油气集输管道内腐蚀及内防腐技术

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1、万方数据骡憬尚安给石油化工设计PetrochemicalDesign油气集输管道内腐蚀及内防腐技术崔斌1，臧国军2，赵锐3(1．长庆油田公司油气田规划所，陕西西安710021；2．长庆油田公司第一输油处，3．长庆油田公司基建工程部，陕西西安710021)摘要：油气开采和集输过程中，金属管道内壁普遍发生腐蚀，多相流恶劣工况下还会发生使涂层及缓蚀剂失效。针对现场油气水输送中所经常遇到的多相流工况，对金属管道腐蚀的特点及腐蚀机理进行了探讨，并介绍了几种效果较好的内防腐技术。关键词：油气管道；内腐蚀；多相流；内防腐技术含有大量C02、凝析

2、油、H：S和气田卤水等天然气井和油井的开采和集输过程中，油气井的油、套管井口装置等存在着严重腐蚀。造成井口装置失灵，闸门丝杆断裂，油套管穿孔、集输管线爆破等事故。由于油气集输管道输送的介质一般为气、水、烃、固共存的多相流介质，尤其是油气田开发后期，因注水开采使输送介质含水量增大，加剧了管道内腐蚀。因此，油气集输管道的内腐蚀机理和内防腐技术已引起现场和有关防腐科研机构的广泛重视，日益成为研究的热点和重点。油气集输管道内腐蚀有3个显著特点：(1)气、水、烃、固共存的多相流介质；(2)高温和高压的环境；(3)主要腐蚀介质为CO：、H：S

3、、O。、Cl一和水。其中Cl一为催化剂，CO。、H。S、O。为腐蚀剂，水为载体和溶剂。因此，油气集输管道的内腐蚀研究应集中在以下几个方面：高温高压下的CQ、H。S腐蚀、02和Cl一在H。S腐蚀和C0。腐蚀中的作用及在上述条件下多相流腐蚀的腐蚀机理影响因素等。在上述研究的基础上，有针对性地采取有效的综合内防腐措施解决现场的实际问题。l腐蚀机理及腐蚀特点1．1H2S腐蚀钢在硫化氢介质中腐蚀的现象，40多前就已被发现。各国学者为之进行了大量的研究工作。现在已普遍认同硫化氢对钢具有极强的腐蚀性；而且它-还是一种很强的渗氢介质。但是，关于硫

4、化氢渗氢的机制、氢在钢中的存在状态、运行过程及氢脆本质至今还看法不一。(1)硫化氢电化学腐蚀过程。与CO：、O：相比，H。S在水中的溶解度最高。H。S一旦溶于水便立即呈酸性[1]。硫化氢在水中离解：H2S—H++HS—HS一一H++S2一阳极反应：Fe—Fe2++2e阴极反应：2H+2e—H2H：S离解产物HS一、S2-吸附在金属的表面，形成加速的吸附复合物离子Fe(HS)一。吸附的HS一、S2'使金属的电位移向负值，促进阴极放氢的加速，而氢原子为强去极化剂，易在阴极得到电子，同时使铁原子间金属键的强度大大削弱，进一步促进阳极溶解

5、反应而使钢铁腐蚀。(2)硫化氢导致氢脆过程。氢在钢中的存在状态而导致钢基体开裂的过程，至今还尚无统一的定论。但普遍认为，萌生裂纹的部位必须富集足够的氢。钢材的缺陷处(晶界、相界)、位错、三维应力区等，这些缺陷与氢的结合能力很强，可将氢捕捉，这些缺陷处便成为氢的富集区。通常把这些缺陷叫陷阱。当氢在金属内部陷阱富集到一定程度，便会沉淀出氢气。据估算这种氢气的强度可达300MPa，于是促进钢材的脆化，局部区域发生塑性变形，萌生裂纹导致开裂。收稿日期：2006一】0—26。作者简介：崔斌(1970一)，男，河南洛阳人。1993年毕业于西南

6、石油学院矿业机械专业，获学士学位；2002年毕业于西南石油学院油气储运专业，获硕士学位，工程师。现从事技术管理工作。联系电话：029—86594269万方数据石油化工设计第24卷1．2C02腐蚀CO。对碳钢的腐蚀是一个不可低估的因素。钢铁在含CO。水溶液的溶解过程中有两个不同的还原过程，其一是HCO。一直接还原析出氢。其二是金属表面的HC0。一离子浓度极低时，H。0被还原析出氢。(1)CO。的腐蚀机理。CO。(溶液)#jCO：(吸附)C02(吸附)+H。O#±H2CO。(吸附)H2C03(吸附)+e一#±H(吸附)+HCO。一(吸

7、附)H2C03(吸附)+H20#jH3+O+HC03一H3+O+e～掣H(吸附)+H20HC03一(吸附)+H3+O#±H2C0。(吸附)+H20腐蚀开始时，金属表面早已形成结合力较强的Fe(HC03)2，该膜可发生变化：Fe(HC03)2+Fe—一2FeC0。+H：十，从而形成和金属基体结合力较差的FeC0。膜。该转化过程中，FeCO。的体积较Fe(HC0。)。的体积小，转化过程中体积收缩，形成微孔的保护性较差的FeC0。膜，因而引发碳钢的腐蚀(主要为点蚀)。所以，虽然碳钢在较宽的pH值范围内、在饱和的CO。盐溶液中可形成一层牢

8、固的Fe(HCO。)。膜，该膜对碳钢有一定的保护作用，但随着时间的延长，Fe(HCO。)。会逐渐转化为与金属结合力较差的Fe—C0。而失去保护作用。钢铁表面覆盖的不同产物的区域和不同腐蚀产物的边界处可能因为电偶作用而导致局部腐蚀。CO。引起应力腐蚀