油气集输防腐蚀设计.doc

郑 重 声 明本人呈交的学位论文，是在导师的指导下，独立进行研究工作所取得的成果，所有数据、图片资料真实可靠。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本学位论文的研究成果不包含他人享有著作权的内容。对本论文所涉及的研究工作做出贡献的其他个人和集体，均已在文中以明确的方式标明。本学位论文的知识产权归属于培养单位。本人签名： 日期： 摘 要 油田在开采过程中，原油和天然气从井口采出经分离、计量，集中输送到处理厂，含有少量的CO2和H2S的天然气也有直接进入输气干线的情况。在集输过程中管线设备受到湿天然气的电化学腐蚀和外壁土壤腐蚀，大气腐蚀，其中最危险的是H2S腐蚀，其次是CO2腐蚀，含CO2和H2S集气系统的腐蚀问题,已经影响天然气的正常输送,极大地影响天然气的输送效益。因此,急需研究解决措施,使现有含CO2和H2S的天然气正常输送,也为以后油田集气系统储备技术。本文从油田集气系统的腐蚀现状出发，深入研究了腐蚀产生的原因以及腐蚀特性，并提出了一系列切实可行的防腐蚀措施，针对集气管道外部由大气、土壤引起的腐蚀，提出了材料的选择、表面保护等具体的防腐措施。对油田集气系统中最主要的由CO2和H2S造成的管道内部腐蚀，也提出了涂层保护、添加缓蚀剂等具体的防护措施，对今后油田防腐蚀工作具有一定的指导意义。 关键字：天然气；输气干线；油田集气系统；防腐蚀措施i ABSTRACT In the process of mining the oilfield, crude oil and natural gas was exploited from the well; then, through separation and metering, they were transmitted to treatment plant. Part of the natural gas which containing a small amount ofCO2andH2Sgasalsohavedirectly enteredtogastransmissiontrunkline. In the process of gathering, the pipeline equipment was corroded by the electrochemical corrosion of wet gas, the outer wall soil corrosion and atmospheric corrosion. The most dangerous one is H2Scorrosion, followed byCO2corrosion. The corrosion of the gathering equipment which containing CO2and H2S has greatly affected the transmission and the output benefit of natural gas. Therefore, some measures should be put forward urgently to ensure the normal transmission of the existing gas and also reserve technology for the development of oil field gas collecting system. Starting from the present situation of corrosion of oilfield gathering system, this paper aims to study the roots and features of corrosion and put