二氧化碳腐蚀机理及某气田防腐措施毕业论文(3)

和水化学平衡有关。用产出的水的自然碱度来进行pH值控制或缓冲是预测CO2腐蚀率的一个主要方面。

在无硫天然气传输管线中，如果地层水中没有Ca2+、Mg2+离子的存在，将可以成功的进行水化抑制剂的pH值控制，这是一种节省成本的有效的控制腐蚀的方法。

目前在天然气管线中用于控制pH值的化学品主要有以下几种：NaMBT（缩硫醇苯并噻唑钠）用于乙二醇中、MDEA（甲基二乙醇胺）用于乙二醇中、Na2CO3·10H2O（碳酸钠）用于乙二醇或甲醇中。

目前对于pH值控制腐蚀的有效性的理解是认为高pH值条件下能降低碳酸铁的溶解度极限，这样有利于生成强防腐层。在现场的系统中，pH值一般应缓冲在6.5左右。

4、表面涂层保护

油管的表面涂层防腐，是延缓油管腐蚀的一种发展性工艺技术，涂层技术对油气井的生产影响相对较小，成本低，使用方便，因此在防腐蚀过程中应用也很广泛。涂层涂料大都是环氧类、改进环氧类、环氧酚醛类、醇酸类或氯化橡胶类等系列的涂层。但这些聚合物类型的涂料，普遍都有老化问题，其使用寿命随操作条件而异，另外在冲刷、冲击和高温等场合下，涂层易受破坏而脱落。再者，内涂层的处理工艺复杂，而且表面一旦有缺陷，极易导致更严重的局部腐蚀。

5、缓蚀剂

缓蚀剂对油气生产和输送过程中的腐蚀控制起着重要作用，目前油气生产厂家大多使用碳钢和低合金钢，这些材料虽比含Cr 量高的钢要便宜许多，但耐CO2腐蚀的性能很差。添加缓蚀剂可以经济有效地达到控制腐蚀的目的，但是缓蚀剂并不具有广泛适用性。必须根据该地区的油气田实际工矿环境选择合适的缓蚀剂，缓释剂对防止均匀腐蚀效果较好，但对局部腐蚀效果则作用不同。目前，国内外现在研究的缓蚀剂主要有以下几种类型：①起阻活作用的缓蚀剂，缓蚀剂分子吸附在金属表面腐蚀反应活性中心，增加腐蚀反应活化能，减少活性中心的数量，使腐蚀速率降低；②起覆盖作用的缓蚀剂，缓蚀剂分子吸附在整个材料表面，抑制整个腐蚀反应；③改变双电层性质的缓蚀剂，缓蚀剂分子在金属界面的吸附改变了双电层的结构和分散层电位差，从而削弱了腐蚀反应。

6、阴极保护

从理论上说，设备管线的金属材料在CO2介质中的腐蚀是一种电化学腐蚀。根据CO2腐蚀的电化学原理，将发生CO2腐蚀的材料进行阴极极化,这就是阴极保护。阴极保护可以通过外加电流法和牺牲阳极法两种途径来实现。对于管线内腐蚀，实际上很难通过阴极保护来实现管线的防护。

六、某气田设计中采取的防腐措施 1、某气田介质特征

必要的防腐措施必须针对特定的气质条件，因此在对某气田的设计中，必

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须针对该气田的介质特征针对性的采取防腐措施。

下表列出的是井流物性质天然气成分：

组分代号 N2 CO2 1P 2P 3P 4P1 4P 5P1 5P 6P 6A 7P 7A 组分 N2 CO2 nC1 nC2 nC3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 Benzene C7 Toluene FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR FRACHAR XF1FRAC井流物（mol%） 0.598283 0.721784 97.95498 0.550708 0.044926 0.007386 0.011931 0.005263 0.005034 0.007663 0.050095 0.007909 0.006988 XF1 0.008281 XF2 0.007976 XF3 0.004362 XF4 0.002121 XF5 0.001722 XF6 0.000748 XF7 0.000611 XF8 0.000502 XF9 XF10 0.000454 0.000380 0.000445 - 12 -

