生产安全。因此，全面了解油气管线内部和外部的各类腐蚀形式和问题，发展针对性的腐蚀控制技术，是提升油气管材服役安全的重要途径。

2.2油气管材腐蚀的复杂性和不同层次

油气管材的腐蚀问题由于其接触介质的多样性，腐蚀形式复杂，往往给工程技术人员带来诸多疑问，因此，有必要从多层次认识油气管道和设施的腐蚀风险。

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2.2.1从腐蚀发生的部位认识油气管材的腐蚀失效

根据管道发生腐蚀的部位直观分辨腐蚀问题，可以分为管道内腐蚀和外腐蚀。内腐蚀主要是管体内部由于输送的油气水多相流动介质所导致的腐蚀。外腐蚀主要是管体外部遭受的土壤、地下水和微生物引起的腐蚀，包括由于土壤宏观电池引起的腐蚀和由于交直流电干扰引起的杂散电流腐蚀等。

除此之外，还可以根据管道环向上发生腐蚀的部位进一步区分。例如，对于水平输送管线，往往在管道底部发生腐蚀，对于未脱水的海底湿天然气，则可能在管道顶部发生腐蚀。管道底部腐蚀多在管道5点～7点位置，往往由于管道底部形成连续的水相引起，既可能表现为均匀腐蚀减薄，也可能形成大量蚀坑。管道顶部腐蚀多发生在管道10点～2点位置，一般由湿气冷凝液膜引起，此时由于管道内部的缓蚀剂只能对底部水相起作用，而作用不到顶部液膜，导致腐蚀问题。

在这个层次判断，实际上看到的是腐蚀发生的部位。

2.2.2从腐蚀的宏观后果认识油气管材的腐蚀失效

从人肉眼可直观区分的腐蚀失效宏观形态上来看，油气管材的腐蚀包括均匀腐蚀和局部腐蚀，广义上还包括以氢致开裂和应力腐蚀开裂为代表的环境敏感断裂。

均匀腐蚀是腐蚀的最常见形式，是由以可预测的腐蚀速率进行的相对均匀的电化学反应所造成。即使腐蚀发生在某个独立的局部区域，腐蚀也均匀地分布于金属表面，随着腐蚀的扩展，管材逐步均匀地变得更薄。这种均匀性意味着其腐蚀速率可进行预测，并可以通过留出足够的腐蚀裕量用于合理的管材壁厚设计。均匀腐蚀导致管道壁厚逐渐减小和管道强度损失，在超压情况下可能引起管道破裂。这种形式的腐蚀既可以发生在管道内部环境也可以发生在管道外部环境中。油气管材典型的均匀腐蚀包括管道外部土壤和海水引起的生锈，某些环境中CO2、H2S引起的导致腐蚀减薄等。

在石油天然气管材应用过程中，局部腐蚀种类很多，包括在碳钢甚至不锈钢表面形成的小孔状点蚀、台地腐蚀，螺纹丝扣、法兰面、沉积物下方等间隙结构引起的缝隙腐蚀等。点蚀具有自催化特点，在某些情况下，几个点蚀坑可能会相互连通造成管道失效，而这些管道的其他部位都完好无损。油气工业中引起局部腐蚀的典型代表是CO2腐蚀和细菌腐蚀，往往导致管道穿孔和泄漏风险。显然，在考虑CO2引起的腐蚀时，既有全面腐蚀问题，也有局部腐蚀问题。除了CO2以外，即使浓度极低的溶解氧，也会导致严重的点蚀破坏。介质中的氯离子可以促进点蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀，对于不锈钢腐蚀失效具有极强的促进作用。

环境敏感断裂是指正常的韧性材料由环境中腐蚀或氢的作用导致的脆性断裂，管道的内部环境或者外部环境均有可能引起此种类型的失效。石油天然气工业中典型的环境敏感断裂包括：氢脆(HE)、氢致开裂(HIC)和应力腐蚀开裂(SCC)。腐蚀过程或阴极保护中的阴极如果发生析氢反应，由氢离子还原形成的原子氢渗透进入材料会引起氢脆或氢致开裂，导致材料的韧性损失或形成阶梯状裂纹或鼓泡开裂。应力腐蚀开裂是指材料在腐蚀过程和拉伸应力联合作用下导致的低应力水平脆性断裂。应力的来源可能包括外部载荷、内部压力或残余应力(如焊接残余应力)。石油管材可能遭受的典型应力腐蚀开裂往往由H2S和氯化物引起。

