维普资讯 http://www.cqvip.com 第２３卷第６期 ２００２年６月 腐蚀与防护 Ｃ（）ＲＲ（）ＳＩＯＮ ＰＲ（）ＴＥＣＴＩ（）Ｎ ＶｏＬ ２３ Ｎｏ．６ Ｊｕｎｅ ２００２ 。、。 、 ｌ ０ 謦 中原油田文２３气田腐蚀因素与 防护技术研究 于在宽 ，赵先进。，王选奎 ，薛吉明。，李敏 （１．中原油气高新股份有限公司天然气产销厂．濮阳４５７０００；２．中原油分公司采油Ｔ程技术研究院） 摘要：全面分析 文２３气田产 气和水的组分．摸清了主要腐蚀因素及规律。针对性地研究了油溶型和水 溶型缓蚀剂的性能．选择效果好的缓蚀剂进行了现场试验。监测结果表明．缓蚀剂能有效地减缓气田腐蚀．缓蚀率 最高达９Ｏ 以上。 关键词：油田；腐蚀因素；防护技术 中图分类号：ＴＥ９８ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００５—７１８Ｘ（２００２）０６—０２６３—０４ （）ＲＲ（）ＳＩ（）Ｎ ＦＡＣＴＯＲＳ ＡＮＤ ＰＲ（）ＴＥ ＴＩＯＮ ＴＥＣ Ｈ ＮＯＩ ＯＧＹ Ｆ（）Ｒ ＷＥＮ一２ ３ ＧＡＳ ＦＩＥＬＤ ＩＮ ＺＨ（）ＮＧＹＵＡＮ（）ＩＩ ＦＩＥＩ Ｄ ＹＵ Ｚａｉ—ｋｕａｎ。，ＺＨＡＯ Ｘｉａｎ－ｊｉｎ ，ＷＡＮＧ Ｘｕａｎ－ｋｕｉ ，ＸＵＥ ｊｉ—ｍｉｎｇ ．ＬＩ Ｍｉｎ （１．Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ａｎｄ Ｓａｌｅ Ｐｌａｎｔ ｏｆ Ｚｈｏｎｇｙｕａｎ Ｏｉｌ＆ Ｇａｓ Ｈｉｇｈ ａｎｄ Ｎｅｗ Ｔｅｃｈ．Ｃｏ．．Ｉ ｔ ｄ．．Ｐｕｙａｎｇ ４５７０００．Ｃｈｉｎａ： ２．Ｏｉｌ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ．Ｚｈｏｎｇｙｕａｎ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｃｏ．．Ｌｔｄ．） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃｔｓ（ｇａｓ ａｎｄ ｗａｔｅｒ）ｆｒｏｍ Ｗｅｎ一２３ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｗｅｒｅ ａｎａｌｙｓｅｄＡ ｃｏｒｒｏ— ．ｓｉｏｎ ｉｎｄｅｘ ｆｒｏｍ ｔｈｅ ｂｏｔｔｏｍ／ｍｏｕｔｈ／ｇｒｏｕｎｄ ｏｆ ｔｈｅ ｇａｓ ｗｅｌｌ ｗａｓ ｏｂｔａｉｎｅｄ．Ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｏｉｌ—ｓｏｌｕｂｌｅ ａｎｄ ｗａ— ｔｅｒ－ｓｏｌｕｂｌｅ ｉｎｈｉｂｔｏｒｓ ｗａｓ ｓｔｕｄｉｅｄ．Ｓｏｍｅ ｉｎｈｉｂｉｔｏｒｓ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ｕｓｅｄ ｉｎ ｔｈｅ ｇａｓ ｆｉｅｌｄＴｈｅ ｂｅｓｔ ｉｎｈｉｂｉｔｉｏｎ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｖ ｉｓ ．