南堡油田外輸氣管道CO2/H2S共存腐蝕研究

摘 要：隨著石油天然氣工業(yè)的發(fā)展，同時含有CO2、H2S等多種腐蝕機制的油氣田相繼出現(xiàn)，CO2/H2S共存腐蝕對油氣田的開發(fā)造成的危害越來越受到重視。油氣田開發(fā)遇到的CO2/H2S共存腐蝕體系中，少量H2S也會對CO2腐蝕產生明顯的影響，使其腐蝕規(guī)律變得尤其復雜并難以把握。因此，CO2/H2S共存條件下的腐蝕與對策研究顯得十分迫切和極為重要。

關鍵詞：輸氣管道；腐蝕研究

1 CO2/H2S共存腐蝕規(guī)律

目前，國內外對CO2腐蝕機理及影響因素方面的研究工作較多，研究重點已轉移到腐蝕監(jiān)測、腐蝕預測模型、腐蝕壽命預測方面，但對CO2/H2S共存條件下的腐蝕規(guī)律研究工作開展得不多。

CO2腐蝕的規(guī)律，一般說來，介質中的CO2分壓對鋼的腐蝕形態(tài)有顯著的影響，當CO2分壓低于0.0483MPa時，易發(fā)生CO2均勻腐蝕；當CO2分壓在0.0483～2.007MPa之間時，發(fā)生不同程度的小孔腐蝕；當CO2分壓大于2.007MPa時，發(fā)生嚴重的局部腐蝕。CO2引起的局部腐蝕主要有點蝕、臺地侵蝕和流動誘使局部腐蝕[1]。

國內自20世紀60年代中期開始，由中國科學院金屬腐蝕與防護研究所與四川石油設計院防腐攻關對合作，為含H2S（0.8%～1.2%）和CO2（3%）的威遠震旦系氣田的開發(fā)提供了一整套防護技術。國外的早期研究從20世紀80年代末開始，Masamura K等和Srinnivasan S等研究了H2S的作用表現(xiàn)為三中形式：在H2S分壓小于6.9×10-5MPa時，CO2是主要的腐蝕介質，溫度高于60℃時，腐蝕速率取決于FeCO3膜的保護性能，基本與H2S無關；當H2S分壓增至使pCO2/pH2S>200時，材料表面形成一層與系統(tǒng)溫度和PH值有關的較致密的FeS膜，導致腐蝕速率降低；pCO2/pH2S<200時，系統(tǒng)中以H2S為主導，其存在一般會是材料表面優(yōu)先生成一層FeS膜，此膜的形成阻礙具有良好保護性的FeCO3膜的生成。體系最終的腐蝕性取決于FeS和FeCO3膜的穩(wěn)定性及其保護情況[2]。

2 南堡油田3-2轉油站外輸氣管道基本情況

南堡油田3-2轉油站外輸氣管線規(guī)格∮273×8，材質為20#無縫鋼管，屬低碳鋼，2014年6月投產，目前外輸氣量45萬方/天，外輸壓力0.85MPa，外輸溫度常溫。

南堡油田3-2轉油站外輸天然氣氣質情況：

天然氣檢測結果報告單

報告編號：NO. Y（J）-2017-天然氣-175

樣品名稱 南堡3-2轉油站氣液兩相分離器出口天然氣 樣品編號 Y（J）-2017-天然氣-175

取樣地點 南堡3-2轉油站氣液兩相分離器出口 取樣時間 2017年03月31日 時

取樣層位 / 取樣人 劉艷煥

取樣井段 m / 送樣時間 2017年03月31日

分析時間 2017年04月01日 送樣人 劉艷煥

容器類型及外觀 氣袋 玻璃吸收瓶 良好 避光吸收 委托單位 南堡油田作業(yè)區(qū)油田管理科

檢測儀器 KAV00221型氣相色譜儀 酸式滴定管

檢測標準 GB/T 13610-2014 天然氣的組成分析 氣相色譜法

GB/T 11062-2014 天然氣發(fā)熱量、密度、相對密度和沃泊指數(shù)的計算方法 GB/T 11060.1-2010 天然氣含硫化合物的測定 第1部分：用碘量法測定硫化氫含量

3 計算分析

通過計算：

PH2S=3.26×10-6MPa，故南堡油田轉油站外輸氣管道腐蝕與H2S.無關，基本屬于CO2腐蝕；

PCO2=7.2×10-2MPa>2.007MPa，屬于嚴重的CO2局部腐蝕；

又pCO2/pH2S=2.2×104>200，材料表面形成一層與系統(tǒng)溫度和PH值有關的較致密的FeS膜，導致腐蝕速率降低；

根據(jù)Shell95半經驗模型預測該管道腐蝕速率[3]：

式中

vcorr——腐蝕速率；

T——絕對溫度；

Pco2——CO2分壓；

PH實測、PHco2——在相同CO2分壓下純水的pH值；

c1、c2、c3、c4——常數(shù)。

溫度越高，腐蝕速率越大；

水溶液PH至越大，腐蝕速率越大；

由于C是跟溫度有關的常數(shù)，現(xiàn)場管道的運行溫度基本是隨環(huán)境溫度，實測與CO2的pH值相差無幾，該管道的腐蝕速率公式可認為：

4.2 對該管段進行破壞性檢測

①管道底部有水，PH至6.5；②管道內部凹凸不平，有明顯點蝕和臺地侵蝕現(xiàn)象；③管道內壁為黑色；④該管段在空氣中置放2天后，管道內壁為黃色，為FeS的氧化還原反應所造成。壁厚變薄，重復對上述五個點進行壁厚檢測，結果：

4.3 該管道運行三年，平局腐蝕速率為1.33mm/a

5 結論

①南堡油田外輸氣管道屬于CO2/H2S共存腐蝕；②南堡油田外輸氣管道主要為CO2局部腐蝕；③溫度越高，腐蝕速率越大；水溶液PH至越大，腐蝕速率越大；④若沒H2S存在，南堡油田外輸氣管道CO2局部腐蝕速率大約為3.75mm/a；⑤南堡油田外輸氣管道CO2/H2S共存腐蝕作用下，有FeS膜存在，減緩了CO2局部腐蝕速率。

參考文獻：

[1]梅萍，陳武，劉華榮.油氣田緩蝕阻垢集輸研究與應用.北京：石油工業(yè)出版社，2011.

[2]周計明.油管鋼在含CO2/H2S高溫高壓水介質中的腐蝕行為及防護技術的作用.西安：西北工業(yè)大學，2002.

作者簡介：

李天祥（1983- ），男，工程師，2006年7月畢業(yè)于東北石油大學油氣儲運專業(yè)，獲學士學位；就職于冀東油田南堡油田作業(yè)區(qū)采油六區(qū)，任地面工程師，主要從事地面工程建設。