forward a series of practical anti-corrosion measurement. As for external corrosion of gas collecting pipeline, which was caused by the atmosphere and the soil, some anti-corrosion measures such as material selection and surface protection are put forward. For the internal corrosion of gas collecting pipeline, which was caused by CO2and H2S, also some specific protective measures such as coating protection and adding preservatives are put forward, which will be of great significance for the development of anti-corrosion of oil gathering system . Key words: natural gas；natural gas transmission pipeline；oilfield gathering system；corrosion protection measuresii目 录第1章 绪论1.1 油田集气系统腐蚀危害与防护现状11.1.1 腐蚀危害11.1.2防护现状1第2章 油田集气系统的腐蚀特性2.1油田集气系统的外部腐蚀特性32.1.1大气腐蚀特性32.1.2土壤腐蚀特性32.2油田集气系统内腐蚀特性42.2.1硫化氢腐蚀特性42.2.2 二氧化碳腐蚀特性5第3章 油田集气系统的腐蚀特性3.1大气腐蚀的影响因素及防护措施63.1.1大气腐蚀的影响因素63.1.2大气腐蚀的防腐设计73.2土壤腐蚀的影响因素及防腐设计83.2.1土壤腐蚀的影响因素93.2.2土壤腐蚀的防腐设计93.3其他外腐蚀仿佛设计10第4章 油田集气系统内腐蚀的防护措施4.1硫化氢腐蚀的影响因素及防腐设计124.1.1硫化氢腐蚀的影响因素124.1.2 硫化氢腐蚀的防腐设计12 4.2 二氧化碳腐蚀的影响因素及防腐设计134.2.1二氧化碳腐蚀的影响因素134.2.2二氧化碳腐蚀的防护设计14总结18参考文献19致 谢20 2第1章 绪论1.1 油田集气系统腐蚀危害与防护现状1.1.1 腐蚀危害 腐蚀现象普遍存在于油田集气系统中的方方面面，危害十分严重。在油田集气系统中，外部腐蚀主要是由外部环境引起的腐蚀，像大气、土壤对管道造成的二腐蚀，而内部主要是CO2和H2S造成的腐蚀，破坏十分严重。 管道腐蚀现象普遍存在于油田集气系统中，油田管道由于腐蚀而造成的事故，常常使得工作人员和附近居民的安全受到威胁。例如，1965年3月，美国一条输气管道因腐蚀破裂而着火，造成17人死亡。管道腐蚀还造成大量金属和能源的浪费，造成经济损失，还可能使有毒的物质流入环境，对环境造成污染，危害人民的身体健康。最后，腐蚀会造成重大的直接或间接的经济损失，据工业发达国家统计，因腐蚀造成的经济损失约占当年国民经济生产总值的1.5%4.2%。尽管油田集气系统采取了各种相应的腐蚀控制措施，但油田集气系统的腐蚀事故仍时有发生，据不完全统计：目前在役油气管道腐蚀事故频次约为0.8751.375次/（a1000km），高于国外0.080.16次/（a1000km）。1.1.2防护现状 1.外腐蚀保护 国内油气管道干线大多数采用防腐层与外加电流阴极保护进行外腐蚀控制。近两年来，中国油田集气系统基本上都施加了区域性阴极保护。 2.内腐蚀保护 除部分油田集输管道和储罐外，大多没有采用内腐蚀控制措施。 