注采系统CO2腐蚀与防护研究进展

2021-12-30马锋祝孝华中国石油吉林油田公司吉林松原138000

化工管理 2021年35期

马锋，祝孝华(中国石油吉林油田公司，吉林松原 138000)

0 引言

腐蚀问题是威胁石油、天然气工业安全与稳定生产的重大问题，控制不好往往会造成人员伤亡、财产损失、环境污染等一系列问题。吉林油田自开发以来，注采集输系统腐蚀结垢逐年加剧，通过技术研究与应用，形成针对性防护技术，保障了注采集输系统防腐效果[1]。

1 CO2驱腐蚀影响因素及规律研究

国内外研究表明，影响腐蚀规律的因素众多，其中，CO2分压、温度、流速、溶液pH值、Cl-、腐蚀产物膜等是腐蚀的主要因素[2], CO2与SRB的共同存在对集输管线会产生严重的腐蚀，往往导致集输管线的过早失效，给油田的安全生产造成很大的隐患，同时造成巨大的经济损失。近年来国内外的事故分析和研究趋势表明，CO2腐蚀成为油气田生产的主要障碍。CO2遇到地层水后会水解形成H2CO3，H2CO3然后会解离成HCO3-和CO32-等阴离子，而解离成的阴离子和溶液中存在的H+等离子很容易在碳钢表面发生还原反应，促使碳钢阳极发生溶解反应。因此，碳钢会在含CO2的水溶液中发生严重的腐蚀，其腐蚀程度比相同pH值条件下的强酸(如HCl)还要严重。因此，很有必要对CO2腐蚀影响因素及规律进行研究，本文详细介绍CO2分压、温度、流速、SRB(硫酸盐还原菌)等对腐蚀影响的研究进展。

1.1 CO2分压的影响

CO2分压是影响CO2腐蚀的一个重要参数。当CO2分压高时，溶解的氢离子浓度升高，使腐蚀加速。随着CO2分压升高，P110、N80、3Cr、9Cr有类似的变化趋势，腐蚀速率随CO2分压升高而增大，13Cr和S13Cr不锈钢材料随着CO2分压升高腐蚀速率变化不大，22Cr几乎没有腐蚀。

1.2 温度的影响

温度对CO2腐蚀具有非常显著的影响。随着温度的升高，不同类型的钢材腐蚀速率先增大，而当温度高于80 ℃后，腐蚀速率又呈现下降的趋势[3-5]。随着温度的升高钢材表面腐蚀膜呈现疏松的非晶态状，当温度高于80 ℃后，腐蚀膜呈现晶态特征，且温度越高晶态越明显、晶粒更细，这意味着腐蚀膜对基体的腐蚀保护作用先减弱而后又增强。在有CO2条件下，P110、N80、3Cr、9Cr随温度升高材料腐蚀具有增大趋势，80～100 ℃出现腐蚀峰值点，13Cr和S13Cr在100～130 ℃腐蚀趋势上升明显，但具体的峰值随着工况条件的不同而变化。

1.3 SRB对CO2腐蚀的影响

集输管线含有CO2和较高的SRB, SRB的存在能够将硫酸根离子还原成S2-，与 Fe反应生成铁的硫合物，加速电化学腐蚀；副产物H2S是有毒有害气体，会造成操作人员中毒，并且对生产管线腐蚀。CO2和细菌共同存在会加剧管道腐蚀。CO2和细菌协同作用下较单因素腐蚀加剧，呈现非线性关系，二者相互促进腐蚀，产生协同腐蚀作用。50 ℃，CO2分压0.5 MPa，100 r/min, N80试片如表1所示。

表1 50 ℃、CO2分压0.5 MPa、100 r/min条件下N80试片腐蚀速率

2 注采集输系统针对性防腐技术

除13Cr和S13C，其他材料的腐蚀性都处于严重区间，因此，从经济角度，考虑采用N80和P110作为首选材料，确定缓蚀剂防腐为主。根据腐蚀结垢规律及主控因素研究，研发形成了针对性抗CO2缓蚀剂JL-3体系，作为注采集输系统的选用药剂，进行现场试验与应用[6]。模拟注采集输工况下JL-3缓蚀剂评价如表2所示。

表2 模拟注采集输工况下JL-3缓蚀剂评价

结合研究成果，形成了防腐技术路线。主体以碳钢配合缓蚀剂防腐为主。通过现场挂片与探针的共同监测，腐蚀速率低于0.076 mm/a，同时2020年吉林油田失效率降至400次/千千米·年以下，达到了396次/千千米·年管道失效率下降明显，较2018年降幅达40%，综合防腐技术初步见到较好的效果。吉林油田2018～2020年管道失效率情况表如表3所示。