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氣田集輸管線腐蝕及其防護

文檔作者：蘆金柱王斌周冬梅桑東恒文檔來源：西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院		點擊數(shù)：	更新時間： 2022年01月23日
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研 究 石 油 化 工 腐 蝕 與 防 護 Corrosion＆Protection in Petrochemical Industry
2 0 1 0 ， 2 7 ( 3 ) · 2 2 ·
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氣田集輸管線腐蝕及其防護
蘆金柱 王 斌 周冬梅 桑東恒
(西南石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，四川成都610500)
摘要：結(jié)合前人研究和氣田實際腐蝕因素分析，采用高壓釜模擬現(xiàn)場工況對乙二醇溶液中20 g鋼
的腐蝕行為及緩蝕進行了評價。研究結(jié)果表明：2O g鋼在乙二醇溶液中屬于尚耐蝕類型，其腐蝕的主
要原因是氯離子的吸附引起的。由于氯離子的吸附作用，氧化膜破裂，生成的鈍化膜保護性較差，使
得腐蝕加劇。通過緩蝕實驗表明，MY／IMC-30Q’油井集輸緩蝕阻垢劑能有效地減緩腐蝕，緩蝕率達
到87．56％ 。
關(guān)鍵詞：乙二醇氯離子高壓釜腐蝕緩蝕
中圖分類號：TE985．8 文獻標(biāo)識碼：A 文章編號：1007—015X(2010}03-0022—05
國內(nèi)某氣田共有6口氣井，分布于沙漠地區(qū)，
冬夏溫差懸殊，氣候干燥，氣體蒸發(fā)量和春秋兩
季風(fēng)沙較大，氣田屬于凝析油含量極低、甲烷含量
較高的凝析氣藏，具有“二低一高”的特點。井口
溫度為24．64～37．47℃ ，井口壓力為14．16～
17．56 MPa，在冬季常出現(xiàn)凍堵現(xiàn)象。針對氣田的
實際情況，井口采用注乙二醇防凍和節(jié)流降壓工
藝。為了節(jié)省成本，對乙二醇進行回收處理循環(huán)使
用。由于地層水中氯離子含量很高，經(jīng)三年的回收
檢測發(fā)現(xiàn)，貧液罐乙二醇溶液中Cl一的質(zhì)量濃度已
高達36516 mg／L，乙二醇再生塔高溫部分已經(jīng)出
現(xiàn)腐蝕現(xiàn)象?？紤]到集輸管線腐蝕的隱蔽性，為確
保安全生產(chǎn)，對集輸管線用鋼在乙二醇溶液中的腐
蝕行為進行了研究。
1 氣田腐蝕因素分析
1．1 氣體組分對腐蝕的影響
上述氣田所產(chǎn)天然氣組分見表1。該氣藏中
不含H s，含有少量的CO：。根據(jù)油氣工業(yè)中CO：
分壓判斷CO 的腐蝕規(guī)律-】 可知，當(dāng)CO：的分壓
小于0．021 MPa，時，不產(chǎn)生腐蝕。將上述氣井中
CO 含量換算成CO 分壓，其數(shù)值大約為0．0044
MPa，因此可以忽略CO：對腐蝕造成的影響。
表1 某A井區(qū)氣藏天然氣物性參數(shù) ‘P，％
1．2地層水水質(zhì)對腐蝕的影響
張書平等 對長慶氣田氣井腐蝕因素進行研
究時發(fā)現(xiàn)，地層水礦化度較高，增加了電化學(xué)中的
導(dǎo)電性，加速腐蝕過程；傅朝陽等 用灰關(guān)聯(lián)法對
腐蝕環(huán)境進行分析時發(fā)現(xiàn)，地層水中HCO3-和pH