ｈｉｇｈｅｒ ｔｈａｎ ９０ ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｏｉｌ ｆｉｅｌｄ；Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ ｆａｃｔｏｒ；Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｌ文２３气田腐蚀现状 文２３气田是中原油田最大的一个气田，含气面 积１ ２．２ｋｍ：，地质储量１４９．４×１０。ｍ。。白１９９５年 文２３气田井大面积产水以来，腐蚀逐渐加剧。截止 目前，已累计发现有１Ｏ口井（占总井数的４２ ）发 生管柱腐蚀穿孑Ｌ、断脱和套管腐蚀泄漏现象，造成重 大险情和巨大的经济损失。由于气井腐蚀已威胁到 文２３气田的正常开采和安全生产，实施有效的防腐 措施已刻不容缓。 先对１Ｏ口气井多次取样分析化验，结果见表１。 表１气井井口取样分析计算结果 ２腐蚀因素研究［ ］ ２．１水质与天然气组分分析 在油田引起金属设备腐蚀的因素有溶解氧、 Ｃ（＿＝）：、Ｈ：Ｓ、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等，另外高矿化污水 中存在的大量氯离子极易引起点蚀穿孔。 根据表１，可得出以下结论： （１）产出水ｐＨ值较低，最低为５．０６，最高为５．７２； （２）产 水中ＣＯ！含量较高，最高的达 １ｌ ６６ｍｇ／Ｉ ，最低的为２００ｍｇ／Ｉ ； （３）不同层位井产 水矿化度不同，高的达３Ｏ ×１０ ｍｇ／Ｉ ，低的只有几千ｍｇ／Ｉ ； （４）产 水中不含Ｈ！Ｓ或含有微量Ｈ！Ｓ（＜ ・ 天然气井的腐蚀是在产水后才出现的。因此首 收稿日期：２００１－１１－０５；修订日期：２００２—０１－２Ｏ ２６３ ・ 维普资讯 http://www.cqvip.com 于存宽等：中原油田文２３气田腐蚀因素与防护技术研究 ０．１ｍｇ／Ｌ），不含ＳＲＢ。 在分析产 水水质后，分析了天然气组分中对 腐蚀有影响的Ｃ（） 和Ｈ Ｓ。１Ｏ口气井产出气中 ＣＯ！含量一般在１ 左右，分压在０．５～１．０ｋｇ／ｃｍ 之间，按照有关原则判断，属于“可能出现ＣＯ 腐 蚀”范围。 ４口气井天然气中Ｈ Ｓ含量很低，一般小于 ５ｍｇ／ｍ。，国内外通过试验和使用证明，低于此浓度 不会产生Ｈ Ｓ腐蚀。 从上面水、气分析结果综合判断，文２３气田腐 蚀主要是由ＣＯ 引起。 ２．２腐蚀产物分析 对文２３—１、文２３—８两口井油管内壁腐蚀产物采 用Ｘ衍射、光电子能谱、扫描电镜能谱等手段进行 了产物组成分析。Ｘ衍射分析结果表明，文２３ １井 腐蚀产物主要为ＦｅＣ（）。以及少量的氧化铁。文２３— ８井腐蚀产物主要成分是ＦｅＣ（）。和少许ＦｅＳ。利用 光电子能谱分析表明，文２３—１井腐蚀产物中有（）、 Ｆｅ、Ｃ、Ｃａ元素。文２３—８井腐蚀产物中有Ｏ、Ｆｅ、Ｃ、 Ｃａ及少量的Ｓ元素。扫描电镜分析结果表明，文 ２３—１井腐蚀产物中含有Ｆｅ、Ｍｎ、Ｃｒ、Ｓｉ，而文２３—８井 为Ｆｅ、Ｃｒ、Ｚｎ、Ｓ。由于本方法不能检验出原子序数 小于８的元素，因此无法确定Ｃ和（）的存在与否。 据分析，腐蚀产物中的金属元素应来自管材本身，而 Ｓｉ元素应来自采出气带出的地层岩石粉粒，Ｓ元素 来自采 气的Ｈ Ｓ。 