CO2腐蚀机理及气田防腐办法

1-CO2腐蚀机理及某气田防腐措施目录一、前言…………………4二、某气田概况…………………5三、CO2的腐蚀机理……6四、影响CO2腐蚀的主要参数…………7五、CO2腐蚀控制……14六、某气田设计中采取的防腐措施……………17七、某气田腐蚀现状及原因分析对比……………21八、某气田防腐存在的问题及建议………………23九、结论………………27摘要在天然气的开发和加工利用过程中，各类管道遭受腐蚀是最常见的现象，近10年来，含CO2、H2S、Cl-及水化物等多种腐蚀介质的油气田相继出现，不仅给油气田的开发带来了巨大的经济损失，同时也造成了一定的安全隐患和环境污染。近年来，随着天然气的广泛使用推广，全国各大气田的开发逐步深入，CO2腐蚀问题也就显的越来越重要了，这是因为目前对于全国油田来说，天然气中大多不含H2S而含一定量的CO2，且CO2腐蚀不仅存在于天然气输送过程中，在天然气井的开发生产过程中也时常发生。由于CO2引起钢铁迅速而严重的腐蚀，使得管道和设备发生早期腐蚀失效并往往造成巨大的经济损失和严重的社会后果，因此CO2的腐蚀与防护研究已成为油田防腐的重要课题。关键词：天然气，CO2，腐蚀，防腐措施一、前言在天然气的开发和加工利用过程中，各类管道遭受腐蚀是最常见的现象，近10年来，含CO2、H2S、Cl-及水化物等多种腐蚀介质的油气田相继出现，不仅给油气田的开发带来了巨大的经济损失，同时也造成了一定的安全隐患和环境污染。近年来，随着天然气的广泛使用推广，全国各大气田的开发逐步深入，CO2腐蚀问题也就显的越来越重要了，这是因为目前对于全国油田来说，天然气中大多不含H2S而含一定量的CO2，且CO2腐蚀不仅存在于天然气输送过程中，在天然气井的开发生产过程中也时常发生。由于CO2引起钢铁迅速而严重的腐蚀，使得管道和设备发生早期腐蚀失效并往往造成巨大的经济损失和严重的社会后果，因此CO2的腐蚀与防护研究已成为油田防腐的重要课题。腐蚀是油气生产和运送设施有关的天然的潜在危害。它来自于这样一个事实，即水相通常与油和（或）气有关。而这种水相固有的腐蚀性又决定于未溶解的酸气的浓度和水化学性质。H2S、CO2、盐水和（或）含有碳氢元素的冷凝水的出现不仅能够产生腐蚀，而且还可能由于氢原子被上吸进入钢体而导致自然条件破坏。CO2通常出现在产出的流体中，而且尽管它不会引起与H2S有关的重大危害，但它的出现也能导致非常高的腐蚀速率，特别是那些使用碳钢和低合金钢的地方。实际上目前CO2腐蚀或“无硫腐蚀”是油气生产中所遇到的最普通的一种侵蚀形式，而且也是在碳钢和低合金钢的应用中需主要考虑的因素。二、某气田概况 某气田是西气东输工程的主力气源地，气田位于新疆全国盆地北缘的拜城县境内。海拔高度1400米至1600米，该地区属温带大陆型气候。该气田构造位于塔里木盆地北缘库车坳陷北部克拉苏—依奇克里克构造带中西部，气田采用衰竭式开采方式，年产气能力为107．6×108m3，稳产年限10－17年，可持续供气至2034年。采气速度控制在4%以内，采收率为85％，2011年开始见地层水，该气田是西气东输的主力气田之一，其地面工程项目是将该气田的天然气输往上海的一条重要的内部集输管网。气田将生产气井生产的天然气通过集输管线输至中央处理厂进行脱水、脱烃处理。该气田地层水Cl－浓度高达100677mg/L，属CaCl2型，溶解气含量3.075m3/m3H2O，属密闭型地层水。开发前期无气田水，天然气中水气比约2.8g/m3，气田开发中后期气田每天产水量1000m3，单井最高产水量400m3集输管线设计压力14MPa，H2S分压为0.0000033MPa，远低于NACE（美国腐蚀工程师协会）MR0175中规定的酸气环境分压0.0003MPa，不属于酸性环境，所以不考虑H2S腐蚀。气田气体中CO2含量为0.72%，分压为0.6MPa，pH值为5.91~7.23。