值是影響腐蝕的主要因素，主要原因是HCO3-電
離出H 造成的電化學(xué)腐蝕，此方法未對Cl一的交
聯(lián)．陛做出計算；CI一不是去極化劑，但在鋼鐵的腐
蝕過程中極其重要，曹家緩等 在高質(zhì)量濃度的
HCO；和cl一水系中碳鋼的腐蝕性研究發(fā)現(xiàn)，在無
Cl一的HC03-溶液中碳鋼表面鈍化，當(dāng)加入1000
mg／L的C1一，自腐蝕電位大約負移了300 mV，碳
鋼表面的鈍化膜破壞；谷壇等 研究發(fā)現(xiàn)Cl一質(zhì)量
濃度增大其腐蝕速率增大，隨溶液礦化度的增大，
其腐蝕性更趨嚴(yán)重；黎洪珍等 對油管腐蝕原因
分析時發(fā)現(xiàn)，在集輸管線中，凝析液、地層水、殘酸
中的Cl一能夠擊穿管壁上的液膜，與為擊穿的地方
收稿日期：2010—01—10；修稿日期：2010-03—12。
作者簡介：蘆金柱，(1982一)，西南石油大學(xué)在讀研究生；主
要從事油氣田材料腐蝕與防護的研究工作。
第3期 蘆金柱等．氣田集輸管線腐蝕及其防護 。23·
構(gòu)成腐蝕電池從而造成電化學(xué)腐蝕；Ca2 和Mg2
會增大溶液的硬度，使介質(zhì)的導(dǎo)電性增強，但也會
使介質(zhì)的結(jié)垢性增大，這兩種離子存在時可以降低
全面腐蝕，但局部腐蝕的嚴(yán)重性會增大? 。A井地
層水水質(zhì)狀況見表2。
表2 A井地層水水質(zhì)狀況
1．3 其它因素的影響
在乙二醇回收的處理裝置中，利用乙二醇
(197℃)和水(10o℃)的沸點不同將廢液升溫到
125~C，蒸發(fā)掉其中的水分，使其體積分數(shù)達到
80％，滿足重新使用的體積分數(shù)要求。黃新泉
等 對乙二醇蒸發(fā)塔裂紋腐蝕進行研究時，發(fā)現(xiàn)
溶液中存在乙二醇生產(chǎn)過程中的副產(chǎn)物甲酸、乙
酸，它們促進了晶間應(yīng)力腐蝕；周兆圻等 對乙二
醇裝置的腐蝕與防護研究時發(fā)現(xiàn)，在乙二醇生產(chǎn)的
同時，副產(chǎn)物有CO 、甲酸和乙酸，使pH值呈酸
性，發(fā)生電化學(xué)腐蝕造成碳鋼設(shè)備失效。由于回收
裝置與大氣相連，經(jīng)多次回收檢測發(fā)現(xiàn)，乙二醇中
出現(xiàn)醛類、羧酸，使其注入的乙二醇pH值降低，發(fā)
生電化學(xué)腐蝕。
從腐蝕機理分析，反應(yīng)速率會隨著溫度的升高
而增大 J。溫度升高使得反應(yīng)速度加快，減小了電
解液的電阻，從而加速了陽極和陰極過程。
2 集輸管材腐蝕實驗研究
2．1 實驗材料
實驗采用市售20 g鋼，其成分見表3。用電火
花線切割機加工成15 mm X 20 mm X 2 mm的試
樣，用金相砂紙逐級打磨，直至出現(xiàn)鏡面，用丙酮去
油、脂后用去離子水清洗，用無水乙醇進行脫水。
對試樣進行面積測量，測量后將試樣放入干燥器中
2 h后稱重。稱重后的試樣用704硅膠黏到磨具
上，留一個腐蝕面其余全部密封，一釜8片，固化
24 h后進行腐蝕試驗(預(yù)先測出膜深，腐蝕的面積
為(長一膜深)X寬)。
表3 20 g鋼的成分 ”，％
C kln Si P S Fe
0．17-0．24 0．35-0．65 0．17一O．37 ≤O．030 ≤0．030 余量
實驗介質(zhì)采用氣田提供的乙二醇貧液，pH值
7．8，其成分見表4，其中乙二醇的體積分數(shù)為
83％ ，其余為水。
表4 乙二醇溶液成分 mg／L
2．2 研究方法
實驗室腐蝕行為研究采用高溫高壓釜模擬現(xiàn)
