摘 要：隨著石油天然氣工業(yè)的發(fā)展，同時(shí)含有CO2、H2S等多種腐蝕機(jī)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(chǎn)生明顯的影響，使其腐蝕規(guī)律變得尤其復(fù)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(guān)鍵詞：輸氣管道；腐蝕研究

1 CO2/H2S共存腐蝕規(guī)律

目前，國內(nèi)外對CO2腐蝕機(jī)理及影響因素方面的研究工作較多，研究重點(diǎn)已轉(zhuǎn)移到腐蝕監(jiān)測、腐蝕預(yù)測模型、腐蝕壽命預(yù)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(zhì)中的CO2分壓對鋼的腐蝕形態(tài)有顯著的影響，當(dāng)CO2分壓低于0.0483MPa時(shí)，易發(fā)生CO2均勻腐蝕；當(dāng)CO2分壓在0.0483～2.007MPa之間時(shí)，發(fā)生不同程度的小孔腐蝕；當(dāng)CO2分壓大于2.007MPa時(shí)，發(fā)生嚴(yán)重的局部腐蝕。CO2引起的局部腐蝕主要有點(diǎn)蝕、臺地侵蝕和流動誘使局部腐蝕[1]。

國內(nèi)自20世紀(jì)60年代中期開始，由中國科學(xué)院金屬腐蝕與防護(hù)研究所與四川石油設(shè)計(jì)院防腐攻關(guān)對合作，為含H2S（0.8%～1.2%）和CO2（3%）的威遠(yuǎn)震旦系氣田的開發(fā)提供了一整套防護(hù)技術(shù)。國外的早期研究從20世紀(jì)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(shí)，CO2是主要的腐蝕介質(zhì)，溫度高于60℃時(shí)，腐蝕速率取決于FeCO3膜的保護(hù)性能，基本與H2S無關(guān)；當(dāng)H2S分壓增至使pCO2/pH2S>200時(shí)，材料表面形成一層與系統(tǒng)溫度和PH值有關(guān)的較致密的FeS膜，導(dǎo)致腐蝕速率降低；pCO2/pH2S<200時(shí)，系統(tǒng)中以H2S為主導(dǎo)，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(hù)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(hù)情況[2]。

2 南堡油田3-2轉(zhuǎn)油站外輸氣管道基本情況

南堡油田3-2轉(zhuǎn)油站外輸氣管線規(guī)格∮273×8，材質(zhì)為20#無縫鋼管，屬低碳鋼，2014年6月投產(chǎn)，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(zhuǎn)油站外輸天然氣氣質(zhì)情況：

天然氣檢測結(jié)果報(bào)告單

報(bào)告編號：NO. Y（J）-2017-天然氣-175

樣品名稱 南堡3-2轉(zhuǎn)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(diǎn) 南堡3-2轉(zhuǎn)油站氣液兩相分離器出口 取樣時(shí)間 2017年03月31日 時(shí)

取樣層位 / 取樣人 劉艷煥

取樣井段 m / 送樣時(shí)間 2017年03月31日

分析時(shí)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(biāo)準(zhǔn) 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(jì)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(jì)算分析

通過計(jì)算：

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

PCO2=7.2×10-2MPa>2.007MPa，屬于嚴(yán)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(guān)的較致密的FeS膜，導(dǎo)致腐蝕速率降低；

根據(jù)Shell95半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ皖A(yù)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(shí)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(guān)的常數(shù)，現(xiàn)場管道的運(yùn)行溫度基本是隨環(huán)境溫度，實(shí)測與CO2的pH值相差無幾，該管道的腐蝕速率公式可認(rèn)為：

4.2 對該管段進(jìn)行破壞性檢測

①管道底部有水，PH至6.5；②管道內(nèi)部凹凸不平，有明顯點(diǎn)蝕和臺地侵蝕現(xiàn)象；③管道內(nèi)壁為黑色；④該管段在空氣中置放2天后，管道內(nèi)壁為黃色，為FeS的氧化還原反應(yīng)所造成。壁厚變薄，重復(fù)對上述五個(gè)點(diǎn)進(jìn)行壁厚檢測，結(jié)果：

4.3 該管道運(yùn)行三年，平局腐蝕速率為1.33mm/a

5 結(jié)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(xiàn)：

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

[2]周計(jì)明.油管鋼在含CO2/H2S高溫高壓水介質(zhì)中的腐蝕行為及防護(hù)技術(shù)的作用.西安：西北工業(yè)大學(xué)，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(xué)油氣儲運(yùn)專業(yè)，獲學(xué)士學(xué)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(shè)。