通过对上述三种方法监测的结果进行综合分 析，可以得出如下结论： 腐蚀产物的主要成分为ＦｅＣＯ３和ＣａＣＯ￣，显示 出气油管腐蚀与 ＿）！腐蚀有关。其中Ｃ（ 来源于 天然气中的Ｃ ，而 。 则来自于经高压天然气物 化带出的含矿物质的地层水。由于井下产出气可视 为无氧体系，因此腐蚀产物中的铁的氧化物应为损坏 油管取出地面后暴氧腐蚀所致。文２３—８井试样腐蚀 产物含有一定量ＦｅＳ，说明该气井还含有Ｈ！Ｓ气体。 ２．３模拟试验 为了解油管在环境中的腐蚀行为，进行了Ａ３钢 在不同 分压下的腐蚀试验，试验结果列于表２。 表２ ５５℃。３％ＮａＣＩ中不同ＣＯ２分压 与Ａ３钢腐蚀速率的关系 ＣＯ２分压／ＭＰａ 腐蚀速率／ｍｍ・ａ－ 常压下饱和 ０．３ ０．５ １．Ｏ 用表２中的数据，将ｌｇ 对ｌｇＰ ｋ作图，得 图１。 图１ ５５￣Ｃ，３％ＮａＣ１中・ｌｇＶ与ｌｇ ’ｔ 关系图 由图可知，在５５℃，３ ＮａＣＩ中，ＣＯ 分压从 ０．３到１ＭＰａ，ｌｇＶ－ｌｇＰ ｌ、为一直线，其斜率Ｋ一 ０．５６１４８。 在此条件下腐蚀速率随ＣＯ！分压升高而增大。 与Ｄｅ Ｗａａｒｄ Ｍｉｌｌｉｓｍｓ公式ｌｇ 一０．６７１ｇＰ Ｌ＋Ｃ基 本符合，即在此条件下碳钢腐蚀速率随Ｐ“ 升高而 增大，气井的ＣＯ 含量高，腐蚀严重。 ２．４腐蚀因素灰关联分析［２］ 为了进一步了解采气过程中生产条件，气、液相 介质组分对油管损坏作用的规律及程度，采用灰关 联分析方法并结合微机技术对原数据进行分析处 理，结果是灰关联分析ｒ值的变化范围在０～１之 问，如果某因素的ｒ越接近１，则表明该因素对腐蚀 正相关影响程度越大，即腐蚀速度随该因素变化而 变化的吻合度越大，反之亦然。 综合水质、天然气组分、腐蚀产物、腐蚀试验以 及腐蚀因素灰关联等分析的研究结果，可以得出如 下结论：文２３气田属于基本不含Ｈ！Ｓ的非硫气田， 产出气中所含有ＣＯ 和水导致油管发生电化学腐 蚀，而产 气的冲蚀作用又加剧了这一过程，因此二 者的共同作用是造成油管穿孔的主要原因。 ３腐蚀规律以及腐蚀预测方法研究［ ］ ３．１气井含水量与ＣＯ２腐蚀的关系 有关Ｃ（） 腐蚀，其腐蚀机理为：ＣＯ 与水存在 着平衡 ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ Ｈ２ＣＯ３— Ｈ一＋ＨＣ（ （１） 其中Ｈ一与Ｆｅ发生腐蚀反应 ， ２Ｈ ＋Ｆｅ——Ｆｅ！ ＋Ｈ２十 ＨＣＯａ与Ｆｅ 发生沉淀反应 ＨＣＯ３—一Ｈ ＋Ｃ（＿）； ＣＯｉ＋Ｆｅ ：＝＝—ＦｅＣＯ３ 故总腐蚀反应为 Ｃ（）２＋Ｈ２Ｏ＋Ｆｅ——ＦｅＣＯ３ ＋Ｈ！十 （２） 由式（２）可以看出，没有水则ＣＯ 不能发生腐 维普资讯 http://www.cqvip.com 丁在宽等：巾原油田文２３气田腐蚀因素与防护技术研究 蚀反应。研究发现，采 气含水量与腐蚀之间的关 系并非简单的线性芙系，而是如图２所示的中间高， 两边低的曲线关系，即只有当日产水达到０．５～ ２．３ｍ。时，油管才 示出最大的腐蚀速度。对于这 种Ｅ１产水量大于２．３ｍ。时速度反而下降的规律，研 究结果认为，其可能的机制是，在竖直的管道内，凝 析水吸附在管壁成膜并形成腐蚀。