場工況，對集輸管線用鋼進行腐蝕試驗和緩釋劑評
價試驗。高壓釜采用國產(chǎn)35 MPa動態(tài)高壓釜，實
驗前先清洗高壓釜，清洗后倒人腐蝕液，放人黏著
掛片的磨具，合釜。通人高純N 除氧2 h后，通人
天然氣2 MPa，再通人N2加壓到8 MPa，開始升溫，
設(shè)定轉(zhuǎn)速為200 r／min，當(dāng)溫度上升到6O℃時，開
始計時，腐蝕時間72 h。
實驗結(jié)束后，除去試樣表面704硅膠，其中的
5片進行脫膜l-9】，烘干，稱重，計算失重及其腐蝕
速率，腐蝕速率計算公式為： =
式中： 失重時的腐蝕速率，g／(m h)；
m1—— 金屬的初始質(zhì)量，g；
m2——清除了腐蝕產(chǎn)物后金屬的質(zhì)量，g；
．s— — 金屬的面積，1TI ；
— — 腐蝕進行的時間，h。
掃描電鏡及能譜分析在四川大學(xué)分析測試中
心進行，型號為JSM一59o0LV(日本電子株式會
社)，分辨率為3．0 am(HV方式)。
2．3 結(jié)果分析
2．3．1 腐蝕失重結(jié)果分析
對高溫高壓釜實驗結(jié)果進行失重計算，實驗結(jié)
果見表5。
為了更好地研究腐蝕情況，將其腐蝕速率換算
成腐蝕深度 ；
： ： 0．2691
P
式中： 一為失重時的腐蝕速率，g／ · ； 為
腐蝕的深度指標(biāo)，m， n；P為金屬的密度，g／cm’。
· 24’ 石油化工腐蝕與防護 第27卷
表面移 mm
腐蝕前重量／g
模具深度／mm
脫膜后重量／g
腐蝕速率／(g．m ．h )
16．96×15
4．3131
2．96
4．3086
0．2457
16．94 ×14．92
4．3886
4．3842
O．2405
16．90 X14．92
4．4078
4．4035
0．2369
17．36× 14．92
4．3910
2．56
4．3863
0．2413
17．66×14．96
4．3635
2．26
4．3589
O．2418
平均腐蝕速率／(g·m～ ·h一 )
2．3．2 試樣形貌分析
掃描電鏡下試樣腐蝕形貌見圖1(a，b)。
8 20g SEN× 500 b 20g SEN ~1000
圖1 20 g試樣腐蝕形貌
由于圖1(a，b)是在不同倍數(shù)下的SEM形貌
觀察，可以看出腐蝕后的試樣表面生成了一層薄厚
不均的腐蝕產(chǎn)物膜。整個腐蝕產(chǎn)物膜表面布滿了
點蝕孔，而且鈍化膜已經(jīng)開裂，膜的保護性基本喪
失。從溶液的成分分析，圖中高低起伏的部分可能
為MgCO，，CaCO。和Fe(OH)。等沉積物，使得鈍化
膜的厚度增加，由于沉積的不均勻性增加了鈍化膜
的厚度不均勻性。
2．3．3 成分分析
通過EDS分析得到腐蝕產(chǎn)物膜的成分，見
表6。
表6 20 g能譜分析結(jié)果
從表6可以看出，腐蝕產(chǎn)物膜表面主要成分是
Fe，cl和Si。從膜的成分可以看出，表面存在大量
的Cl一，從20 g鋼的成分分析推測，Si雜質(zhì)可能是
用砂紙打磨引入的。
從能譜的數(shù)據(jù)可以推測，cl一有兩個方面的作
用：(1)吸附作用：試樣在放人腐蝕液之前表面生
成了一層氧化膜，介質(zhì)中含有Cl一被金屬表面吸
附，因金屬表面氧化膜的不均勻性，使金屬表面的
吸附作用不同。在氧化膜薄弱的地方，金屬離子表
現(xiàn)出較強的空余成鍵能力，吸附了較多量的cl一，
這時鈍化膜中的O 被c1一取代，金屬氧化物變成
可溶性的氯化物或與它形成復(fù)鹽，使氧化膜發(fā)生變
形，使鈍化膜局部溶解，加速腐蝕反應(yīng) 川；(2)參