1 HAR 由上表及井流物测试可以看出该气田介质特征：①、高压；②、高产量；③、气体组分中几乎不含H2S；④、气体组分中含有一定量的CO2；⑤、气田开采中期要出水；⑥、天然气水中Cl-含量为100677mg/L；⑦、介质输送温度为40℃～80℃。

由于气田几乎不含H2S，所以不考虑H2S腐蚀。该气田气体中CO2含量为0.72%，分压为0.6MPa，pH值为5.91~7.23，气田水Cl-含量高达100677mg/L，因此在材料的选择上主要考虑CO2和Cl－的腐蚀。

2、气田设计中采取的防腐措施

此气田作为全国油田2005年新投产的大型气田，其在CO2防腐措施方面大量汲取了兄弟单位生产经验。自2000年10投产至2004年10月22日，采气树阀门、立管及地面集气管线因腐蚀而内漏、刺漏的情况不断发生，共有11次。气田在设计时充分考虑各种因素，制定了符合该气田气质的防腐措施。

①、选择抗腐蚀的管材。

从材料本身入手，采用含铬铁素体不锈钢管(9%～13%Cr)，生产管柱为13CrS防腐蚀气密封油管并设有出砂监测仪，可满足20年不动管柱的需要。

在含CO2和Cl-的条件下，采用Cr2M2N 不锈钢(22%～25%Cr)做油管和套管。克拉气田集输管线和中央处理厂首次在国内大量采用22Cr双相不锈钢管，为气田安全生产打下了良好的基础。

虽然H2S 对Cr钢的抗蚀性有很大的破坏作用，可使其发生严重的局部腐蚀，甚至应力腐蚀开裂，但是由于某气田气田气体组分中几乎不含H2S，而含Cr钢具有优良的Cl-和CO2防腐性能，所以该气田在国内首次大量使用22Cr管材，这也不失为一种对Cl-和CO2防腐的尝试。

双相钢一般是指Cr含量大于22%的钢材，22Cr双相不锈钢主要的合金元素是Cr、Ni、Mo和N，含有约22％的铬、5％的镍、3％的钼和0.15%的氮。双相不锈钢是一种具有优良耐Cl-和CO2腐蚀性能和较高机械性能的钢种，具有高的耐点蚀、均匀腐蚀、应力腐蚀开裂的能力。

气田所使用的这类管材中含贵重元素，使用价格昂贵，但是其对于CO2防腐有着很好的效果，并且相对于寿命较长的气田气井来说，选择耐腐蚀材质比其他防腐方法更经济。

②、防止水化物生成。干CO2是不具有腐蚀性的，输气管道中的冷凝水是腐蚀性介质，对管道内上部和下部均有腐蚀，目前克拉气田采用注入乙二醇后J-T阀降温冷凝脱水处理工艺，有效的防止了水化物的生成，从而降低了腐蚀速度。

③、降低CO2分压。目前经测试，克拉作业区天然气中CO2在0.6MPa左右，远远高于“当CO2 分压超过20KPa 时，流体具有腐蚀性”的这条判别准则。所以采取措施降低CO2分压将使腐蚀速率降低，一般来讲，降低管道的总压力将会降低腐蚀速率。

④、降低温度。在油气井中，最严重的腐蚀将发生在温度为60~100℃范围内，并且这一温度通常与气井内的露点温度相一致。在低于60℃时，降低温度能使CO2腐蚀速率降低。

⑤、改变油气井工况。根据CO2腐蚀的规律，改变油气井的工况是经常采用的方法，如限制井的产量、采用大直径管道以降低气流速度、采用大角度弯

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头都属于该方法。克拉气田在完井工艺采用了国际先进的大尺寸、全通经、锥形结构的最新管柱结构，这种结构可以使CO2腐蚀有所降低。

⑥、阴极保护。根据CO2腐蚀的电化学原理，将发生CO2腐蚀的材料进行阴极极化，从而达到阴极保护的目的。

七、气田腐蚀现状及原因分析对比 1、气田腐蚀现状

由于气田投产时间短并且高压的特点，目前气田内部发现的管材腐蚀多为冲蚀，但也出现了CO2腐蚀导致事故隐患的现象。

2005年7月14日，某井采气树生产翼手动平板闸阀和液控安全阀之间的EE级的仪表法兰流道被CO2腐蚀，仪表法兰两侧的BX-154钢圈的上部已严重腐蚀，上流钢圈的上部已穿孔，引发刺漏事故。2005年7月14日，相关工作人员关井后更换仪表法兰和FF级材质的防腐钢圈。

