油氣管道CO2腐蝕影響因素及防腐實驗

汪益寧 王暉

油氣管道CO2腐蝕影響因素及防腐實驗

吳晗1汪益寧1王暉1陳燕虎2

1振華石油控股有限公司2中國石化勝利油田分公司地質科學研究院

根據(jù)CO2腐蝕程度的不同、溫度的差異以及腐蝕形態(tài)的不同，一般將CO2腐蝕分為全面腐蝕、局部腐蝕，因此也就出現(xiàn)了不同的腐蝕機理。采出液中所含CO2對管道腐蝕巨大，容易造成事故和損失。在分析采出液中CO2腐蝕管道的過程和腐蝕機理的基礎上，明確了CO2腐蝕管道的各項影響因素，主要包括環(huán)境因素、材料因素、力學因素三個方面。對于CO2的防腐采用以咪哇琳類化合物為主劑緩蝕劑，其中B—L—2緩蝕效果最佳，緩蝕率達85%以上。

采出液；CO2腐蝕；影響因素；防腐

CO2在合適的溫度和壓力條件下，對管道鋼材能夠造成嚴重腐蝕破壞，由此引起的材料破壞稱為CO2腐蝕。在油田開發(fā)中，流體中含有大量對管道設備造成腐蝕影響的物質，包括H2S、CO2、Cl-等，其中CO2腐蝕是最普遍也是最嚴重的腐蝕。因此有必要對采出液CO2腐蝕過程及機理進行研究，結合實際情況分析CO2對管道腐蝕的影響因素，進而進行實驗研究其影響情況和規(guī)律，從而得出油田采出液中CO2對管道腐蝕的具體過程特征。

1 管道的腐蝕過程及機理

要了解CO2對管道的具體腐蝕過程，就需要對CO2腐蝕機理進行分析，CO2腐蝕機理一直是管道腐蝕和防護研究的重點。CO2溶于水和原油，會導致鋼鐵材料表面發(fā)生電化學反應而產(chǎn)生腐蝕。根據(jù)CO2腐蝕程度的不同、溫度的差異以及腐蝕形態(tài)的不同，一般將CO2腐蝕分為全面腐蝕、局部腐蝕，因此也就出現(xiàn)了不同的腐蝕機理[1]。局部CO2腐蝕一般造成穿孔或小范圍破損，本文將其機理歸類為全面腐蝕的一部分。

CO2腐蝕陰極反應有兩種，包括非催化的氫離子陰極還原反應和表面吸附CO2的氫離子催化還原反應。對上述CO2腐蝕陽極和陰極反應進行綜合，得出CO2腐蝕機理的反應過程為

上述化學反應機理即CO2腐蝕管道的過程，通過對其分析，結合CO2腐蝕管道的影響因素，可由實驗明確CO2對管道腐蝕的詳細情況。

2 管道腐蝕的影響因素

油田采出液中的CO2對管道腐蝕的影響因素很多，一般反映在腐蝕速率和腐蝕形態(tài)方面。腐蝕影響因素分為環(huán)境因素、材料因素等各個方面，材料因素和環(huán)境因素決定了腐蝕產(chǎn)物膜的特性，包括腐蝕產(chǎn)物膜的組成、結構、形態(tài)、致密度、電化學特征、彈性模量、應變力、黏附力等特性，腐蝕影響因素內容和相互關系如圖1所示[2]。

圖1 采出液CO2對管道腐蝕的影響因素

由于上述影響因素是常見的采出液中CO2對管道腐蝕情況，其中各種因素的影響程度也不相同，根據(jù)經(jīng)驗和我國油田管道CO2腐蝕的實際情況，從溫度、CO2分壓、Cl-、pH值四個方面分析其對CO2腐蝕影響。

2.1 溫度對CO2腐蝕的影響

溫度是CO2腐蝕的重要影響因素，溫度改變對化學反應速度、程度和腐蝕產(chǎn)物成膜效果有較大的影響，對腐蝕產(chǎn)物膜的影響更大。研究表明，溫度在60℃左右，CO2腐蝕轉變形態(tài)較大。由于FeCO3在液體中的溶解度隨溫度上升而降低，在60～120℃左右產(chǎn)生腐蝕產(chǎn)物膜，出現(xiàn)腐蝕速率過大，造成局部腐蝕嚴重。在60℃以下時基本不會形成產(chǎn)物膜，腐蝕速率會達到最大；在110℃以上時鋼材料表面會發(fā)生發(fā)如下反應：3Fe+4H2O→Fe3O4+ 4H2，因此會出現(xiàn)另一個腐蝕速率最大值，腐蝕產(chǎn)物膜也就變成了兩種鐵產(chǎn)物的混合膜。

