CO2氣井輸氣管線的腐蝕與防護

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

宋建建
大慶油田工程有限公司

以芳深S5井防腐系統改造項目為背景，通過試驗分析芳深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。通過HYSYS軟件計算，結合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氣井氣出井時為液相。在制定高含CO2氣井或CO2氣井輸氣工藝時，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；雙金屬復合管；溫度；壓力

芳深S5井含CO2高達84.91%，屬于CO2氣井，1998年投產，由于該氣井CO2含量高且含水，致使井下管柱、地面管線及設備腐蝕嚴重，存在嚴重安全隱患。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、地面設備及管線均腐蝕嚴重，尤其是電加熱器部位腐蝕尤為嚴重，井口多處閥門漏氣，需要進行管線的更換。

1.2腐蝕評價與分析

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，腐蝕環境主要考慮為CO2和Cl-的腐蝕。

Cl-能使溶液的導電率增強，減小溶液的極化阻抗，使腐蝕加劇，并且破壞金屬表面已經形成的腐蝕產物膜，形成腐蝕穿孔，當Cl-含量大于3000mg/L時尤為明顯。本氣井Cl-含量為425.5 mg/L遠小于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腐蝕最主要的參數為輸氣溫度和壓力。

1.2.1溫度

表1　徐深1—1井水樣水質分析

使用油田常用20#鋼作為試驗材料，實驗介質為大慶徐深氣田徐深1-1井采出水樣，水質見表1。采用?30 cm×20 cm的高壓釜動態模擬實驗裝置測定不同溫度下試驗材質的腐蝕速率。

試驗通過選取5個試片，分別掛在氣相區、氣液兩相區和液相區，通入N2除氧2 h，再通入CO2達到設定壓力0.6 MPa，設置試驗溫度至預定溫度，進行動態腐蝕試驗，72 h后取出試片，清除腐蝕產物，并用電子天平（精度1 mg）稱重，計算失重腐蝕速率。

由于輸氣管線介質溫度一般均低于65℃，因此試片在試驗溫度（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　動態模擬試驗腐蝕速率　mm/a

所有相態在溫度小于65℃時，試片平均腐蝕速率均隨溫度的升高而加快。氣相狀態下，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，腐蝕速率達到0.8 mm/a，腐蝕比較嚴重。

由試驗結果可以看出，20#鋼的CO2腐蝕，在65℃時，腐蝕最為嚴重，而且液相區和氣液兩相區的腐蝕速率遠高于氣相區。這是因為溫度升高，H2CO3分解加快，離子的運動加劇，加速了金屬基體腐蝕；同時由于形成的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。

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

結合李延?。?］等人選用試驗材質X60、16MnR和20#鋼三種輸氣管線在高溫高壓靜態腐蝕試驗箱里進行的試驗結果和植田昌克［2］的研究成果，同時通過研究材質不同溫度的腐蝕形貌相片，得出溫度是通過影響化學反應速度與腐蝕產物成膜機制來影響CO2腐蝕速率的，且在很大程度上表現在溫度對腐蝕產物膜生成的影響上?？偟膩碚f，溫度不同時CO2腐蝕大致有3種情況：①溫度＜60℃時，鋼鐵表面存在少量軟而附著力小的FeCO3腐蝕產物膜，金屬表面光滑，易于發生均勻腐蝕；②60～110℃附近，腐蝕產物層厚而松，易發生嚴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，當溫度達到150℃以上時，腐蝕產物是細致、緊密、附著力強、具有保護性質的FeCO3和Fe3O4膜，能夠降低CO2腐蝕速率。

1.2.2壓力

目前在油氣工業中，根據《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分壓對應的CO2腐蝕程度

綜合考慮以上結果，即20#鋼在60～110℃附近，腐蝕產物層厚而松，易于發生嚴重的均勻腐蝕和局部腐蝕，局部腐蝕較為突出，且在65℃時腐蝕速率最大。結合芳深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流閥間管段腐蝕最為嚴重［3］，而且由于芳深S5井CO2分壓很高，外輸氣溫度為17℃，材質為20#鋼的輸氣管線腐蝕也很嚴重，為保證生產需要進行更換。

2　腐蝕防護措施

2.1新輸氣工藝的制定

通過HYSYS軟件計算，結合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行節流操作。這是因為輸氣溫度低于臨界溫度，輸氣壓力高于臨界壓力，外輸介質相態為液態，同時由于大慶最低環境溫度達到-36℃。在采氣管道運行的壓力和溫度下，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85%，輸送介質為液相，屬于腐蝕嚴重情況，同時結合目前國內管材使用情況，芳深S5井輸氣管線材質需要使用13%～25%的鉻鋼，因此適合芳深S5井輸氣管線的鋼管材質推薦316 L和雙金屬復合管（基管為20 G，襯管材質為316 L不銹鋼）。通過工藝計算確定316 L壁厚5 mm，雙金屬復合管壁厚5 mm（基管壁厚）+2 mm（內襯壁厚），管線全長4.5 km，經過估算對比，雙金屬復合管管材費用要比316 L節省投資130萬元左右，因此輸氣管線材質采用雙金屬復合管。

3　結語

通過對本項目的腐蝕試驗及理論分析，發現碳鋼在65℃時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重腐蝕的原因。在制定高含CO2氣井或CO2氣井輸氣工藝時，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；同時通過管材價格比較和性能比選選定雙金屬復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，2008（29）：260-263.

［2］植田昌克.合金元素和顯微結構對CO2/H2S環境中腐蝕產物穩定性的影響［J］.石油與天然氣化工，2005（34）：43-52.

［3］張學元，雷良才.二氧化碳腐蝕與控制［M］.北京：化學工業出版社，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年畢業于大慶石油學院油氣儲運專業，現工作于大慶油田工程有限公司工程設計事業部。

2015-05-13