在这个层次判断，实际上看到的是腐蚀给管材带来的直观后果。

2.2.3从腐蚀发生的局部环境认识油气管材的腐蚀失效

从腐蚀发生的局部环境可以更细致深入地了解油气管材的腐蚀问题。绝大部分腐蚀问题发生的前提条件是有液态水(即构成腐蚀原电池中的电解质溶液)的存在，水相存在的状态直接影响了腐蚀发生的机制和形态，由此带来许多腐蚀类型的分支。一方面这些分支使得认识腐蚀过程更为容易，另一方面也给工程技术人员带来一定的困惑。

以管道内腐蚀为例，根据管道内部水的存在形式不同，腐蚀类型以不同的形态体现。如果管道输送介质中含水率较高且为层流，或者由于含水的输气管道在管道底部形成积水，均使得管道底部金属内壁接触连续的水相，为介质中的CO2、H2S等腐蚀性物质提供了腐蚀环境。如果管道输送过程中，在管道底部存在结垢、砂沉积或细菌菌落的附着滋生，则此时水相往往处于垢下环境或类似缝隙环境，往往引起严重的垢下腐蚀或细菌腐蚀。又如，当管道输送介质流速过高或者遇到弯头、三通等过流部件时，由于腐蚀介质和液相冲刷的联合作用，容易引起冲刷腐蚀。除此之外，还有发生在油水两相界面的类似水线腐蚀的形态，某些液相滞留严重的盲管或死水管线发生的腐蚀，法兰面间隙、螺纹丝扣间隙等渗入液体引起的缝隙腐蚀等，都是根据水的存在形式加以划分或区分的腐蚀形态。

从这个层次判断，实际体现了腐蚀发生的真实局部环境和环境促进腐蚀的机制。

2.2.4从导致腐蚀的直接原因和机理认识油气管材的腐蚀失效

基于上面的讨论，当腐蚀过程具备适宜的环境时，腐蚀的发生就依赖所谓的“腐蚀剂”，也称为“去极化剂”，即能够引起腐蚀反应或夺取金属电子的物质。这也是许多文献和经验中经常论及的腐蚀概念，如CO2腐蚀、H2S腐蚀、溶解氧腐蚀、元素硫腐蚀、有机酸腐蚀、微生物腐蚀(或细菌腐蚀)等，实际上这种定义或命名方式，体现的是什么直接导致了腐蚀。从腐蚀的各类层次角度，有可能腐蚀是CO2直接导致的，但由于处于垢下或缝隙环境，有时也可以说是垢下腐蚀，这并不矛盾，只是看待问题的角度有所不同。

同时，还有一些物质实际上并非直接参与腐蚀阴极或阳极反应的得失电子过程，而是以不同的方式加速了腐蚀或引起严重的局部腐蚀。如常说的氯离子腐蚀，实际上是氯离子对腐蚀的显著促进作用，破坏不锈钢钝化膜或碳钢腐蚀产物膜，引起点蚀甚至应力腐蚀开裂。又例如细菌腐蚀中的硫酸盐还原菌(SRB)腐蚀，实际上只是参与了对阴极反应形成的氢原子的消耗，促进了腐蚀过程，但由于其菌落繁殖和生物膜结痂附着于管道内壁表面，往往诱发严重的点蚀。

还有一种情况是电偶腐蚀，电偶腐蚀实际上也需要具体的腐蚀剂，但由于异种金属联接、焊缝部位与母材的差异、涂层或腐蚀产物膜覆盖不均匀、垢下或SRB菌落内外等形成的大面积阴极-小面积阳极的电偶对出现，也会导致阳极区严重的局部腐蚀。

在油气工业中，更为突出的促进腐蚀问题的原因还在于油套管或管道内部“高温高压”的环境，简单而言，温度的升高可以极大促进腐蚀过程，压力的升高使得溶解在水中的腐蚀性介质的量增加，都会显著促进腐蚀过程。

2.2.5从实际工况的综合层面认识油气管材的腐蚀失效

油气管材某一部位腐蚀的发生，多数情况下是由多个因素或者机制协同作用产生。例如，管道底部发生腐蚀，首先是由于管道底部存在积水，提供了腐蚀的环境；其次，要存在能够引起腐蚀的物质，也就是CO2或者H2S的存在；再次，管道底部细菌的滋生、垢的形成或者砂的沉积，提供了更加适合局部腐蚀发展的局部环境，例如所谓的细菌腐蚀、垢下腐蚀，这些局部环境促使了蚀坑的形成和快速发生，并引起严重后果；最后，腐蚀控制措施如果失效，例如缓蚀剂无法有效作用到微生物膜或者砂沉积的区域，则导致蚀坑形成，直至穿孔。

因此，综合考虑各层次的腐蚀问题和腐蚀因素，在腐蚀选材、腐蚀预测和腐蚀控制各环节综合应对腐蚀风险，是控制腐蚀的关键。

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