何 旭

（長江大學 石油工程學院， 湖北 武漢 430100）

利用掛片失重法對CO2腐蝕規(guī)律的研究

何 旭

（長江大學 石油工程學院， 湖北 武漢 430100）

為了研究CO2腐蝕過程中的影響因素而設計了腐蝕實驗。實驗利用掛片失重法進行，實驗中設計了溫度、CO2分壓、pH三組影響因素。實驗結果表面：在溫度＜60 ℃時，腐蝕速率隨溫度上升而增加，當溫度＞60 ℃時下降；腐蝕速率隨著CO2分壓的增加而增加，當CO2溶解達到飽和時，腐蝕速率趨于穩(wěn)定；在pH＜7時，隨著pH增加，腐蝕速率下降；當pH大于7時，腐蝕速率隨pH變化不大。

CO2腐蝕；溫度；CO2分壓；pH；掛片失重法

在石油天然氣工業(yè)領域，CO2腐蝕是一種常見的現(xiàn)象。在我國大量的油氣田本身就存在較高含量的CO2；而隨著近年來CO2驅采油技術的迅猛發(fā)展，越來越多的原本沒有CO2腐蝕問題的油氣田也開始面臨CO2腐蝕的困擾。油氣田地面輸送設備以及采油設備和井下管柱均可能發(fā)生CO2腐蝕，可能進而造成嚴重的安全事故，導致巨大經(jīng)濟損失和嚴重環(huán)境污染，甚至發(fā)生人身傷亡事件[1]。例如1988年英國阿爾法海洋平臺因腐蝕破壞而發(fā)生爆炸,造成166人死亡,導致北海油田年減產12%。1971年5月威成天然氣管線腐蝕破裂導致爆炸燃燒,直接經(jīng)濟損失7000萬元。據(jù)統(tǒng)計，全世界現(xiàn)存的金屬設備每年的腐蝕率大約為左右，因為腐蝕多而造成的損失則高達億美元。據(jù)英國統(tǒng)計，每年由于腐蝕所帶來的損失高達國民生產總值的左右，而其中約三分之一可以通過運用現(xiàn)代先進的防腐蝕的科技手段加以克服。因此，對CO2腐蝕現(xiàn)象進行研究有相當?shù)谋匾?。近年來，很多石油公司和科研團隊在室內實驗和現(xiàn)場實際研究方面進行了大量的研究，也提出了很多模型。但其中大多數(shù)為半解析模型，針對現(xiàn)場的實用性較差[2-5]。本文中采用掛片失重法對CO2腐蝕的影響因素進行研究，可以得到較為直接的腐蝕速率與各因素之間的關系，以期得到CO2腐蝕的規(guī)律，對實際生產進行指導。

腐蝕長期以來被認為是產生腐蝕的一個重要因素。干的氣體，即使溫度達到，也不會發(fā)生腐蝕，但是溶于水后會形成一種弱酸一碳酸，從而降低了水的值，對于金屬管材有極強的腐蝕性。引起的腐蝕也稱為“甜蝕”。在相同的條件下，對鋼材的腐蝕性遠遠高于其他的酸性溶液，這是直接參與腐蝕的結果。隨著油田高含水期的開發(fā)、高壓氣井、深層油氣田的開發(fā)以及三次采油中注提高采收率的廣泛應用，的腐蝕問題也變的更為嚴重。

1 實驗部分

實驗采用掛片失重法進行，實驗裝置為高壓反應釜及其附屬設施，其示意圖見圖1。

實驗時通過高壓提供部分產生高壓 CO2與 N2混合氣體氣流，氣流流經(jīng)反應釜；反應釜中，將掛片置于可旋轉支架上；同時加熱線路可以對反應釜加熱。該裝置可以模擬不同壓力、溫度下的腐蝕情況。根據(jù)反應釜中加入的不同介質，可以模擬不同的腐蝕環(huán)境。

圖1 實驗裝置圖Fig.1 Experiment equipment

1.1 實驗用品

實驗用品包括：N80腐蝕掛片、地層采出液模擬溶液、CO2氣體、高壓反應釜、N2氣體、無水乙醇、正己烷、鹽酸、氫氧化鈉、烏洛托品（或其他酸洗緩蝕劑）、蒸餾水等；

1.2 實驗方案

實驗過程采用的掛片失去重法測量實驗結果。實驗時將配制的地層水模擬溶液加入反應釜，先通入N2氣體除氧，再通入CO2和 N2的混合氣體至設定的壓力。最后采用電加熱裝置對反應釜加熱至要求溫度，啟動反應釜內掛片支架的旋轉裝置開始進行腐蝕反應。當達到設計的反應時間后，關掉裝置取出掛片進行處理和觀察，最后測量記錄實驗數(shù)據(jù)。

1.3 結果的表示與計算

實驗后以mm/a表示腐蝕率，計算方法如下：

式中：m-掛片質量損失，g；

m0-掛片酸洗空白質量損失平均值，g；

s-掛片的表面積，cm2；

ρ-掛片的密度，g/cm3；

t-實驗時間，h。

1.4 實驗所用地層水及掛片

實驗采用仿照油田地層采出水復配的溶液進行，具體成分見表1。

表1 復配地層水溶液成份Table 1 Compent of formation water

實驗采用的掛片為按照SY-5405標準生產的標準掛片，鋼型為N80。具體成分見表2.

