输气站腐蚀行为分析

陈源钊 赵 杰 舒军星 史培玉 王 凯 杨 超

（1. 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司油气集输总厂，山东 东营 257000；2. 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司技术检测中心，山东 东营 257000）

0 引言

胜利油田现有两座压气站，担负着油田生产生活用气输送和轻烃生产的任务，其最高工作压力5.17MPa，工作温度325oC，输送介质含水、H2S、CO2等物质的油田伴生气，是油田实现安全、长寿运行需重点关注的关键站场。

在实际输气站较高温度的气体运输过程中，夹杂着各种腐蚀介质的气流对于输气管道和压气站器械造成了严重的腐蚀损伤[1]。

在单独存在CO2条件下，CO2一旦溶解在水中形成碳酸，就会在金属表面形成一层FeCO3腐蚀层，随着腐蚀的发生其腐蚀层逐渐变得疏松，在输气管道中更容易发生液体积存，使腐蚀现象变得更为严重。

在单独存在H2S的环境中，通过氧化还原反应，阳极氧化产生Fe2+离子，阴极则还原H2S得到H2，而Fe2+则与积液中的S2-反应生成FeS沉淀，这种腐蚀产物通常存在大量缺陷，导致相比于其它腐蚀产物它更容易加速金属管线的腐蚀。并且H2S在一定条件下其电导率和电位可能高于金属管线，形成新的促进腐蚀的电偶效应。

但是在大多数现场条件下，H2S和CO2是同时存在在输气管线中，并且这种共存会加重腐蚀。研究表明，随着腐蚀介质中CO2分压增加时，由于腐蚀产物FeCO3的增加，其疏松的结构导致了腐蚀速率的增加。目前H2S、CO2共存时胜利油田压气站管道腐蚀行为并未得到系统的研究，导致在对其进行腐蚀保护的时候难以选择出合适的保护方法及缓蚀剂类型，因此本文对该输气管线的腐蚀行为进行了分析，为后续进行腐蚀保护打下基础。

1 输气站腐蚀因素分析实验方法

1.1 腐蚀主要因素

（1）温度：温度造成水中氧扩散系数增大，导致水中电导率增加，水的粘度减小，有利于阳极和阴极反应的去极化作用[1]；

（2）压力：压力增大导致H+离子溶解增大，使得腐蚀腐蚀速率增大[2]；

（3）CO2分压：CO2易溶于水，随着CO2分压的增大，其溶解度增加，水中H2CO3增多，电解后水中H+浓度增加，导致腐蚀速率上升。

1.2 测试方法

失重法是缓蚀剂性能评价的最有效方法之一，它是指在给定条件下，在进行腐蚀试验前后，称取金属片的质量，由此计算金属反应前后的质量，通过与反应时间、金属片的面积一起计算，得到金属在这段反应时间内的平均腐蚀速度、缓蚀效率，然后由此来判断出缓蚀剂对金属腐蚀的抑制性能。失重法实验的操作很简单，而且重现性很好，因此准确性高，是最经典的腐蚀检测手段[3]。

腐蚀速率由如下公式计算：

其中，W为挂片腐蚀前后失去重量的平均值，A为挂片的总表面积，T为腐蚀实验时间。

本文选择失重法作为测试方法，以N80钢片为测试挂片，除油干燥后记录重量，通过高温高压反应釜在不同条件下进行腐蚀实验，反应时间为三天。反应完成后，将挂片使用除锈液进行清洗，干燥后称重。

表1 性能测试实验参数

2 实验结果分析

2.1 腐蚀速率分析

从腐蚀速率表可以看出，随着压力、CO2分压以及温度的上升，腐蚀速率都有着明显的提高。相比于压力及CO2分压，温度的提升对腐蚀速率的提升最大。由于腐蚀时间较短，使得挂片的失重较小，但是可以推测在高温高压下，即在接近真实运输管线中，混合腐蚀介质对管线的腐蚀较为严重。

2.2 腐蚀形貌分析

从腐蚀挂片SEM图中可以看出挂片腐蚀类型主要又点蚀和均匀腐蚀，腐蚀程度较轻，有些钢片仍可见金属纹路，其表面腐蚀产物质地紧密，仍能在一定程度下阻碍挂片与腐蚀速率的接触。但是随着压力、CO2分压和温度的上升，可以看出挂片表面腐蚀产物逐渐增多，且质地逐渐松软，对腐蚀产生进一步的促进作用。

表2 腐蚀速率表

图2 腐蚀挂片SEM图（其中图（a）-（e）对应1-6腐蚀条件）

3 结语

（1）在CO2、H2S共存条件下，腐蚀速率会随着压力、温度、CO2分压的上升而增大；

（2）温度对腐蚀速率的影响最大，其次是CO2分压，三者中影响最小的是压力影响；

（3）在CO2、H2S共存条件下，能够对钢材表面进行充分的腐蚀，其中包括点蚀和均匀腐蚀；

（4）随着腐蚀的发展，钢材表面腐蚀产物会由质地紧密变为质地疏松，进一步加剧钢材表面的腐蚀。

在CO2、H2S共存积液条件下胜利油田输气管道会发生腐蚀行为，并且推测随着腐蚀的发生腐蚀速率会逐步增大，并且在存在点蚀的情况下极有可能发生穿管现象，因此急需对其管道进行防腐保护。