輸氣站腐蝕行為分析

陳源釗 趙 杰 舒軍星 史培玉 王 凱 楊 超

（1. 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司油氣集輸總廠，山東 東營 257000；2. 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司技術檢測中心，山東 東營 257000）

0 引言

勝利油田現有兩座壓氣站，擔負著油田生產生活用氣輸送和輕烴生產的任務，其最高工作壓力5.17MPa，工作溫度325oC，輸送介質含水、H2S、CO2等物質的油田伴生氣，是油田實現安全、長壽運行需重點關注的關鍵站場。

在實際輸氣站較高溫度的氣體運輸過程中，夾雜著各種腐蝕介質的氣流對于輸氣管道和壓氣站器械造成了嚴重的腐蝕損傷[1]。

在單獨存在CO2條件下，CO2一旦溶解在水中形成碳酸，就會在金屬表面形成一層FeCO3腐蝕層，隨著腐蝕的發生其腐蝕層逐漸變得疏松，在輸氣管道中更容易發生液體積存，使腐蝕現象變得更為嚴重。

在單獨存在H2S的環境中，通過氧化還原反應，陽極氧化產生Fe2+離子，陰極則還原H2S得到H2，而Fe2+則與積液中的S2-反應生成FeS沉淀，這種腐蝕產物通常存在大量缺陷，導致相比于其它腐蝕產物它更容易加速金屬管線的腐蝕。并且H2S在一定條件下其電導率和電位可能高于金屬管線，形成新的促進腐蝕的電偶效應。

但是在大多數現場條件下，H2S和CO2是同時存在在輸氣管線中，并且這種共存會加重腐蝕。研究表明，隨著腐蝕介質中CO2分壓增加時，由于腐蝕產物FeCO3的增加，其疏松的結構導致了腐蝕速率的增加。目前H2S、CO2共存時勝利油田壓氣站管道腐蝕行為并未得到系統的研究，導致在對其進行腐蝕保護的時候難以選擇出合適的保護方法及緩蝕劑類型，因此本文對該輸氣管線的腐蝕行為進行了分析，為后續進行腐蝕保護打下基礎。

1 輸氣站腐蝕因素分析實驗方法

1.1 腐蝕主要因素

（1）溫度：溫度造成水中氧擴散系數增大，導致水中電導率增加，水的粘度減小，有利于陽極和陰極反應的去極化作用[1]；

（2）壓力：壓力增大導致H+離子溶解增大，使得腐蝕腐蝕速率增大[2]；

（3）CO2分壓：CO2易溶于水，隨著CO2分壓的增大，其溶解度增加，水中H2CO3增多，電解后水中H+濃度增加，導致腐蝕速率上升。

1.2 測試方法

失重法是緩蝕劑性能評價的最有效方法之一，它是指在給定條件下，在進行腐蝕試驗前后，稱取金屬片的質量，由此計算金屬反應前后的質量，通過與反應時間、金屬片的面積一起計算，得到金屬在這段反應時間內的平均腐蝕速度、緩蝕效率，然后由此來判斷出緩蝕劑對金屬腐蝕的抑制性能。失重法實驗的操作很簡單，而且重現性很好，因此準確性高，是最經典的腐蝕檢測手段[3]。

腐蝕速率由如下公式計算：

其中，W為掛片腐蝕前后失去重量的平均值，A為掛片的總表面積，T為腐蝕實驗時間。

本文選擇失重法作為測試方法，以N80鋼片為測試掛片，除油干燥后記錄重量，通過高溫高壓反應釜在不同條件下進行腐蝕實驗，反應時間為三天。反應完成后，將掛片使用除銹液進行清洗，干燥后稱重。

表1 性能測試實驗參數

2 實驗結果分析

2.1 腐蝕速率分析

從腐蝕速率表可以看出，隨著壓力、CO2分壓以及溫度的上升，腐蝕速率都有著明顯的提高。相比于壓力及CO2分壓，溫度的提升對腐蝕速率的提升最大。由于腐蝕時間較短，使得掛片的失重較小，但是可以推測在高溫高壓下，即在接近真實運輸管線中，混合腐蝕介質對管線的腐蝕較為嚴重。

2.2 腐蝕形貌分析

從腐蝕掛片SEM圖中可以看出掛片腐蝕類型主要又點蝕和均勻腐蝕，腐蝕程度較輕，有些鋼片仍可見金屬紋路，其表面腐蝕產物質地緊密，仍能在一定程度下阻礙掛片與腐蝕速率的接觸。但是隨著壓力、CO2分壓和溫度的上升，可以看出掛片表面腐蝕產物逐漸增多，且質地逐漸松軟，對腐蝕產生進一步的促進作用。

表2 腐蝕速率表

圖2 腐蝕掛片SEM圖（其中圖（a）-（e）對應1-6腐蝕條件）

3 結語

（1）在CO2、H2S共存條件下，腐蝕速率會隨著壓力、溫度、CO2分壓的上升而增大；

（2）溫度對腐蝕速率的影響最大，其次是CO2分壓，三者中影響最小的是壓力影響；

（3）在CO2、H2S共存條件下，能夠對鋼材表面進行充分的腐蝕，其中包括點蝕和均勻腐蝕；

（4）隨著腐蝕的發展，鋼材表面腐蝕產物會由質地緊密變為質地疏松，進一步加劇鋼材表面的腐蝕。

在CO2、H2S共存積液條件下勝利油田輸氣管道會發生腐蝕行為，并且推測隨著腐蝕的發生腐蝕速率會逐步增大，并且在存在點蝕的情況下極有可能發生穿管現象，因此急需對其管道進行防腐保護。