3.腐蚀控制管理 管道干线阴极保护系统一般每月检测沿线保护单位。以前，涂层检测与维护则相对被动，一般在发现问题(如阴极保护电位异常)后，进行检测和维护。 近年来，油田集气系统管道运营管理者已经开始系统地检测维护。 油田集气系统设施腐蚀控制系统除区域阴极保护系统定期检测外，基本部进行检测。一般是在发生腐蚀迹象后随站场设施的改造进行涂层更新。 腐蚀现象几乎遍及国民经济的一切领域，随着工业的迅速发展，腐蚀问题日益严重，腐蚀给国民经济带来巨大的损失和危害2。腐蚀对油田集气系统的危害也极大，不仅在于材料资源受到损失，对职工人身安全也会带来严重的威胁。学习和研究腐蚀理论的目的最终要为防腐技术服务， 努力克服腐蚀造成的危害、减少腐蚀损失是各工矿企业和广大工程技术人员所共同关心的问题和面临的紧迫任务。作为油气储运工作者， 除了具有丰富的油气储存和运输的专业知识外，还要掌握先进的防腐蚀技术，真正做到安全、保质、保量储存和运输油气资源。 第2章 油田集气系统的腐蚀特性 油田集气系统中的设备、管线，由于所处腐蚀环境因素比较复杂，大气和输送介质引起集气系统的较为严重的内外腐蚀，以下详细介绍其腐蚀特性。2.1油田集气系统的外部腐蚀特性油田集气系统的外部腐蚀是指集气设备与外部环境接触而发生的腐蚀过程，主要是大气和土壤引起的腐蚀。2.1.1大气腐蚀特性 1.大气腐蚀的电化学过程 （1）阳极过程 腐蚀的阳极过程，即金属作为阳极发生溶解的过程。在大气腐蚀的条件下，阳极过程的反应为： M+xH2OMxH2O+ne （2）阴极过程当金属集气管道发生大气腐蚀时，由于表面液膜层很薄，氧容易达到阴极表面，阴极过程以氧的去极化为主。在碱性或中性介质中，阴极过程反应为： O2+2H20+4e4OH在酸性介质中，阴极过程的反应式为： O2+4H+4e2H2O一般情况下，大气腐蚀会造成集气管道表面水膜的减薄，使得阳极去极化的作用也随之减弱。2.1.2土壤腐蚀特性 土壤溶液和溶解在土壤溶液里的氧化剂形成了腐蚀电池造成了土壤中的金属管道发生腐蚀。电化学腐蚀特性是，金属管道作为电子导体，电解质作为离子导体，金属管道与电解质接触形成电极系统，形成不同的电极反应，阳极反应是金属管道失电子形成对应离子，阴极反应是电解质中的氧化剂得电子。渐渐地，阴极反应的平衡电位变得将高于阳极反应的平衡电位时，便形成了自发放电的电池。而这个电池恰好被金属管道自身所短路，它就不断地运行，造成金属的腐蚀，所以就把它叫做腐蚀电池。这便是土壤中金属管道腐蚀的特性。 1.阳极过程对比较疏松的和干燥的土壤来说，随着氧的渗进土壤量增加，腐蚀过程主要由阳极过程来控制，这种腐蚀过程的特征与大气腐蚀的特征接近。金属管道在土壤中腐蚀的阳极过程为铁氧化成Fe，并发生Fe的水合作用： Fe+nH2O=FenH2O+2e只有在酸性较强的土壤中，才有相当数量的铁遇到强氧化剂被氧化成为Fe或Fe，以离子状态存在于土壤之中。在稳定的中性和碱性土壤中，由于Fe和OH之间的次生反应而生成Fe(OH)2：在阳极区有氧存在时，Fe(OH)2 能氧化成溶解度很小的Fe(OH)3： 4Fe(OH)2+O2+2H2O=4Fe(OH)3Fe(OH)3产物不稳定，它会转变成更加稳定的产物FeOOH，它是一种腐蚀产物3。2.阴极过程土壤中的金属管道，在发生土壤腐蚀时，阴极过程是氧的还原，在阴极区域生成OH离子： O2+2H2O+4e4OH2.2油田集气系统内腐蚀特性 油田集气系统的内部腐蚀是指集气设备与输送介质接触而发生的腐蚀过程，主要是天然气中所含的CO2和H2S引起的腐蚀。2.2.1 H2S腐蚀特性 与二氧化碳和氧相比，H2S在水中的溶解度最高。天然气集输系统中常有水存在，H2S会发生电离反应，其在水中的电离反应为： H2SH+HS HSH+S 在硫化铁溶液中，含有S、HS、H和H2S分子。