当水膜覆盖完 全，并且达到某一极限厚度时，腐蚀速度达到最大 值。如果进一步增加水膜的厚度，高速气流与管壁 间的剪切力以及直接冲击力会由于较厚水膜的缓冲 作用降低，流体对保护性腐蚀产物层的剥削力也相 应减小，从而形成水量增加腐蚀速度反而减小的现 象。象文２３气田文２３—３、６井气量高、产水少腐蚀 比较严重，文６９ １、一２、一３井气量低、产水多反而腐蚀 较轻，就是其中的道理。 网２天然气 产水量 ｊ油管腐蚀速率的关系曲线 ３．２气井产出水矿化度与ＣＯ２腐蚀的关系 将表１原数据不同矿化度对腐蚀速率作图，可 得到关系曲线如图３所示。 图３凝析水中矿化度与腐蚀速率的关系曲线 预测模型：Ｖ ＝０．０３４ ５．９ｌ×１０ ｊ（直线ｌ ） 预测值波动范围模型：Ｖ～一（０．０３４—５．９ｌ×１０ ｊ，）±０．０３ （图下部阴影区） 模型置信度：９５ （）点坐标：ＩＶ 一０．０７６ｍｍ／ａ 一ｌ＿６×１０ ｍｇ／Ｌ］ 由图３可以看ｍ，凝析水的总矿化度与腐蚀速 率呈负相关关系，即矿化度越高，腐蚀速度越低，并 Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ ０ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ Ｏ 且当矿化度小于１．６ 丝 ｘ １０ ｍｇ／Ｉ∞ ∞ 时 急速上升。 与此相同的情况还包括 １、Ｋ、Ｎａ一以及Ｃａ！一等。 造成这种现象的原凶，根据有关文献资料的解释，是 由于凝析水中某些溶解物质对水具有缓冲作用，可 阻止ｐＨ降低，从而减小ｃ（）！的腐蚀。 ３．３产气压力对Ｃ０２腐蚀行为的影响 国外曾报道了一种根据ＣＯ 分压判断天然气一 凝析液井的腐蚀程度的预测方法，它们是： （１）分压超过２ｋｇ／ｃｍ！时，一般都表现 腐蚀； （２）分压在０．５～２ｋｇ／ｃｍ：时，可能有腐蚀； （３）分压低于０．５ｋｇ／ｃｍ 时，无腐蚀。 不过这种方法适用于气井产 水中不含矿物质 的情况。尽管如此，对于含有矿物质的产出水而言， 它们仍然遵循随Ｃ（）：的分压增大，腐蚀速率也增大 的这一普遍规律。 在研究灰关联分析结果时发现，产 水中Ｃ（）！ 的ｒ值并非想象的那么大，为０．６５１１，在排序上甚 至位于Ｓ（） 之后，显然这是不符合规律的。随后 的研究结果认为，产生这种误差的原因在于，供分析 计算的数据均来自井口而非井下。井Ｆ Ｃ（）？分压 人，ＣＯ！溶解度也大，则腐蚀则相应增强，因此实际 ｒ值应大于０．６５１ １。当井口ｐＨ一７．０２～７．９２时， 井下２０００ｍ处的ｐＨ一５．０６。按此推测，文２３气田 井口ｐＨ一５．０６～５．９２，那么井下的ｐＨ可能为３～ ４之问， 然，在这样的酸度条件下，油管的铁溶解 量应当是很大的。 ３．４产出气的冲蚀危害 冲蚀危害主要表现在 个方面： （１）气相流体与管壁间的剪切力是造成界面金 属机械疲劳的原因之一。 （２）产 气携带ｌ叶Ｊ的矿物质（如岩石粉末、腐蚀 产物碎粒等）对管壁的直接撞击。 （３）由冲蚀形成的“微坑”及“擦痕”，也为形成 众多的微腐蚀电池创造了条件。冲蚀力还能将具有 一定阻蚀作用的腐蚀产物层剥离带走，将活性金属 表面始终暴露于腐蚀性介质中，从而加剧了腐蚀。 流速的大小决定冲蚀破坏力的大小。