2.2 CO2分壓對腐蝕的影響

CO2對管道腐蝕的影響很大程度上受到CO2在水溶液中的溶解度（也就是系統(tǒng)中的CO2分壓pCO2）的影響，當CO2分壓較高時，采出液中的碳酸濃度高，使采出液中產(chǎn)生的氫離子濃度高，腐蝕速度加快。隨著系統(tǒng)壓力的增加，CO2溶解度增大，腐蝕速率加快。CO2對管道腐蝕速率和pCO2的關系一般采用模型經(jīng)驗公式確定：lgV=0.671lgpCO2+C，其中C為常數(shù)。一般情況下，CO2分壓越大，CO2腐蝕速率越大。

2.3 采出液成分對腐蝕的影響

油田采出液成分復雜，其中含有的大量成分物質對CO2腐蝕具有一定的影響。HCO3-的存在會抑制FeCO3的溶解，形成鈍化膜，降低鋼材的腐蝕速度；Ca2+存在會加大腐蝕速率；在一般的采出液中Cl-含量常常比較高，而且容易促進鐵化物的溶解，對腐蝕的速率和特性造成影響。

2.4 pH值對CO2腐蝕的影響

pH值直接影響采出液中H2CO3的存在形式，在酸性條件下，管道腐蝕特別嚴重，pH值對管道CO2腐蝕的影響體現(xiàn)在：一是高pH值引起無機離子結垢沉淀，進而導致局部腐蝕和穿孔；二是低pH值導致氫離子濃度大，促進腐蝕速率加快，這是由于管道在酸性介質中的腐蝕主要是因為發(fā)生以氫離子為去極化劑的電化學反應。

3 防腐實驗

為有效控制和預防CO2對設備和管道的腐蝕，通常采用在油井采出液中加注緩蝕劑的方法來減輕CO2對設備和管道的腐蝕。由于油田采出液對設備和管道的腐蝕主要是由于液體中含CO2和高礦化度所導致，因此，在防腐試劑中選用咪哇琳類化合物為主劑緩蝕劑B—L系列。

3.1 緩蝕劑篩選實驗

采用靜態(tài)失重法進行測試，選用長、寬、厚為40mm×10mm×1.5mm的Q235鋼作為實驗對象，經(jīng)打磨、清洗、脫脂、干燥等處理后稱重。在高壓靜態(tài)腐蝕試驗釜中加入濃度為30g/L的NaCl溶液和緩蝕劑溶液300mL，將4片處理后的試驗鋼片分別掛在氣液兩相中，通1hCO2氣體以排除溶液中的氧氣[3]。在試驗釜中先后加入硫化鈉溶液及鹽酸溶液，調節(jié)CO2減壓閥，使釜中CO2壓力達到0.6MPa，再將高壓釜放入60℃恒溫水浴槽中，3d后取出試片，處理后稱重，計算腐蝕速率和緩蝕率。以某油田T6—1井、T12—5井采出液脫出水為腐蝕介質，實驗考察了B—L系列緩蝕劑的緩蝕性能，從室溫下各緩蝕劑緩蝕實驗結果可以看出：B—L系列緩蝕劑在不同加量下，均有一定的緩蝕效果，且隨加注量的增加緩蝕速率不斷增大，當緩蝕劑加量大于60mg/L時，緩蝕速率高達90%以上，因此初步選擇B—L—2緩蝕劑為該油田采出液防腐用緩蝕劑。

3.2 緩蝕劑抗溫實驗

實驗考察了B—L—2緩蝕劑在室溫、50、70、90℃不同溫度條件下，60mg/LB—L—2緩蝕劑緩蝕性能，實驗結果如表1所示。

表1 不同溫度條件下B—L—2緩蝕劑緩蝕性能實驗結果

表1實驗結果表明，隨著溫度的升高，污水腐蝕速率加快，B—L—2緩蝕劑緩蝕效果下降，在90℃時對于油田采出液脫出水緩蝕率仍高達85%以上，說明B—L—2緩蝕劑抗溫效果良好。

4 結語

（1）采出液中所含CO2對管道腐蝕巨大，容易造成事故和損失。明確了采出液中CO2腐蝕管道的過程和腐蝕機理，在此基礎上詳細分析了CO2腐蝕管道的影響因素，主要包括環(huán)境因素、材料因素、力學因素三個方面。

（2）對于CO2的防腐考慮采用以咪哇琳類化合物為主劑緩蝕劑，B—L—2緩蝕效果最佳，緩蝕率達85%以上。

[1]萬里平，孟英峰，梁發(fā)書．油田開發(fā)中的二氧化碳腐蝕及影響因素[J]．全面腐蝕控制，2003，17（2）：14-17.

[2]孫麗，李長俊，彭善碧．CO2腐蝕影響因素研究[J]．管道技術與設備，2008（6）：35-39.

[3]萬泰力．大慶油田采油污水腐蝕因素分析[J]．油氣田地面工程，2008，27（2）：29-30.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.022