油氣管道CO2腐蝕影響因素及防腐實驗

汪益寧 王暉

油氣管道CO2腐蝕影響因素及防腐實驗

吳晗1汪益寧1王暉1陳燕虎2

1振華石油控股有限公司2中國石化勝利油田分公司地質科學研究院

根據CO2腐蝕程度的不同、溫度的差異以及腐蝕形態的不同，一般將CO2腐蝕分為全面腐蝕、局部腐蝕，因此也就出現了不同的腐蝕機理。采出液中所含CO2對管道腐蝕巨大，容易造成事故和損失。在分析采出液中CO2腐蝕管道的過程和腐蝕機理的基礎上，明確了CO2腐蝕管道的各項影響因素，主要包括環境因素、材料因素、力學因素三個方面。對于CO2的防腐采用以咪哇琳類化合物為主劑緩蝕劑，其中B—L—2緩蝕效果最佳，緩蝕率達85%以上。

采出液；CO2腐蝕；影響因素；防腐

CO2在合適的溫度和壓力條件下，對管道鋼材能夠造成嚴重腐蝕破壞，由此引起的材料破壞稱為CO2腐蝕。在油田開發中，流體中含有大量對管道設備造成腐蝕影響的物質，包括H2S、CO2、Cl-等，其中CO2腐蝕是最普遍也是最嚴重的腐蝕。因此有必要對采出液CO2腐蝕過程及機理進行研究，結合實際情況分析CO2對管道腐蝕的影響因素，進而進行實驗研究其影響情況和規律，從而得出油田采出液中CO2對管道腐蝕的具體過程特征。

1 管道的腐蝕過程及機理

要了解CO2對管道的具體腐蝕過程，就需要對CO2腐蝕機理進行分析，CO2腐蝕機理一直是管道腐蝕和防護研究的重點。CO2溶于水和原油，會導致鋼鐵材料表面發生電化學反應而產生腐蝕。根據CO2腐蝕程度的不同、溫度的差異以及腐蝕形態的不同，一般將CO2腐蝕分為全面腐蝕、局部腐蝕，因此也就出現了不同的腐蝕機理[1]。局部CO2腐蝕一般造成穿孔或小范圍破損，本文將其機理歸類為全面腐蝕的一部分。

CO2腐蝕陰極反應有兩種，包括非催化的氫離子陰極還原反應和表面吸附CO2的氫離子催化還原反應。對上述CO2腐蝕陽極和陰極反應進行綜合，得出CO2腐蝕機理的反應過程為

上述化學反應機理即CO2腐蝕管道的過程，通過對其分析，結合CO2腐蝕管道的影響因素，可由實驗明確CO2對管道腐蝕的詳細情況。

2 管道腐蝕的影響因素

油田采出液中的CO2對管道腐蝕的影響因素很多，一般反映在腐蝕速率和腐蝕形態方面。腐蝕影響因素分為環境因素、材料因素等各個方面，材料因素和環境因素決定了腐蝕產物膜的特性，包括腐蝕產物膜的組成、結構、形態、致密度、電化學特征、彈性模量、應變力、黏附力等特性，腐蝕影響因素內容和相互關系如圖1所示[2]。

圖1 采出液CO2對管道腐蝕的影響因素

由于上述影響因素是常見的采出液中CO2對管道腐蝕情況，其中各種因素的影響程度也不相同，根據經驗和我國油田管道CO2腐蝕的實際情況，從溫度、CO2分壓、Cl-、pH值四個方面分析其對CO2腐蝕影響。

2.1 溫度對CO2腐蝕的影響

溫度是CO2腐蝕的重要影響因素，溫度改變對化學反應速度、程度和腐蝕產物成膜效果有較大的影響，對腐蝕產物膜的影響更大。研究表明，溫度在60℃左右，CO2腐蝕轉變形態較大。由于FeCO3在液體中的溶解度隨溫度上升而降低，在60～120℃左右產生腐蝕產物膜，出現腐蝕速率過大，造成局部腐蝕嚴重。在60℃以下時基本不會形成產物膜，腐蝕速率會達到最大；在110℃以上時鋼材料表面會發生發如下反應：3Fe+4H2O→Fe3O4+ 4H2，因此會出現另一個腐蝕速率最大值，腐蝕產物膜也就變成了兩種鐵產物的混合膜。

