宋建建　大慶油田工程有限公司

CO2氣井輸氣管線的腐蝕與防護(hù)

宋建建
大慶油田工程有限公司

以芳深S5井防腐系統(tǒng)改造項(xiàng)目為背景，通過試驗(yàn)分析芳深S5井輸氣管線CO2腐蝕的原因，為CO2氣井輸氣工藝制定提供參考依據(jù)。通過HYSYS軟件計(jì)算，結(jié)合CO2氣井氣相圖可得出芳深S5井的臨界溫度為19.04℃，臨界壓力為8 234 kPa，水合物形成溫度為-24.774 5℃，芳深S5氣井氣出井時(shí)為液相。在制定高含CO2氣井或CO2氣井輸氣工藝時(shí)，如果存在加熱過程，溫度則需要控制在65℃以下。

CO2氣井；腐蝕防護(hù)；雙金屬復(fù)合管；溫度；壓力

芳深S5井含CO2高達(dá)84.91%，屬于CO2氣井，1998年投產(chǎn)，由于該氣井CO2含量高且含水，致使井下管柱、地面管線及設(shè)備腐蝕嚴(yán)重，存在嚴(yán)重安全隱患。本文具體分析CO2腐蝕情況，提出針對CO2氣井輸氣管線有效的腐蝕防護(hù)措施。

1　腐蝕原因

1.1腐蝕情況

目前該氣井井下管柱、地面設(shè)備及管線均腐蝕嚴(yán)重，尤其是電加熱器部位腐蝕尤為嚴(yán)重，井口多處閥門漏氣，需要進(jìn)行管線的更換。

1.2腐蝕評價(jià)與分析

該氣井CO2含量84.91%，地層水Ca2+含量10.42 mg/L，Mg2+含量12.6 mg/L，Cl-含量425.5 mg/L。因此，腐蝕環(huán)境主要考慮為CO2和Cl-的腐蝕。

Cl-能使溶液的導(dǎo)電率增強(qiáng)，減小溶液的極化阻抗，使腐蝕加劇，并且破壞金屬表面已經(jīng)形成的腐蝕產(chǎn)物膜，形成腐蝕穿孔，當(dāng)Cl-含量大于3000mg/L時(shí)尤為明顯。本氣井Cl-含量為425.5 mg/L遠(yuǎn)小于3 000 mg/L，因此Cl-在芳深S5井中起到加速腐蝕的作用，使用低合金鋼能降低這種作用，芳深S5氣井腐蝕主要為CO2腐蝕。

本工程輸氣工藝中影響CO2腐蝕最主要的參數(shù)為輸氣溫度和壓力。

1.2.1溫度

表1　徐深1—1井水樣水質(zhì)分析

使用油田常用20#鋼作為試驗(yàn)材料，實(shí)驗(yàn)介質(zhì)為大慶徐深氣田徐深1-1井采出水樣，水質(zhì)見表1。采用?30 cm×20 cm的高壓釜動態(tài)模擬實(shí)驗(yàn)裝置測定不同溫度下試驗(yàn)材質(zhì)的腐蝕速率。

試驗(yàn)通過選取5個(gè)試片，分別掛在氣相區(qū)、氣液兩相區(qū)和液相區(qū)，通入N2除氧2 h，再通入CO2達(dá)到設(shè)定壓力0.6 MPa，設(shè)置試驗(yàn)溫度至預(yù)定溫度，進(jìn)行動態(tài)腐蝕試驗(yàn)，72 h后取出試片，清除腐蝕產(chǎn)物，并用電子天平（精度1 mg）稱重，計(jì)算失重腐蝕速率。

由于輸氣管線介質(zhì)溫度一般均低于65℃，因此試片在試驗(yàn)溫度（均為65℃）以下，在不同溫度下的氣相、液相和氣液兩相的腐蝕速率見表2。

表2　動態(tài)模擬試驗(yàn)腐蝕速率　mm/a

所有相態(tài)在溫度小于65℃時(shí)，試片平均腐蝕速率均隨溫度的升高而加快。氣相狀態(tài)下，腐蝕速率隨溫度升高增大3.45倍，但總體腐蝕速率較小，氣相腐蝕較輕。氣液兩相和液相腐蝕速率均隨溫度升高而增大50倍，腐蝕速率達(dá)到0.8 mm/a，腐蝕比較嚴(yán)重。

由試驗(yàn)結(jié)果可以看出，20#鋼的CO2腐蝕，在65℃時(shí)，腐蝕最為嚴(yán)重，而且液相區(qū)和氣液兩相區(qū)的腐蝕速率遠(yuǎn)高于氣相區(qū)。這是因?yàn)闇囟壬撸琀2CO3分解加快，離子的運(yùn)動加劇，加速了金屬基體腐蝕；同時(shí)由于形成的FeCO3膜不能防止基體金屬受腐蝕，因而腐蝕隨溫度的升高而加快。

試驗(yàn)表明，管道在多相流狀態(tài)下，腐蝕狀態(tài)跟金屬表面潤濕情況有關(guān)，管壁完全潤濕，金屬腐蝕為液相腐蝕。試片在氣液兩相狀態(tài)下，試片表面完全潤濕，腐蝕狀態(tài)為液相狀態(tài)下的腐蝕。