它们对金属管道的腐蚀是氢去极化过程 阳极反应 FeFe+2e 阴极反应 2H+2eHad + Had H2 Hab钢中扩散 阴极的反应产物： xFe+yH2SFexSy+2yH 式中 Had-钢表面上吸附的氢原子； Hab-钢中吸收的氢原子； FexSy-各种硫化铁的通式；2.2.2 二氧化碳腐蚀特性 二氧化碳腐蚀特性的研究从发现该腐蚀问题就开始了，但由于油田集气系统在CO2环境中的腐蚀特性比较复杂，其腐蚀受到诸多因素影响，许多专家都提出了自己的观点，但到目前为止，还没有对二氧化碳腐蚀特性作出一个完全明确的结论。二氧化碳的腐蚀特性可以简单理解为二氧化碳溶于水生成碳酸引起的电化学腐蚀。 当湿天然气中有CO2存在时，很容易形成碳酸，碳酸很不稳定，易分解为氢离子和碳酸根离子，使得湿天然气呈弱酸性，由于H离子的量增多，就会产生氢去极化腐蚀。从电化学的角度看，就是含有酸性物质而引起的氢去极化腐蚀。此时腐蚀过程的阴极反应为： 2H+2eH2阳极反应为： FeFe+2e金属管道受二氧化碳腐蚀而生成的腐蚀产物都是易容的，在金属表面不易形成保护膜4。游离二氧化碳腐蚀受温度的影响较大，因为温度升高时，碳酸的电离度增大，所以温度升高会大大促进腐蚀。第3章 油田集气系统外腐蚀的防腐设计 在油田集气系统中，影响金属管道腐蚀的因素非常复杂，由于金属管道所处的环境不同，造成管道腐蚀的原因也就不同。对于外腐蚀而言，主要是由大气、土壤等外部环境引起的。3.1大气腐蚀的影响因素及防护措施3.1.1大气腐蚀的影响因素 大气腐蚀的影响因素比较复杂，但主要受环境的湿度，温度及大气中污染物及腐蚀产物等的影响。 1.大气相对湿度的影响 大气腐蚀性和其含水量关系极大。干大气中，金属管道腐蚀很微小，因为缺乏水作为导电环境。大气含水量常用相对湿度表示，当相对湿度达到100%时，大气中的水蒸气会凝结成水滴，凝聚在金属表面形成水膜。即使相对湿度小于100%，由于毛细管凝聚的作用，似使得水蒸气也可以在管道表面形成看不见的水膜。水膜一旦生成，对管道在大气中的腐蚀起着很重要的作用。多数集气管道都存在一个临界湿度，若湿度高于临界湿度，金属管道的腐蚀速率迅速增大。临界湿度与金属管道和腐蚀产物的性质有关。金属表面凝聚水膜并非纯净水，多数是含空气和盐类的电解液，有较强腐蚀性。临界相对湿度是金属管道大气腐蚀的重要参数，大气腐蚀随大气含水量增加不断增大，接近饱和时，这种增大越来越慢，变成稳定4。 2.温度和温度差的影响 温度对受大气腐蚀的金属管道影响很大并且比较复杂。一般表现在温度越高，则大气对金属管道腐蚀速率就越快；但是，若温度的升高足以使金属管道表面的水膜干燥，则可以降低大气腐蚀速率 。 温度的变化即温差的存在对大气腐蚀的影响更大些，因为温差的存在会使水蒸气在金属表面上凝聚成水膜，造成大气腐蚀条件。 3.大气成分的影响 大气由多种稳定气体组成。它们基本没有腐蚀性。大气的腐蚀性主要来自水汽及其他杂质，例如工业废气等，它们对金属管道的腐蚀具有很大的影响性。 4.固体颗粒、表面状态等因素的影响 固体颗粒的组成较为复杂，它们对大气腐蚀的影响因素主要有三种方式： （1）颗粒具有腐蚀性； （2）颗粒无腐蚀性，却能吸附腐蚀性物质，间接地加速腐蚀； （3）颗粒本身既无腐蚀性又不具有吸附性，但由于造成毛细管缝隙，使金属管道表面形成电解液薄膜，形成氧浓差的局部腐蚀条件，也会促使金属的腐蚀速率加快；3.1.2大气腐蚀的防腐设计 1. 材料的选择 材料是有效抑制金属管道腐蚀的手段之一，又是一项细致而又复杂的技术，主要应根据管道所处的环境、来选择适用防腐层、耐蚀金属及非金属，同时比较其经济性5。既要考虑工艺条件及生产中可能产生的各种影响因素，又要考虑材料的结构，性质及其经济性。在油田集气系统中，正确选择防腐层、金属材料及非金属材料是非常重要的。 （1）油田集气系统常用的金属材料在油田集气系统中，考虑到经济性，通常情况下，油田集气系统常采用普通铁，借助其他防腐手段，如采用防腐层。油田集气系统常用的金属材料如下： 适用于输气管道的钢材。