2.2 CO2分壓對腐蝕的影響

CO2對管道腐蝕的影響很大程度上受到CO2在水溶液中的溶解度（也就是系統中的CO2分壓pCO2）的影響，當CO2分壓較高時，采出液中的碳酸濃度高，使采出液中產生的氫離子濃度高，腐蝕速度加快。隨著系統壓力的增加，CO2溶解度增大，腐蝕速率加快。CO2對管道腐蝕速率和pCO2的關系一般采用模型經驗公式確定：lgV=0.671lgpCO2+C，其中C為常數。一般情況下，CO2分壓越大，CO2腐蝕速率越大。

2.3 采出液成分對腐蝕的影響

油田采出液成分復雜，其中含有的大量成分物質對CO2腐蝕具有一定的影響。HCO3-的存在會抑制FeCO3的溶解，形成鈍化膜，降低鋼材的腐蝕速度；Ca2+存在會加大腐蝕速率；在一般的采出液中Cl-含量常常比較高，而且容易促進鐵化物的溶解，對腐蝕的速率和特性造成影響。

2.4 pH值對CO2腐蝕的影響

pH值直接影響采出液中H2CO3的存在形式，在酸性條件下，管道腐蝕特別嚴重，pH值對管道CO2腐蝕的影響體現在：一是高pH值引起無機離子結垢沉淀，進而導致局部腐蝕和穿孔；二是低pH值導致氫離子濃度大，促進腐蝕速率加快，這是由于管道在酸性介質中的腐蝕主要是因為發生以氫離子為去極化劑的電化學反應。

3 防腐實驗

為有效控制和預防CO2對設備和管道的腐蝕，通常采用在油井采出液中加注緩蝕劑的方法來減輕CO2對設備和管道的腐蝕。由于油田采出液對設備和管道的腐蝕主要是由于液體中含CO2和高礦化度所導致，因此，在防腐試劑中選用咪哇琳類化合物為主劑緩蝕劑B—L系列。

3.1 緩蝕劑篩選實驗

采用靜態失重法進行測試，選用長、寬、厚為40mm×10mm×1.5mm的Q235鋼作為實驗對象，經打磨、清洗、脫脂、干燥等處理后稱重。在高壓靜態腐蝕試驗釜中加入濃度為30g/L的NaCl溶液和緩蝕劑溶液300mL，將4片處理后的試驗鋼片分別掛在氣液兩相中，通1hCO2氣體以排除溶液中的氧氣[3]。在試驗釜中先后加入硫化鈉溶液及鹽酸溶液，調節CO2減壓閥，使釜中CO2壓力達到0.6MPa，再將高壓釜放入60℃恒溫水浴槽中，3d后取出試片，處理后稱重，計算腐蝕速率和緩蝕率。以某油田T6—1井、T12—5井采出液脫出水為腐蝕介質，實驗考察了B—L系列緩蝕劑的緩蝕性能，從室溫下各緩蝕劑緩蝕實驗結果可以看出：B—L系列緩蝕劑在不同加量下，均有一定的緩蝕效果，且隨加注量的增加緩蝕速率不斷增大，當緩蝕劑加量大于60mg/L時，緩蝕速率高達90%以上，因此初步選擇B—L—2緩蝕劑為該油田采出液防腐用緩蝕劑。

3.2 緩蝕劑抗溫實驗

實驗考察了B—L—2緩蝕劑在室溫、50、70、90℃不同溫度條件下，60mg/LB—L—2緩蝕劑緩蝕性能，實驗結果如表1所示。

表1 不同溫度條件下B—L—2緩蝕劑緩蝕性能實驗結果

表1實驗結果表明，隨著溫度的升高，污水腐蝕速率加快，B—L—2緩蝕劑緩蝕效果下降，在90℃時對于油田采出液脫出水緩蝕率仍高達85%以上，說明B—L—2緩蝕劑抗溫效果良好。

4 結語

（1）采出液中所含CO2對管道腐蝕巨大，容易造成事故和損失。明確了采出液中CO2腐蝕管道的過程和腐蝕機理，在此基礎上詳細分析了CO2腐蝕管道的影響因素，主要包括環境因素、材料因素、力學因素三個方面。

（2）對于CO2的防腐考慮采用以咪哇琳類化合物為主劑緩蝕劑，B—L—2緩蝕效果最佳，緩蝕率達85%以上。

[1]萬里平，孟英峰，梁發書．油田開發中的二氧化碳腐蝕及影響因素[J]．全面腐蝕控制，2003，17（2）：14-17.

[2]孫麗，李長俊，彭善碧．CO2腐蝕影響因素研究[J]．管道技術與設備，2008（6）：35-39.

[3]萬泰力．大慶油田采油污水腐蝕因素分析[J]．油氣田地面工程，2008，27（2）：29-30.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.022