2005年9月以来，在某井的两级主阀之间的法兰间发现有渗漏情况，后经紧固处理后渗漏消除，2005年12月，两级主阀之间的法兰间的渗漏再次间断出现，而主阀间法兰间隙已紧固至最小，现场初步判断渗漏原因为法兰间钢圈出现腐蚀从而造成密封不严。

2、气田腐蚀情况分析

作为气田的兄弟单位，某气田自2000年10投产以来，发生多起因CO2腐蚀造成的内漏、刺漏情况，其腐蚀主要表现为阀门内漏，生产阀门的流道下边坑点状、层状剥落腐蚀，主通径阀门表现为麻点状、块状剥落腐蚀。

通过对两个气田CO2腐蚀情况的分析，我们可以看出以下几点： 1、天然气中存在的CO2与水在高温高速下会对金属造成严重腐蚀。

2、DD级的材质不能满足目前克拉、牙哈超过50℃介质气井的实际工况。 3、同样是DD级的阀门，注气井采油树的节流阀、立管及生产阀门，在拆

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解过程中用肉眼观察没有腐蚀。这是因为虽然有CO2，而且高压力、高流速，但是因为不含水，没有形成酸，所以没有腐蚀现象。

4、同样是DD级的阀门，低于40℃以下的两口井（YH23-1-13，YH301）肉眼观察没有发现腐蚀现象，说明在低于50℃的情况下，虽然有二氧化碳存在，而且含水、大流量、高流速工况，但是由于CO2在低温条件下酸性较弱，所以造成的腐蚀较弱。

5、同一个节流阀，节流后腐蚀明显比节流前严重，这是因为节流后流速高。 6、靠近节流阀和拐弯处比远离节流阀和拐弯处严重。如： A、立管上部（靠近节流阀）比下部严重；B、安全阀出口（靠近节流阀）比入口严重。以上充分说明速度及流态变化对CO2的腐蚀程度有很大影响。

从以上分析可以看出，在含有CO2的气质条件下，DD级材质的管材及阀体会造成严重腐蚀。而某气田气田由于气田处于开发初期，未见地层水，并且大量采用13CrS油管及22Cr管材，因此腐蚀情况相比牙哈气田来说轻的多。

八、气田防腐存在的问题及建议 1、存在的问题

①、多口生产井工艺管线采用DD级材质，不能满足目前该气田气井的实际工况。

下表显示的是各种等级材质适用的工况： 材料等级 AA (合金铁) 无腐蚀性的一般设备 BB (不锈钢合金铁) 带有轻微腐蚀性的一般设备 CC (不锈钢) 带腐蚀性的一般设备 DD (NACE 合金铁) 无腐蚀性硫化设备 EE (NACE 不锈钢合金铁) 带有轻微腐蚀性的硫化设备 FF (NACE 不锈钢) 带腐蚀性硫化设备 HH (全面镀金) 具有极度腐蚀性的硫化设备 H2S (psi) <0.05 <0.05 <0.05 >0.05 >0.05 >0.05 <10 >10 CO2 (psi) <7 氯化物 (ppm) <20,000 最高温度 350oF (177oC) 350oF (177oC) 250oF (121oC) 350oF (177oC) 350oF (177oC) 250oF (121oC) 350oF (177oC) 7 to 30 <20,000 >30 <7 <50,000 <20,000 7 to 30 <50,000 >30 >30 <50,000 >100,000 由上表看出，DD级材质的管材不能满足某气田气田0.6MPa的CO2分压、100677mg/L的Cl-浓度的气质现状，而目前KL203、KL204、KL2-10、KL2-11、KL2-12、KL2-14井工艺管线采用DD级材质管线，容易造成腐蚀，存在安全隐患。

②、对于气田气井和输气管道腐蚀情况缺乏必要的监测。

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