南堡油田外输气管道CO2/H2S共存腐蚀研究

摘 要：随着石油天然气工业的发展，同时含有CO2、H2S等多种腐蚀机制的油气田相继出现，CO2/H2S共存腐蚀对油气田的开发造成的危害越来越受到重视。油气田开发遇到的CO2/H2S共存腐蚀体系中，少量H2S也会对CO2腐蚀产生明显的影响，使其腐蚀规律变得尤其复杂并难以把握。因此，CO2/H2S共存条件下的腐蚀与对策研究显得十分迫切和极为重要。

关键词：输气管道；腐蚀研究

1 CO2/H2S共存腐蚀规律

目前，国内外对CO2腐蚀机理及影响因素方面的研究工作较多，研究重点已转移到腐蚀监测、腐蚀预测模型、腐蚀寿命预测方面，但对CO2/H2S共存条件下的腐蚀规律研究工作开展得不多。

CO2腐蚀的规律，一般说来，介质中的CO2分压对钢的腐蚀形态有显著的影响，当CO2分压低于0.0483MPa时，易发生CO2均匀腐蚀；当CO2分压在0.0483～2.007MPa之间时，发生不同程度的小孔腐蚀；当CO2分压大于2.007MPa时，发生严重的局部腐蚀。CO2引起的局部腐蚀主要有点蚀、台地侵蚀和流动诱使局部腐蚀[1]。

国内自20世纪60年代中期开始，由中国科学院金属腐蚀与防护研究所与四川石油设计院防腐攻关对合作，为含H2S（0.8%～1.2%）和CO2（3%）的威远震旦系气田的开发提供了一整套防护技术。国外的早期研究从20世纪80年代末开始，Masamura K等和Srinnivasan S等研究了H2S的作用表现为三中形式：在H2S分压小于6.9×10-5MPa时，CO2是主要的腐蚀介质，温度高于60℃时，腐蚀速率取决于FeCO3膜的保护性能，基本与H2S无关；当H2S分压增至使pCO2/pH2S>200时，材料表面形成一层与系统温度和PH值有关的较致密的FeS膜，导致腐蚀速率降低；pCO2/pH2S<200时，系统中以H2S为主导，其存在一般会是材料表面优先生成一层FeS膜，此膜的形成阻碍具有良好保护性的FeCO3膜的生成。体系最终的腐蚀性取决于FeS和FeCO3膜的稳定性及其保护情况[2]。

2 南堡油田3-2转油站外输气管道基本情况

南堡油田3-2转油站外输气管线规格∮273×8，材质为20#无缝钢管，属低碳钢，2014年6月投产，目前外输气量45万方/天，外输压力0.85MPa，外输温度常温。

南堡油田3-2转油站外输天然气气质情况：

天然气检测结果报告单

报告编号：NO. Y（J）-2017-天然气-175

样品名称 南堡3-2转油站气液两相分离器出口天然气 样品编号 Y（J）-2017-天然气-175

取样地点 南堡3-2转油站气液两相分离器出口 取样时间 2017年03月31日 时

取样层位 / 取样人 刘艳焕

取样井段 m / 送样时间 2017年03月31日

分析时间 2017年04月01日 送样人 刘艳焕

容器类型及外观 气袋 玻璃吸收瓶 良好 避光吸收 委托单位 南堡油田作业区油田管理科

检测仪器 KAV00221型气相色谱仪 酸式滴定管

检测标准 GB/T 13610-2014 天然气的組成分析 气相色谱法

GB/T 11062-2014 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB/T 11060.1-2010 天然气含硫化合物的测定 第1部分：用碘量法测定硫化氢含量

3 计算分析

通过计算：

PH2S=3.26×10-6MPa，故南堡油田转油站外输气管道腐蚀与H2S.无关，基本属于CO2腐蚀；

PCO2=7.2×10-2MPa>2.007MPa，属于严重的CO2局部腐蚀；

又pCO2/pH2S=2.2×104>200，材料表面形成一层与系统温度和PH值有关的较致密的FeS膜，导致腐蚀速率降低；

根据Shell95半经验模型预测该管道腐蚀速率[3]：

式中

vcorr——腐蚀速率；

T——绝对温度；

Pco2——CO2分压；

PH实测、PHco2——在相同CO2分压下纯水的pH值；

c1、c2、c3、c4——常数。

温度越高，腐蚀速率越大；

水溶液PH至越大，腐蚀速率越大；

由于C是跟温度有关的常数，现场管道的运行温度基本是随环境温度，实测与CO2的pH值相差无几，该管道的腐蚀速率公式可认为：

4.2 对该管段进行破坏性检测

①管道底部有水，PH至6.5；②管道内部凹凸不平，有明显点蚀和台地侵蚀现象；③管道内壁为黑色；④该管段在空气中置放2天后，管道内壁为黄色，为FeS的氧化还原反应所造成。壁厚变薄，重复对上述五个点进行壁厚检测，结果：

4.3 该管道运行三年，平局腐蚀速率为1.33mm/a

5 结论

①南堡油田外输气管道屬于CO2/H2S共存腐蚀；②南堡油田外输气管道主要为CO2局部腐蚀；③温度越高，腐蚀速率越大；水溶液PH至越大，腐蚀速率越大；④若没H2S存在，南堡油田外输气管道CO2局部腐蚀速率大约为3.75mm/a；⑤南堡油田外输气管道CO2/H2S共存腐蚀作用下，有FeS膜存在，减缓了CO2局部腐蚀速率。

参考文献：

[1]梅萍，陈武，刘华荣.油气田缓蚀阻垢集输研究与应用.北京：石油工业出版社，2011.

[2]周计明.油管钢在含CO2/H2S高温高压水介质中的腐蚀行为及防护技术的作用.西安：西北工业大学，2002.

作者简介：

李天祥（1983- ），男，工程师，2006年7月毕业于东北石油大学油气储运专业，获学士学位；就职于冀东油田南堡油田作业区采油六区，任地面工程师，主要从事地面工程建设。