表2 復配地層水溶液成份Table 1 Component of formation water

2 實驗結果分析

2.1 試驗前后掛片外觀對比

在實驗腐蝕周期完成后，取出掛片進行觀察。對比實驗前后的掛片可以看出：實驗前，掛片表面光滑，呈銀白色，光亮度良好；實驗后，掛片表面粗糙，顏色發(fā)黑，失去金屬光澤。根據(jù)腐蝕類型劃分，可基本認為出現(xiàn)了均勻腐蝕，無點蝕情況出現(xiàn)(圖2)。

圖2 實驗前后掛片對比Fig.2 The difference before and after experiment

2.2 溫度對腐蝕速率的影響

在研究溫度對CO2腐蝕速率的影響時，調整溶液pH為7，CO2分壓為0.1 MPa。根據(jù)實驗結果折算為年腐蝕速率后，作圖得出溫度對腐蝕速率的影響圖。根據(jù)圖 3，在較低溫度時，腐蝕速率隨溫度上升而增加；而當溫度達到 60 ℃時，腐蝕速率達到頂峰；當溫度進一步上升，腐蝕速率反而呈下降趨勢。可以認為當溫度達到 60 ℃時，腐蝕產物開始向致密的FeCO3膜轉化，反而對掛片表面形成保護，使得腐蝕速率下降。

圖3 腐蝕速率隨溫度變化Fig.3 The change of corrosion rate with temperature

2.3 CO2分壓對腐蝕速率的影響

在研究CO2分壓對CO2腐蝕速率的影響時，調整溶液pH為7，溫度為40 ℃。由CO2分壓對腐蝕速率的圖4分析得知，在CO2分壓剛開始增加時，腐蝕速率隨著分壓的增加而快速上升；當CO2分壓達到1.2 MPa時，繼續(xù)增加CO2分壓，腐蝕速率變化卻不明顯?？梢哉J為當 CO2分壓增大時，CO2在溶液中的溶解度增加，從碳酸中電離的 H+必然增加，因而導致腐蝕加速；而當分壓增加到一定程度后，CO2溶解飽和，此時繼續(xù)增加 CO2分壓，對腐蝕速率影響不大。

圖4 腐蝕速率隨CO2分壓變化Fig.4 The change of corrosion rate with CO2partial pressure

2.4 pH對腐蝕速率的影響

圖5 腐蝕速率隨pH變化Fig.5 The change of corrosion rate with PH

在研究pH對CO2腐蝕速率的影響時，調整溫度為40 ℃，CO2分壓為0.1 MPa。從圖5的曲線看來，當溶液pH＜7時，pH的增大會導致腐蝕速率下降；而當pH＞7時，腐蝕速率則逐漸的趨于穩(wěn)定?？梢哉J為隨著pH值的增加，使得溶液中H+減少，導致陰極的還原反應速度，使得腐蝕速率降低；而當pH＞7時，堿性環(huán)境將會有利于FeCO3膜的形成，使得腐蝕速率趨于穩(wěn)定。

3 結 論

通過掛片失重法對影響CO2腐蝕速率的因素進行研究，得出了以下結論：

（1）在低溫時，CO2腐蝕速率隨著溫度上升而增加；峰值出現(xiàn)在 60 ℃附近；此后溫度進一步上升反而使得腐蝕速率下降。

（2）隨著CO2分壓的增加，腐蝕速率會逐步增大；當CO2溶液出現(xiàn)飽和時，腐蝕速率隨CO2分壓的變化變得穩(wěn)定。

（3）pH值對腐蝕速率的影響主要集中在 pH＜7的范圍內；在pH＜7時，隨著pH增加，腐蝕速率下降；當pH大于7時，腐蝕速率隨pH變化不大。

［1］吳晗,汪益寧,王暉,陳燕虎. 油氣管道CO2腐蝕影響因素及防腐實驗[J]. 油氣田地面工程,2014(11)：44-45.

［2］林乃明,鄒嬌娟,周宏偉. N80石油套管鋼的CO2腐蝕研究現(xiàn)狀[J]. 中國材料進展,2009(2)：14-18.

［3］李曉偉,高延敏.CO2腐蝕的研究現(xiàn)狀及其控制措施[J]. 腐蝕科學與防護技術,2009(6)：553-555.

［4］朱世東,劉會,白真權,尹成先,林冠發(fā).CO2腐蝕機理及其預測防護[J].熱處理技術與裝備,2008(6)：37-41.

［5］熊穎,陳大鈞,油氣田 CO2腐蝕的防護技術研究[J]. 全面腐蝕控制,2007(4)：2-4+41.

Study on CO2Corrosion Rule by Weight Loss of Test Piece

HE Xv

（Collage of Petroleum Engineering,Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

In order to study the influence factors of CO2corrosion, a corrosion experiment was designed. The experiment used the weight loss of test piece to study the influence of temperature, partial pressure of CO2,pH.The experimental results show that, when the temperature is less than 60 ℃, the corrosion rate rises with increasing of the temperature; but when temperature is more than 60℃, the corrosion rate decreases with increasing of the temperature. The rate rises with increasing of partial pressure of CO2;when the CO2is saturated, the corrosion rate tends to be stable. When the pH is less than 7, the corrosion rate decreases with increasing of pH; when pH is more than 7, the corrosion rate tends to be stable

CO2corrosion; Temperature; Partial pressure of CO2; Ph; Weight loss of test pieces

TQ 050

A

1671-0460（2017）04-0616-03

2016-08-25

何旭（1992-），男，江蘇揚州人，碩士研究生，長年從事石油與天然氣開發(fā)研究。E-mail：1229436442@qq.com。