有10、20、30、Q253（A3、A3R)、09MnZV、16Mn、16MnSi、11MR等。 耐大气腐蚀的低合金钢。有16MnCu、10MnSiCu等。 大量科学实验表面，在钢中加入Cu、P、Cr等元素，可以改善材料的耐大气腐蚀性能。所以说，在钢中加入 Cu、P、Cr等元素来提高金属集气管道的抗腐蚀能力是一不错的选择。 （2）油田集气系统常用的非金属材料 耐腐蚀的非金属材料很多，如防腐层、工程塑料、玻璃钢衬里、水泥、石墨、橡胶、陶瓷等，这些材料广泛用在衬里和耐蚀部件上。除防腐层外，用量最大的是玻璃钢抽油杆，玻璃钢管等。油田集输管线、油管及套管都可使用玻璃钢管。我国有好几个油田在腐蚀较强的环境中用玻璃钢管代替钢管。如胜利油田为防止污水对管道的严重腐蚀，1991年6月至9月在新建的坝河污水站安装了直径为80450mm的不同规格的玻璃钢管道2440m，管件178个。1991年9月玻璃钢管道投入运行，十几年来运行良好。这些经验表明，对强腐蚀介质，宜采用玻璃钢管，尤其是在强腐蚀区的站内管道系统和施工条件复杂的集输管道，玻璃钢更有优越性6。 2.表面保护 在油田集气系统中，人们常常采用表面保护层使潮湿空气与金属管道隔离，这种方法是防止大气腐蚀的有效手段。最常用的方法是在金属管道表面施用覆盖层，覆盖层的作用在于使金属管道与周围介质隔离开来，从而阻止金属表面层上腐蚀微电池的作用，以防止或减少金属管道的腐蚀。覆盖层在油气田的腐蚀控制中占有十分重要的位置，在油田集气系统中使用的金属管道，一般均使用覆盖层防腐。常用的覆盖层分为金属覆盖层和非金属覆盖层。 （1）金属覆盖层 金属覆盖层可分为阳极覆盖层和阴极覆盖层。选用金属覆盖层时，要根据管道的类型、所处的环境来确定金属覆盖层的材料类型，选择时应遵循金属覆盖层具有良好的耐腐蚀，满足运行条件和环境介质的要求，金属覆盖层与金属管道的性能适应性要好，此外还应考虑工艺技术的可行性和经济上的合理性。金属覆盖层的制造方法，主要有热浸镀、渗镀、电镀、刷镀、化学镀、包镀、机械镀、热喷镀等7。 （2）非金属覆盖层 非金属覆盖层技术是将非金属涂料覆盖于材料表面形成具有一定功能并牢固附着的连续薄膜，以保护和装饰基体材料的方法。涂料在材料表面涂覆成膜的施工就成为涂装。非金属覆盖层技术又包括有机涂层技术、无机涂层技术和转化膜技术。国内外埋地管道有机防腐材料主要有溶解环氧粉末、聚乙烯涂层、聚乙烯胶带、煤焦油磁漆、石油沥青等。 溶解环氧粉末涂层具有良好的粘结力、防腐蚀性及良好的耐温性。其优异的抗阴极剥落性和涂层屏蔽作用，能很好地与阴极相互配合。所以说，溶解环氧粉末是一种很好的非金属涂层材料，在油田集气系统的防护中得以广泛应用。 3.2土壤腐蚀的影响因素及防腐设计 金属管道在土壤中的腐蚀是油田集气设施严重腐蚀问题之一，它会造成巨大的经济损失。正因为这样，各国都飞常重视材料的土壤腐蚀试验与研究工作。3.2.1土壤腐蚀的影响因素 不同的土壤的，由于所处的环境差异很大，造成腐蚀性差别极大，影响土壤腐蚀因素很多，主要是土壤性质的影响。 1. 土壤性质的影响 （1)土壤中含水量的影响 任何土壤中都含有水分和可溶性盐，可溶性盐溶解在水中形成电解液。土壤中的水分与土壤的组分结合阻碍了氧的扩散。土壤的导电性与土壤的含水量度有关。土壤含水量越少，其电阻就越大。土壤含水量越多，电阻就越小。 （2）盐分的影响 土壤中一般含有硫酸盐、硝酸盐和氧化物等无机盐类，这些盐大多数是可溶的，土壤中可溶性盐分的总含量一般不超过2%。随着盐含量增大，溶液导电性越高，对金属管道的腐蚀性越大。 （3）含氧量的影响 土壤的透气性好，含氧量就高，由于氧和水的存在，使得金属管道的腐蚀加快。 （4）pH值影响 根据土壤pH的范围，可将土壤可分为酸性土壤、中性土壤和碱性土壤。一般情况下,pH值越低，土壤的腐蚀性越大。 (5) 微生物的影响 有些细菌的存在可能会导致土壤理化性质的不均匀性，造成氧浓差电池腐蚀，微生物参与土壤腐蚀，使土壤腐蚀，其中最重要的是硫酸盐还原菌、硫杆菌和铁杆菌，这些细菌在生命活动过程中会产生硫化氢、二氧化碳等酸性物质，这些物质可腐蚀金属管道，细菌还能参与腐蚀的电化学过程。从而是土壤腐蚀加剧。3.2.2土壤腐蚀的防腐设计 1.绝缘性保护层 绝缘性保护层广泛应用于油田集气系统中，是防止地下金属管道腐蚀的常用方法。常用的绝缘性保护层是石油沥青和煤焦油沥青。近年来，性能更好的涂层也应用于油田集气系统，如环氧煤沥青涂层、环氧粉末涂层、泡沫塑料防腐保温层等。 2.阴极保护 在油田集气系统中，阴极保护是防止金属管道腐蚀的很有效方法。 具体的做法是把所要保护的管道看成一个阴极整体，整个保护区域便是一个统一的保护系统。阴极通电点一般设在保护站较近的管道上，各类管道既是被保护对象，又会传送电流。这种保护系统的既有优点也有缺点，优点有避免了干扰的产生，投资少。缺点有保护电流不易分配均匀、对阳极的布置要求较严格，电能消耗较多。 阴极保护现状同样也广泛用于地下管道的保护，通常是将绝缘性保护层与阴极保护联合使用，从而起到更好的防腐蚀效果。 3.改良土壤 想办法土壤的腐蚀性，使土壤呈中性，会大大提高管道的抗腐蚀性，如在酸性土壤中加入石灰。 4.控制微生物腐蚀 在土壤中投加杀菌剂，使管道周围的环境不利于菌类生长繁殖，降低微生物腐蚀的危害。3.3其他外腐蚀防护措施 1.合理的设计 防腐蚀施工方案的选择要考虑各种因素，如技术的可行性、经济合理性及施工简化等。 2.工艺流程的改进 油田集气系统中很多腐蚀问题与生产工艺流程密不可分，如果工艺流程和布置不合理，就会造成许多难以解决的腐蚀问题。改进工艺流程具体方法有： （1）除去天然气输送中的水分以降低腐蚀性。 （3）严格清污分柱，减少垢的形成，避免垢下腐蚀。 （3）定期对管线进行清洗，把管线内的沉积物清除掉会减少管线的腐蚀。 由于常温干燥的天然气对金属管道腐蚀很小，而带了水分时则对金属管道的腐蚀加重，在工艺流程中应尽量降低原天然气的含水量。所以，天然气在输送时，首先用干燥剂除去天然气中的水分，然后再进行输送，会大大降低金属管道的腐蚀。第4章 油田集气系统内腐蚀的防护措施在油田集气系统中，最主要的腐蚀是由天然气中附带的CO2和H2S引起的腐蚀，以下主要介绍CO2腐蚀和H2S腐蚀。4.1硫化氢蚀的影响因素及防护措施4.1.1硫化氢腐蚀的影响因素 1.H2S的浓度的影响如果在金属管道表面存在FeS保护膜，当H2S超过一定值时，腐蚀速率会下降，高浓度H2S不一定比低浓度H2S腐蚀更严重。H2S浓度达到1800mg/L以后，对腐蚀速率几乎没有影响。如果含硫化氢介质中还含有二氧化碳、氯离子时，将大大提高硫化氢对金属管道的腐蚀速率。2.pH值的影响硫化氢遇水发生电离反应，使氢离子浓度增大，水溶液的pH下降，直接影响着金属管道的腐蚀速率，通常表现在当pH值小于6时，钢铁的腐蚀速率高；当pH大于6时，区域管内，管材的寿命很少超过二十年8。3.温度的影响温度对管道腐蚀的影响非常复杂。如果温度比较低，金属管道在硫化氢水溶液中的腐蚀速率通常是随温度的升高而增大9。4.CO2浓度的影响CO2与水结合，形成碳酸，使介质的pH值下降，很大程度上影响金属管道的腐蚀。4.1.2 H2S腐蚀的防腐设计 1.添加缓蚀剂大量实验表明，合理地添加缓蚀剂，有利于防止H2S等酸性气体对油田集气设施的腐蚀。 （1）选用原则天然气在输送过程中，在不同的输送阶段，管内压力、流速都发生了很大的变化。因此，为了能正确选取适用于特定系统的缓蚀剂，需要遵循以下原则：根据所以防护的金属和介质的组成、运行参数及可能发生的腐蚀类型选取不同类型的缓蚀剂；选用的缓蚀剂应能溶于硫化氢酸性溶液中，并且在硫化氢酸性溶液中具有分散能力，才能有效达到管道表面，发挥缓蚀作用。 选用的缓蚀剂应与其他添加剂具有良好的兼容性；要考虑添加工艺的要求；要考虑对天然气集输和加工工艺可能造成的有害影响及费用等。 （2）缓蚀剂注入与腐蚀监控缓蚀剂注入的方法和注入位置的选择十分重要，缓蚀剂的注入通常采用连续式或间歇式两种，其中间歇式注入比较普遍。如果缓蚀剂没有到达腐蚀区，便起不到保护作用。用正确的方式加入缓蚀剂，缓蚀剂的防腐效果才可以展现。在油田集气系统中，常常设置腐蚀监测系统，用来监测腐蚀速率的变化，以调整缓蚀剂的添加方案，确保腐蚀得到较好的控制10。2.覆盖层和衬里覆盖层和衬里把金属管道和含硫化氢酸性天然气隔开，从而起到防止腐蚀作用，环氧树脂、聚氨酯以及环氧粉末等都常用于油田集气系统的内防腐覆盖层和衬里。3.耐蚀材料近年来，非金属耐蚀材料发展很快，如热塑性工程塑料型、环氧型和热固性增强塑料型管材等，很适合腐蚀性强的系统，已迅速地应用于油气田强腐蚀性系统。耐蚀合金虽然价格昂贵，但使用寿命长。4.工艺控制措施 （1）脱水含H2S天然气在输送时，经过脱水处理后，因不具备电解质溶液性能，所以就不会发生电化学反应，使腐蚀终止。 （2）定期清管对于天然气集输管线，用清管器集输管线进行定期清洗，清除除管内的污物和沉积物，从而达到减弱腐蚀的效果11。4.2 CO2腐蚀的影响因素及防腐设计4.2.1二氧化碳腐蚀的影响因素 二氧化碳腐蚀一直是石油和天然气工业生产中的主要问题。它腐蚀过程是一个复杂的电化学过程，影响二氧化碳腐蚀因素有多种，除了主要的二氧化碳分压、温度等的影响，还有流速、介质组成、PH值等的影响。这些因素可导致集气系统的多种腐蚀破坏，造成严重事故。 1.CO2分压的影响 CO2分压常作为衡量二氧化碳腐蚀性的一个重要参数。当分压低于20kPa时，对金属管道的腐蚀影响很小，腐蚀可以忽略;当CO2分压为20kPa到21kPa时，开始发生腐蚀。CO2分压高于21kPa时，发生严重腐蚀。对于金属集气管道，腐蚀速率随CO2分压的增加而增大12。 2. 温度的影响 温度对二氧化碳腐蚀的影响十分重要而复杂。高温能加快电化学反应，铁离子的溶解速率随温度的升高而加大，从而加速腐蚀。试验表明：当温度低于60时，由于温度很低，不能形成保护性的腐蚀产物膜，以均匀腐蚀为主。当温度在100附近，腐蚀产物FeCO3，不均匀，易破损，则局部孔蚀严重;当温度高于150时，腐蚀产物为FeCO3和Fe3O4组成，质地细致、紧密、附着力强，于是有一定的保护性，则腐蚀率下降13。 3.硫化氢的影响 H2S和CO2是油气工业中主要的腐蚀气体。硫化氢对二氧化碳腐蚀的影响表现为：在低浓度时，硫化氢可以直接参加阴极反应，导致腐蚀加剧；在高浓度时，硫化氢可以与铁反应生成FeS膜，从而减缓腐蚀。4.2.2 二氧化碳腐蚀的防护设计 二氧化碳腐蚀一直是石油和天然气工业生产的主要问题。早在1940年，油井中的CO2腐蚀作用在美国路易斯安那州和德克萨斯州发现，以后在荷兰、德国、北海、几内亚湾以及加利福利亚也都遇到同样的问题。气井都存在CO2腐蚀问题，但由于当时油气田管理者对频繁发生的CO2腐蚀问题重视不够，因此，给油气田的正常开发造成了巨大的经济损失。 目前，采用抗蚀的金属材料是防止CO2腐蚀的主要措施，表面涂层保护，加缓蚀剂，除去水氧和其他杂质以及通过适当的系统和设备设计尽量避免或减轻各种加速腐蚀的因素等等。这些措施应该在着手设计管线时就决定，如地面设备管线是否采用昂贵的抗蚀材料或进行涂层保护。 1. 耐腐蚀材料的选择 耐CO2腐蚀管道材料的选择一般都是按照API Spec 5CT的规定，根据输气压等条件，选择不同强度级别的输气管。对油田集气系统运输作业无影响，且工艺简单。我国多数油田在CO2腐蚀环境中使用的是J55、N58、P105等一般碳钢管。 从表4-1所列部分耐蚀钢材的适用环境可以看出，铁金属材料从碳钢到高合金钢已被广泛地用作含CO2油气生成系统的结构材料。IFE发现，管材中含有少量的铬有助于防止CO2腐蚀，但过量含铬则不利于焊接处理，目正在研究铬的最佳含量。 