加反應(yīng)：試樣在氧化膜局部溶解露出機體的部位，
機體失去電子生成Fen，生成的Fe 遷移進人溶
液，溶液本體中的cl一則向蝕坑部位遷移，在界面
相遇，發(fā)生水解。由于蝕坑周圍堆滿了疏松的沉積
物，所以Fe 和Cl一都可能穿過沉積物。Fe 不斷
向溶液本體遷移，進入沉積物，cl一被吸附到蝕坑
周圍。陽極表面Fe 不斷減少，電化學(xué)反應(yīng)的連
續(xù)使蝕坑變大，但Fe 和cl一的反應(yīng)主要是在沉積
物表面進行的。
因此，整個腐蝕過程可以分為兩個階段：
(1)氧化膜的破壞及鈍化膜的生成過程。在
這個過程中，由于Cl一的吸附作用，使得氧化膜局
部破裂，在HCO3-電離出的H 和Fe¨作為去極化
的條件下，在鈍化膜的破裂處，機體失去電子。不
銹鋼和合金鋼在FeC1 溶液中腐蝕試驗時，腐蝕形
貌呈不均勻的點蝕，且隨著Cl一的質(zhì)量濃度增大，
其腐蝕性增強 ]。生成的Fe 和Fe。 在氧化膜
的界面處與Cl一相遇，發(fā)生水解，生成難溶的Fe
(OH) 和Fe(OH)，繼而生成相應(yīng)的氧化物，生成
鈍化膜，HCO； 電離出H 生成的CO 一與溶液中
的Ca¨和Mg 生成難溶的CaCO 和MgCO，，附著
在機體上保護機體。
(2)鈍化膜的破壞、腐蝕過程。左禹等 在研
究非晶態(tài)鎳合金亞穩(wěn)孔生長動力學(xué)時提出，亞穩(wěn)孔
生長所需的質(zhì)量濃度是亞穩(wěn)孔生長的關(guān)鍵，在亞穩(wěn)
孔的生長期，孔的生長由孔口的擴散控制。當(dāng)孔內(nèi)
能維持亞穩(wěn)孑L生長的質(zhì)量濃度時，亞穩(wěn)孔會向深處
第3期 蘆金柱等．氣田集輸管線腐蝕及其防護
發(fā)展；但殘留的鈍化膜在應(yīng)力或溶解的作用下隨時
可能破裂，膜一旦破裂擴散突然加快，孔內(nèi)溶液質(zhì)
量濃度降至臨界之下，亞穩(wěn)孔發(fā)生再鈍化。膜的性
質(zhì)是決定亞穩(wěn)孔生長的主要因素，如果孔內(nèi)不能維
持溶解所需的質(zhì)量濃度高，小孔迅速鈍化，否則亞
穩(wěn)孔繼續(xù)發(fā)展，成為點蝕 引。許淳淳等 墻 研究
閉塞區(qū)時，指出閉塞區(qū)由于水解而處于酸性狀態(tài)，
Cl一維持電中性進入閉塞區(qū)，形成了閉塞區(qū)的濃溶
液，由于自催化作用使得腐蝕加深。
3 緩釋劑評價
緩釋劑采用商用氣田緩釋劑，XHH系列水溶
性緩蝕劑和油溶性緩釋劑、MY／IMC-30Q鈾井集
輸緩蝕阻垢劑(中科院沈陽防腐所提供)。根據(jù)使
用說明的最佳添加量進行高壓釜緩釋劑的緩蝕性
能評價，其中XHH系列水溶性緩釋劑最佳添加量
為180 mg／L，XHH系列油溶性緩釋劑為220 mr,／
L，MY／IMC-30Q緩蝕阻垢劑為160 mg／L。
緩釋劑的保護效率用緩釋效率(I)來表示，其
T， T，
公式為 ：，： ×100％
y0
式中：Vo為未添加緩釋劑時金屬的腐蝕速率，
g／(m ·h)；V為添加緩釋劑時金屬的腐蝕速率，
g／(m ·h)。
添加水溶性緩蝕劑、油溶性緩蝕劑、MY／
IMc—3OQ油井集輸緩蝕阻垢劑的高壓釜緩蝕實驗
數(shù)據(jù)分別見表7—9。從數(shù)據(jù)上分析可知3種緩釋
劑的緩蝕效果為：MY／IMC-30Q鈾井集輸緩蝕阻
垢劑的緩蝕效果最佳，達到了87．56％，XHH油溶
性緩釋劑的緩蝕效果最差為58．96％ ，MY／IMC一
30Q油井集輸緩蝕阻垢劑和XHH水溶性緩釋劑可
滿足現(xiàn)場工況的要求。
表7 20 g鋼緩蝕實驗結(jié)果
4 結(jié)論及建議
