气田集输管线腐蚀及其防护.pdfVIP

研 究 C石 油 化 工 腐 蚀 与 防 护 orrosion＆ProtectioninPetrochemicalIndustry 2 0 10 ，2 7 (3 ) ·2 2 · ，·+ 。。+ + 。+ 。+ + ”— 、 }综 合 } k · ． + 一+ 一+ 一+ -+ ··+ -+ 一 气 田集输管线腐蚀及其防护 芦金柱 王 斌 周冬梅 桑东恒 (西南石油大学材料科学与工程学院，四川 成都 610500) 摘要：结合前人研究和气田实际腐蚀因素分析，采用高压釜模拟现场工况对乙二醇溶液中20g钢 的腐蚀行为及缓蚀进行了评价。研究结果表明：2Og钢在 乙二醇溶液中属于尚耐蚀类型，其腐蚀的主 要原因是氯离子的吸附引起的。由于氯离子的吸附作用，氧化膜破裂，生成的钝化膜保护性较差，使 得腐蚀加剧。通过缓蚀实验表明，MY／IMC--30Q’油井集输缓蚀 阻垢剂能有效地减缓腐蚀，缓蚀率达 到 87．56％。 关键词：乙二醇 氯离子 高压釜 腐蚀 缓蚀 中图分类号：TE985．8 文献标识码：A 文章编号：1007—015X(2010}03-0022—05 国内某气 田共有6口气井，分布于沙漠地区， 保安全生产，对集输管线用钢在乙二醇溶液中的腐 冬夏温差悬殊，气候干燥，气体蒸发量和春秋两 蚀行为进行了研究。 季风沙较大，气 田属于凝析油含量极低、甲烷含量 较高的凝析气藏，具有 “二低一高”的特点。井 口 1 气 田腐蚀因素分析 温度为 24．64～37．47℃，井 口压力为 14．16～ 1．1 气体组分对腐蚀的影响 17．56MPa，在冬季常出现冻堵现象。针对气 田的 上述气 田所产天然气组分见表 1。该气藏中 实际情况，井 口采用注乙二醇防冻和节流降压工 不含Hs，含有少量的CO：。根据油气工业中CO： 艺。为了节省成本，对乙二醇进行回收处理循环使 分压判断CO 的腐蚀规律-】可知，当CO：的分压 用。由于地层水中氯离子含量很高，经三年的回收 小于0．021MPa，时，不产生腐蚀。将上述气井中 检测发现，贫液罐乙二醇溶液中Cl一的质量浓度已 CO含量换算成 CO 分压，其数值大约为0．0044 高达36516mg／L，乙二醇再生塔高温部分已经出 MPa，因此可以忽略CO：对腐蚀造成的影响。 现腐蚀现象。考虑到集输管线腐蚀的隐蔽性，为确 表 1 某A井区气藏天然气物性参数 P‘，％ 1．2地层水水质对腐蚀的影响 Cl一的HC03-溶液 中碳钢表面钝化，当加入 1000 张书平等 对长庆气 田气井腐蚀因素进行研 mg／L的C1一，自腐蚀 电位大约负移了300mV，碳 究时发现，地层水矿化度较高，增加了电化学中的 钢表面的钝化膜破坏 ；谷坛等 研究发现 Cl一质量 导电性，加速腐蚀过程；傅朝阳等 用灰关联法 对 浓度增大其腐蚀速率增大，随溶液矿化度的增大， 腐蚀环境进行分析时发现，地层水中HCO3-和pH 其腐蚀性更趋严重；黎洪珍等 对油管腐蚀原因 值是影响腐蚀的主要因素，主要原因是 HCO3-电 分析时发现，在集输管线中，凝析液、地层水、残酸 离出H 造成的电化学腐蚀，此方法未对 Cl一的交 中的Cl一能够击穿管壁上的液膜，与为击穿的地方 联．陛做出计算；CI一不是去极化剂，但在钢