表4-1部分耐腐蚀钢材的适用范围腐蚀材料适用环境9Cr-1Mo，304不锈钢用在退火困难的环境下，如热交换器Monel应力腐蚀破坏环境316不锈钢，9Cr，9Ni，Ni-Cu，Ni-Fe-Cr，Ni-Cr-Cu，Hastelloogs，Incond 625 湿CO2环境中碳钢和低合金钢低CO2分压或经充分涂层或含抑制剂的环境34Mo317不锈钢含氯化物的湿CO2环境2225Cr（）双相不锈钢含CO2油气的井下管系 在湿二氧化碳环境中，即使在较高的二氧化碳分压下，不锈钢是很耐腐蚀的。316不锈钢在湿二氧化碳环境中实用性良好。在含氯化物的湿CO2环境中，含3%4%Mo的317不锈钢耐腐蚀能力最强。在H2O-CO2-Cl-系统中应用高Cr含量的钢，例如9Cr1Mo和1Cr马氏体钢或2225Cr(）双相不锈钢，它们即可适用于溶蚀相，又适用于溶蚀相，又适用于高流速（超过26m/s）的两相流中。 不锈钢与碳钢的价格有很大的差距，所以人们还是在试图寻找碳钢的防护措施。我国选择用钢的高压输送管线是从20世纪63年代开始的，铺设了四川天然气管道和大庆到北京的管线。实践表明，采用16Mn热轧板卷制成的螺纹焊接管，这种管材用于含CO2和H2S的天然气输送是不合适的，它引起了一系列的重大恶性事故，后改用从日本进口的TS52K钢，实际上它是一种新型的控轧管线用钢板。 采用综合的腐蚀速率来制定材料的选择原则，归纳如下： （1）低腐蚀率。使用碳钢，可能留有腐蚀裕量。 （2）中等腐蚀率。使用碳钢并留有腐蚀裕量，化学处理。 （3）高腐蚀率。使用耐蚀合金钢。 含珠光铁素体微观结构的J55型钢有良好的抗局部腐蚀性，可能是由于腐蚀产物上Fe3C膜的固着效应所产生的结果。 2.涂层保护 在近几十年，涂层技术快速的发展，比如防腐层技术的研发，其结构上向着多层复合型发展（如三层PE防护层），高固体分溶剂型涂料和水基涂料在油田集气系统中得以很好的应用。高固体分溶剂型涂料主要是采用环氧体系制成，最常用的是低相对分子质量固态环氧树脂和酰胺二聚体制成的涂料。这种涂料有着很好的防腐蚀性，开发此防腐层的目的是降低成本，减少环境污染。目前，由于各种原因，水基涂料还没有在油田集气系统中得到广泛应用。 为了有效低防止管道内腐蚀，国外普遍采用防腐蚀的内涂层，涂层技术对集气系统的生产影响相对较小，成本低，使用方便，因此在油田集气系统防腐蚀过程中应用也很广泛。在管道容器的内壁采用树脂、塑料等涂层衬里保护，已经成为防止腐蚀的常用方法，该种方法用无机和有机胶体混合物溶液，通过涂敷或其他方法覆盖在金属表面，经过固化在金属表面形成一层薄膜，使物体免受外环境的腐蚀。 3.缓蚀剂防腐 缓蚀剂在使用过程中，按其与所有溶剂互溶情况，分为油溶性缓蚀剂和水溶性缓蚀剂。油溶性缓蚀剂是指缓蚀剂只能分散溶解于油中，水溶性缓蚀剂是指缓蚀剂均匀地分散在水中起缓蚀作用。国外常用的缓蚀剂是康托尔系列缓蚀剂和2VJ-612型缓蚀剂，对控制CO2腐蚀起到较好的效果。国内常用WSI-02型缓蚀剂来抵抗二氧化碳腐蚀。含有氮、磷和硫分子的缓蚀剂对CO2的腐蚀控制效果更好。缓蚀剂广泛用于湿CO2油田集气系统中。 4.其他防腐蚀措施 （1）去除杂质有些杂质如水的存在会加剧二氧化碳的腐蚀。因此，在油田集气系统中，进行二氧化碳腐蚀的防护工作时，应想尽一切办法将这些杂质除去。脱水是最有效的防腐方法。 （2）增大pH值 在pH值在7左右条件下，铁离子的溶解度非常小，从而更容易形成保护膜，同时Fe溶解度降低，意味着保护膜不易被溶解。保护膜一旦形成，便不容易被除去，向凝结物中人为地添加pH值稳定剂或同时使用水化物抑制剂，可使高达1020mm/a的腐蚀速率降低到合乎要求的程度，这一技术已经在ELF Aquitaine公司和挪威北海的里弗哥油田得到实际应用14。 （3）降低温度 当温度在80C以内，腐蚀速率随温度的升高而增大，所以降低温度也是抑制CO2腐蚀的一种方法。 （4）定期检测与实时维护和保养 定期对输气管线进行腐蚀