对Ｎ８０ 油管在不同流速下的ＣＯ？腐蚀研究发现。当流速由 ０．５ｍ／ｓ提高到１７ｍ／ｓ时，腐蚀速度增加１倍，此时 若将ＣＯ！分压增加到０．１，０．５，１ＭＰａ，则Ｖ 依次 提高１倍。将原数据整理后得到产Ｉ叶Ｊ气流速与 关系，参见表３。 …随气流速的增加而增加。特别是当流速在 到１００ｍ／ｓ附近， 。 急剧上升，由此可见冲蚀对油 ・ ２６５ ・ 维普资讯 http://www.cqvip.com 于在宽等：中原油田文２３气田腐蚀因素与防护技术研究 表３文２３气田产出气流速与腐蚀速度的关系 管的危害程度。为此，在天然气输送过程中，一般都 将流速限定在１５￣２０ｍ／ｓ。当需要提高流量时必须 更换粗一点的管道。 ４防腐蚀措施研究［４］ 国内外油气田使用的防腐蚀措施很多，但对于 中原气田防腐蚀的技术，我们认为：对目前开采的气 井采取环空投加缓蚀剂的办法比较好。其优点是投 加工艺简单，效果好，成本较低。 ４．１缓蚀剂的合成、筛选及性能评定 收集了国内用于油气井防腐的８种缓蚀剂： ＣＴ２—１０，Ｍ１，Ｍ２，ＷＳ１—０２，ＺＳＹ９２—１，１９０１，ＣＴ２—１， 其中前６种属于水溶型缓蚀剂，后两种属于油溶型。 室内合成了两种油溶型缓蚀剂ＯＳ－１，０Ｓ－２。对这１０ 种缓蚀剂采用两种方法进行了评价。 方法１：静态、低温、低压。试验结果表明，水溶 型缓蚀剂中以ＷＳＩ一０２、ＺＳＹ９２—１效果最好，油溶型 缓蚀剂以０Ｓ－２为最好，（见表４）。 表４ １０种缓蚀剂在不同程度下的缓蚀率（％） 药剂 浓度／ｍｇ・Ｉ 方法２：采用高温、高压。试验结果与实际情况 比较吻合，从方法２的试验结果看：（见表５）。 表５ ３种缓蚀剂在不同程度下的缓蚀率（ ） （１）高温下不论是油溶还是水溶缓蚀剂都比低 温时的缓蚀率高，这是因为高温时缓蚀剂更容易在 金属表面吸附成膜，并比较牢固。 （２）油溶型缓蚀剂抑制ＣＯ 腐蚀的效果比水 溶型缓蚀剂更好一些。 ４．２现场投加缓蚀剂试验 （１）试验范围 在文２３气田选择１Ｏ口井进行 了３个月的现场加药试验。其中，６口井加油溶型 缓蚀剂Ｏ ２，２口井加水溶型缓蚀剂ＺＳＹ９２—１，２口 井加水溶型缓蚀剂ＷＳＩ一０２。 （２）加药方案每口井预膜时一次性加入缓蚀 剂２００ｋｇ。 不同的加药周期和加药浓度。按照两个加药周 期（１５天、３０天），四种加药浓度（０．２５、０．５、０．７５、 １．Ｏｋｇ缓蚀剂／每天・每万方气）进行试验。 （３）加药方式使用高压泵车将药剂自环形空 间加入。利用药剂自重沉到井底，然后随采出气一 起采出。 （４）检测内容①井下井口腐蚀速度；②产出 水∑Ｆｅ含量。 （５）试验结果（见表６） 表６加药前后腐蚀速率的变化 ４．３现场试验结果 （１）腐蚀越严重的井加药后越明显，缓蚀率越 高。投加缓蚀剂后，一般井口腐蚀速度都能控制在 ０．Ｏｌｍｍ／ａ以下，井筒内缓蚀率可达９０ 以上； （２）投加药剂后对单井管线保护不明显。原因 一是井口管线腐蚀已很轻微，二是药剂大部分吸附 在井筒中； （３）从效果、成本等综合因素考虑，推荐使用 （下转第２７４页） 维普资讯 http://www.cqvip.com 王菁辉等：糠醛的腐蚀与选材试验研究 ２．４实验结果及讨论 逐步降低，因而腐蚀有降低的趋势。 