結(jié)合李延?。?］等人選用試驗(yàn)材質(zhì)X60、16MnR和20#鋼三種輸氣管線在高溫高壓靜態(tài)腐蝕試驗(yàn)箱里進(jìn)行的試驗(yàn)結(jié)果和植田昌克［2］的研究成果，同時(shí)通過研究材質(zhì)不同溫度的腐蝕形貌相片，得出溫度是通過影響化學(xué)反應(yīng)速度與腐蝕產(chǎn)物成膜機(jī)制來影響CO2腐蝕速率的，且在很大程度上表現(xiàn)在溫度對腐蝕產(chǎn)物膜生成的影響上?？偟膩碚f，溫度不同時(shí)CO2腐蝕大致有3種情況：①溫度＜60℃時(shí)，鋼鐵表面存在少量軟而附著力小的FeCO3腐蝕產(chǎn)物膜，金屬表面光滑，易于發(fā)生均勻腐蝕；②60～110℃附近，腐蝕產(chǎn)物層厚而松，易發(fā)生嚴(yán)重的均勻腐蝕和局部腐蝕，局部腐蝕較為突出；③110～150℃之間，隨著溫度的升高，腐蝕速率降低，當(dāng)溫度達(dá)到150℃以上時(shí)，腐蝕產(chǎn)物是細(xì)致、緊密、附著力強(qiáng)、具有保護(hù)性質(zhì)的FeCO3和Fe3O4膜，能夠降低CO2腐蝕速率。

1.2.2壓力

目前在油氣工業(yè)中，根據(jù)《二氧化碳腐蝕與控制》一書中CO2分壓判斷CO2腐蝕程度，見表3。

表3　不同CO2分壓對應(yīng)的CO2腐蝕程度

綜合考慮以上結(jié)果，即20#鋼在60～110℃附近，腐蝕產(chǎn)物層厚而松，易于發(fā)生嚴(yán)重的均勻腐蝕和局部腐蝕，局部腐蝕較為突出，且在65℃時(shí)腐蝕速率最大。結(jié)合芳深S5井原輸氣工藝流程，可以得出地面工程中電加熱器及電加熱器至節(jié)流閥間管段腐蝕最為嚴(yán)重［3］，而且由于芳深S5井CO2分壓很高，外輸氣溫度為17℃，材質(zhì)為20#鋼的輸氣管線腐蝕也很嚴(yán)重，為保證生產(chǎn)需要進(jìn)行更換。

2　腐蝕防護(hù)措施

2.1新輸氣工藝的制定

通過HYSYS軟件計(jì)算，結(jié)合CO2氣井氣相圖可得出芳深S5井的臨界溫度為19.04℃，臨界壓力為8 234 kPa，水合物形成溫度為-24.774 5℃，芳深S5氣井氣出井時(shí)為液相。

綜合考慮脫水工藝成本、水合物形成溫度、輸氣溫度及輸氣壓力下的CO2腐蝕情況，取消加熱流程，采取高壓輸送且不進(jìn)行節(jié)流操作。這是因?yàn)檩敋鉁囟鹊陀谂R界溫度，輸氣壓力高于臨界壓力，外輸介質(zhì)相態(tài)為液態(tài)，同時(shí)由于大慶最低環(huán)境溫度達(dá)到-36℃。在采氣管道運(yùn)行的壓力和溫度下，需采用電熱帶防凍工藝，流程如圖1所示。

圖1　芳深S5井輸氣工藝流程

2.2管材的選擇

由于芳深S5井含CO2高達(dá)85%，輸送介質(zhì)為液相，屬于腐蝕嚴(yán)重情況，同時(shí)結(jié)合目前國內(nèi)管材使用情況，芳深S5井輸氣管線材質(zhì)需要使用13%～25%的鉻鋼，因此適合芳深S5井輸氣管線的鋼管材質(zhì)推薦316 L和雙金屬復(fù)合管（基管為20 G，襯管材質(zhì)為316 L不銹鋼）。通過工藝計(jì)算確定316 L壁厚5 mm，雙金屬復(fù)合管壁厚5 mm（基管壁厚）+2 mm（內(nèi)襯壁厚），管線全長4.5 km，經(jīng)過估算對比，雙金屬復(fù)合管管材費(fèi)用要比316 L節(jié)省投資130萬元左右，因此輸氣管線材質(zhì)采用雙金屬復(fù)合管。

3　結(jié)語

通過對本項(xiàng)目的腐蝕試驗(yàn)及理論分析，發(fā)現(xiàn)碳鋼在65℃時(shí)二氧化碳腐蝕速率最大，這也是芳深S5井井口電加熱器部位嚴(yán)重腐蝕的原因。在制定高含CO2氣井或CO2氣井輸氣工藝時(shí)，如果存在加熱過程，溫度則需要控制在65℃以下，為CO2氣井輸氣工藝的制定提供了參考依據(jù)；同時(shí)通過管材價(jià)格比較和性能比選選定雙金屬復(fù)合管作為氣井輸氣管材。

［1］李廷取，吳化，李雪松.天然氣輸氣管線鋼的CO2腐蝕行為［J］.腐蝕與防護(hù)，2008（29）：260-263.

［2］植田昌克.合金元素和顯微結(jié)構(gòu)對CO2/H2S環(huán)境中腐蝕產(chǎn)物穩(wěn)定性的影響［J］.石油與天然氣化工，2005（34）：43-52.

［3］張學(xué)元，雷良才.二氧化碳腐蝕與控制［M］.北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2000：20-24.

（0549）5903092、songjianjian@petrochina.com.cn

（欄目主持楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.7.011

宋建建：碩士研究生，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油氣儲運(yùn)專業(yè)，現(xiàn)工作于大慶油田工程有限公司工程設(shè)計(jì)事業(yè)部。

2015-05-13