(i)20 g鋼在乙二醇溶液中的腐蝕情況屬于
尚耐蝕，耐蝕等級為6。造成腐蝕的主要原因是由
于氯離子的吸附引起的。
(2)對20 g鋼在乙二醇溶液中的緩蝕評價發(fā)
現(xiàn)，MY／IMC-30Q油井集輸緩蝕阻垢劑緩蝕效果
達到87．56％ ，可滿足實際工況的要求。
(3)氣田腐蝕因素主要是高礦化度地層水，以
· 26· 石油化工腐蝕與防護 第27卷
及回收過程中產(chǎn)生的Fe¨ ?？紤]到乙二醇多次回
收使用，建議對回收的含醇污水進行預(yù)處理。用氧
化絮凝／緩蝕阻垢技術(shù)u引，將污水中的油、Fe¨除
去，再用電滲析法或離子交換法¨ 對含醇污水
進行處理，降低污水中的Cl一和HC03-。
(4)最大限度降低腐蝕的影響，應(yīng)同時添加加
緩釋劑，確保集輸管線在設(shè)計的使用年期限內(nèi)，安
全穩(wěn)定運行。
參考文獻
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Research on Corrosion of Gas Gathering Pipelines in Gas Fields and Protection
Lu Jinzhu，Wang Bin，Zhou Dongmei，Sang Dongheng
College of Material Science and Engineering，
Southwest Petroleum University(Chengdu，Sichuan 610500)
Abstract：On the basis of previous studies and actual corrosion factors of gas field，autoclave was used to simulate the corrosion
behavior of site conditions on 20G steel in ethylene gb col solution，and corrosion inhibition was evaluated．The results show that the
20G steel in ethylene glycol solution is resistant to corrosion．The corosion is mainly caused by absorption of chlorine ions．Under
the efect of absorbed chlorine ions，the oxide films crack and corosion becomes deteriorated due to the poor protection performance
of the passivated films form．The test confirm that MY／IMC一30Q corrosion and fouling inhibitor can efectively mitigate the
corrosion of of gathering and transportation pipelines of oil fields and corosion inhibition rate is as hi曲as is 87．56％．
Keywords：ethylene glycol，chlorine ion，autoclave，corrosion，corrosion inhibition
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