油气管道CO2腐蚀影响因素及防腐实验

2014-03-22汪益宁王晖

油气田地面工程 2014年11期

汪益宁王晖

油气管道CO2腐蚀影响因素及防腐实验

吴晗1汪益宁1王晖1陈燕虎2

1振华石油控股有限公司2中国石化胜利油田分公司地质科学研究院

根据CO2腐蚀程度的不同、温度的差异以及腐蚀形态的不同，一般将CO2腐蚀分为全面腐蚀、局部腐蚀，因此也就出现了不同的腐蚀机理。采出液中所含CO2对管道腐蚀巨大，容易造成事故和损失。在分析采出液中CO2腐蚀管道的过程和腐蚀机理的基础上，明确了CO2腐蚀管道的各项影响因素，主要包括环境因素、材料因素、力学因素三个方面。对于CO2的防腐采用以咪哇琳类化合物为主剂缓蚀剂，其中B—L—2缓蚀效果最佳，缓蚀率达85%以上。

采出液；CO2腐蚀；影响因素；防腐

CO2在合适的温度和压力条件下，对管道钢材能够造成严重腐蚀破坏，由此引起的材料破坏称为CO2腐蚀。在油田开发中，流体中含有大量对管道设备造成腐蚀影响的物质，包括H2S、CO2、Cl-等，其中CO2腐蚀是最普遍也是最严重的腐蚀。因此有必要对采出液CO2腐蚀过程及机理进行研究，结合实际情况分析CO2对管道腐蚀的影响因素，进而进行实验研究其影响情况和规律，从而得出油田采出液中CO2对管道腐蚀的具体过程特征。

1 管道的腐蚀过程及机理

要了解CO2对管道的具体腐蚀过程，就需要对CO2腐蚀机理进行分析，CO2腐蚀机理一直是管道腐蚀和防护研究的重点。CO2溶于水和原油，会导致钢铁材料表面发生电化学反应而产生腐蚀。根据CO2腐蚀程度的不同、温度的差异以及腐蚀形态的不同，一般将CO2腐蚀分为全面腐蚀、局部腐蚀，因此也就出现了不同的腐蚀机理[1]。局部CO2腐蚀一般造成穿孔或小范围破损，本文将其机理归类为全面腐蚀的一部分。

CO2腐蚀阴极反应有两种，包括非催化的氢离子阴极还原反应和表面吸附CO2的氢离子催化还原反应。对上述CO2腐蚀阳极和阴极反应进行综合，得出CO2腐蚀机理的反应过程为

上述化学反应机理即CO2腐蚀管道的过程，通过对其分析，结合CO2腐蚀管道的影响因素，可由实验明确CO2对管道腐蚀的详细情况。

2 管道腐蚀的影响因素

油田采出液中的CO2对管道腐蚀的影响因素很多，一般反映在腐蚀速率和腐蚀形态方面。腐蚀影响因素分为环境因素、材料因素等各个方面，材料因素和环境因素决定了腐蚀产物膜的特性，包括腐蚀产物膜的组成、结构、形态、致密度、电化学特征、弹性模量、应变力、黏附力等特性，腐蚀影响因素内容和相互关系如图1所示[2]。

图1 采出液CO2对管道腐蚀的影响因素

由于上述影响因素是常见的采出液中CO2对管道腐蚀情况，其中各种因素的影响程度也不相同，根据经验和我国油田管道CO2腐蚀的实际情况，从温度、CO2分压、Cl-、pH值四个方面分析其对CO2腐蚀影响。

2.1 温度对CO2腐蚀的影响

温度是CO2腐蚀的重要影响因素，温度改变对化学反应速度、程度和腐蚀产物成膜效果有较大的影响，对腐蚀产物膜的影响更大。研究表明，温度在60℃左右，CO2腐蚀转变形态较大。由于FeCO3在液体中的溶解度随温度上升而降低，在60～120℃左右产生腐蚀产物膜，出现腐蚀速率过大，造成局部腐蚀严重。在60℃以下时基本不会形成产物膜，腐蚀速率会达到最大；在110℃以上时钢材料表面会发生发如下反应：3Fe+4H2O→Fe3O4+ 4H2，因此会出现另一个腐蚀速率最大值，腐蚀产物膜也就变成了两种铁产物的混合膜。

2.2 CO2分压对腐蚀的影响

CO2对管道腐蚀的影响很大程度上受到CO2在水溶液中的溶解度（也就是系统中的CO2分压pCO2）的影响，当CO2分压较高时，采出液中的碳酸浓度高，使采出液中产生的氢离子浓度高，腐蚀速度加快。随着系统压力的增加，CO2溶解度增大，腐蚀速率加快。CO2对管道腐蚀速率和pCO2的关系一般采用模型经验公式确定：lgV=0.671lgpCO2+C，其中C为常数。一般情况下，CO2分压越大，CO2腐蚀速率越大。

2.3 采出液成分对腐蚀的影响

油田采出液成分复杂，其中含有的大量成分物质对CO2腐蚀具有一定的影响。HCO3-的存在会抑制FeCO3的溶解，形成钝化膜，降低钢材的腐蚀速度；Ca2+存在会加大腐蚀速率；在一般的采出液中Cl-含量常常比较高，而且容易促进铁化物的溶解，对腐蚀的速率和特性造成影响。

2.4 pH值对CO2腐蚀的影响

pH值直接影响采出液中H2CO3的存在形式，在酸性条件下，管道腐蚀特别严重，pH值对管道CO2腐蚀的影响体现在：一是高pH值引起无机离子结垢沉淀，进而导致局部腐蚀和穿孔；二是低pH值导致氢离子浓度大，促进腐蚀速率加快，这是由于管道在酸性介质中的腐蚀主要是因为发生以氢离子为去极化剂的电化学反应。

3 防腐实验

为有效控制和预防CO2对设备和管道的腐蚀，通常采用在油井采出液中加注缓蚀剂的方法来减轻CO2对设备和管道的腐蚀。由于油田采出液对设备和管道的腐蚀主要是由于液体中含CO2和高矿化度所导致，因此，在防腐试剂中选用咪哇琳类化合物为主剂缓蚀剂B—L系列。

3.1 缓蚀剂筛选实验

采用静态失重法进行测试，选用长、宽、厚为40mm×10mm×1.5mm的Q235钢作为实验对象，经打磨、清洗、脱脂、干燥等处理后称重。在高压静态腐蚀试验釜中加入浓度为30g/L的NaCl溶液和缓蚀剂溶液300mL，将4片处理后的试验钢片分别挂在气液两相中，通1hCO2气体以排除溶液中的氧气[3]。在试验釜中先后加入硫化钠溶液及盐酸溶液，调节CO2减压阀，使釜中CO2压力达到0.6MPa，再将高压釜放入60℃恒温水浴槽中，3d后取出试片，处理后称重，计算腐蚀速率和缓蚀率。以某油田T6—1井、T12—5井采出液脱出水为腐蚀介质，实验考察了B—L系列缓蚀剂的缓蚀性能，从室温下各缓蚀剂缓蚀实验结果可以看出：B—L系列缓蚀剂在不同加量下，均有一定的缓蚀效果，且随加注量的增加缓蚀速率不断增大，当缓蚀剂加量大于60mg/L时，缓蚀速率高达90%以上，因此初步选择B—L—2缓蚀剂为该油田采出液防腐用缓蚀剂。

3.2 缓蚀剂抗温实验

实验考察了B—L—2缓蚀剂在室温、50、70、90℃不同温度条件下，60mg/LB—L—2缓蚀剂缓蚀性能，实验结果如表1所示。