三种材料在糠醛酸浓度ｌ０ 、２０ 、３０ 、 ４０ 、５０ ，温度为ｌ１０￣Ｃ、１４０￣Ｃ、ｌ７０￣Ｃ、２００℃、 ３几种材料的工业挂片情况 ｌ９９７年９月～１９９９年９月在辽化炼油厂糠醛 抽提装置的几个部位分别进行几种材质挂片试验， 其结果见表４。 ２３０℃几种条件下的耐蚀实验结果列于表ｌ，２，３。 表ｌ碳钢的实验结果（腐蚀率ｉｎｌｌｌ・ａ－。） 温度 ℃ １Ｏ １．５４ １．９５ ２．１６ １．９３ ２Ｏ ２．２２ ２．８５ ３．５２ ３．１２ 糠醛酸浓度 ３Ｏ ３．３３ ３．５６ ４．１２ ３．９７ ３．５２ ４Ｏ ５Ｏ 表４辽化糠醛装置挂片情况 ３．９５ ４．１４ ４．２３ ４．Ｏ６ ３．９８ ４．８７ ５．２３ ５．７６ ５．１２ ４．７６ １．７８ ２．７８ 表２渗铝钢的实验结果（腐蚀率／ｍｍ・ａ ） 温度 ℃ ｌ１Ｏ １４０ １７０ ２００ ２３０ １Ｏ （）．０６２ ０．０７２ ０．０９５ ０．０８８ ０．０７６ ２Ｏ Ｏ．Ｏ６９ ０．０９８ ０．１２ ０．１ ０．０８５ 糠醛酸浓度 ３Ｏ ４０％ ０．０８９ ０．Ｕ５ ０．１４２ ０．１１２ ０．０９５ ５ｏ％ 由表４可以看出，在装置的三个部位碳钢的腐 蚀率最大，渗铝钢与ｌ８—８不锈钢处于同一耐蚀水 平。但是，在操作温度范围内，碳钢随着温度的升 高，腐蚀率逐步增大，也就是随着温度的升高，糠醛 酸的腐蚀性逐步增大。这与实验室的情况有些不 ｓｏ％ 表３ １８—８不锈钢的实验结果（腐蚀率／ｍｍ・ａ叫） 温度 ℃ １１０ ｌ＿ｌＯ １Ｏ ０．０４２ Ｏ．Ｏ６１ ２Ｏ 糠醛酸浓度 ３０％ ４Ｏ 同，可能由于实验室的介质是静态的，工业装置中介 质是动态的，存在冲刷腐蚀、环烷酸和硫的腐蚀。渗 铝钢和ｌ８—８不锈钢的耐蚀性则不同于碳钢，随着温 １７０ ２００ ２３０ ０．０８７ ０．０８５ ０．０７５ 度的升高，其腐蚀率逐步增大又逐步降低，实验室的 情况与此相似。 由表ｌ，２，３可以看出，这三种材料均有这样的 规律：即在同一温度下，随着糠醛酸的浓度逐步增 ４结 论 （１）糠醛的腐蚀性随着温度的升高而增大。 （２）在糠醛介质中，渗铝钢和不锈钢的耐蚀性 基本相当。 大，其腐蚀率逐步增大，也就是糠醛酸的腐蚀性逐步 增大。同一浓度的介质，随着温度的逐步升高，其腐 蚀率逐步增大，然后又逐步减小。可能是由于在 ｌ ７０℃左右糠醛酸的活性最大，高于这一温度时糠醛 及糠醛酸分解焦化程度进一步增大，糠醛酸的浓度 （３）在糠醛装置上 采用渗铝钢代替碳钢可以 延长装置的运行周期，而比采用１８—８不锈钢有更好 的经济效益。 （上接第２６６页） ［２］岳增运．中原油田腐蚀现状及提高腐蚀控制水平的途 径［Ａ］．中原油田科技论文集［Ｃ］．北京：石油．［业出 版社，１９９５． （）Ｓ－２缓蚀剂，加药周期定为ｌ５天，加药浓度采用 ２５×１０ ｋｇ／（ｄ・１０ ｍ。）为宜。 参考文献： ［３］郑家粲，赵景茂．采输气系统的腐蚀监测与防护技术 ＥＲ］．（项目最终研究报告）１９９７，１２． ［４］赵景茂．油水井套管腐蚀机理及防护对策研究［Ａ］．中 ［１］ ［英］Ｖ．Ｒ．普路德克．腐蚀控制与设计［Ｍ］．北京：石 油 业出版社．１９８３． 原油田科技论文集［ｃ］．北京：石油工业 版社．１９９５．