因此在材料的选择上主要考虑CO2和Cl－的腐蚀。三、CO2的腐蚀机理CO2腐蚀长期以来一直被认为是一个问题，而且已经进行了广泛的研究。在油气生产系统中的温度下，干CO2本身不具有腐蚀性，但当其溶于水时，它就具有腐蚀性，通过水，它可以在钢和与钢接触的水之间产生化学反应。CO2极易溶于水和盐水，但是还应该记住的是它在碳氢化合物中的溶解性更大——在碳氢化合物中，它的潜在溶解性为3：1。许多情况下，油气藏中也含有大量的CO2，碳氢化合物流体在水相被采出，结果，随着碳氢化合物的采出，CO2将溶于水，并将腐蚀碳钢。CO2溶于水得到碳酸，和无机酸相比，它是一种弱酸，因为它不能完全溶解。各种机理对腐蚀过程都进行了假设，但都包含有CO2溶于水中所形成的碳酸或碳酸氢根离子——这导致的腐蚀速度比在强酸中以相同pH值所得到的腐蚀速度还高。碳酸反应的步骤可以概括如下：CO2（气）+H2O→CO2（溶解）CO2（溶解）+H2O←→H2CO3←→H++HCO3—由deWaard假定的机理也许是众所周知的：H2CO3+e-→H+HCO3—2H→H2钢的反应：Fe→Fe2++2e-结果：CO2+H2O+Fe→FeCO3（碳酸铁）+H2目前对CO2腐蚀机理的理解还存在着一些争论，但是很明显，溶解的物质包含在腐蚀反应中，也就是说最终腐蚀速率取决于CO2气体的分压，这将决定溶液的pH值和溶解物的浓度。实际上，电化学反应的整个过程比在这里所概述的要复杂的多，但是电化学反应速度主要取决于pH值和溶解的CO2。CO2腐蚀主要存在三种形式：蚀坑、台面侵蚀和流动诱导局部腐蚀。四、影响CO2腐蚀的主要参数CO2腐蚀受许多因素影响，包括环境的、冶金的以及水动力学方面的参数等。下面我们将从几个方面论述一下影响CO2腐蚀的主要参数。1、水的润湿性：产生CO2腐蚀必须有水的存在，而且必须润湿钢铁的表面，当钢铁表面被水润湿后，CO2腐蚀的严重程度则与时间成正比，所以含水率是一个非常重要的影响因素。不过含水率对腐蚀的影响还必须与流速和流动状态紧密联系起来。在油水系统中，将会形成乳状液，如果形成了油包水乳状液，那么水将被包裹在乳状液内，避免了管线润湿，继而大大降低了腐蚀速度。如果情况刚好相反，形成的是水包油乳状液，管线将会被润湿。影响水润湿性的主要参数有：①、油水比。②、流速和流态。③、表面特征（粗糙程度、洁净程度）。④、水的析出点。⑤、由于流体剖面（拐弯、焊缝）改变而引出的水分线。⑥、第三方介入（混合效应）。在对水的润湿性的考察中，我们需要考虑水的特征和烃的特征。⑴、水的特征：随着油气一同采出的水主要有两大来源：1、凝析水：由汽化水蒸气凝结而成。2、地层水：由产油气井流体夹带出来的地层盐水。地层水中含盐量大小的不同影响着湿相含CO2碳氢化合物的pH值，因碳酸盐能有效的增加系统的pH值，减缓含CO2液体的潜在危害，所以碳酸氢盐可以说是非常有用的。⑵、烃的特征：原油可以通过形成油包水乳状液，有效的把水圈闭起来，防止水润湿和腐蚀钢铁表面，而当含水量或其他参数发生变化后，有可能形成水包油乳状液，结果导致钢铁表面被润湿。原油形成稳定的乳状液的能力取决于油的化学特性，特别是他的相对密度、粘度、流速、系统的压力、温度和流动环境。较轻的烃类凝析油没有原油夹带水的能力强，它所形成的乳状液较为脆弱，容易破碎，从而导致水润湿。在管线的底部即使在低含水状态下（如小于5%），水从油中也可以分离出来。因此，为了防止管道腐蚀，必须定时清洗管道以保证分离出来的水可以被及时的、有效的清除，特别是在进入油气田开发后期以后，流速大大降低时，更应该重视这个问题。2、CO2分压CO2溶解于水相生成碳酸，与管道表面发生化学反应，产生CO2腐蚀——但是气相CO2不会发生反应。水中CO2含量与气液平衡中CO2的分压紧密相关，因此，预测CO2腐蚀速度应以气相中的CO2分压为基础。严格的讲，对CO2腐蚀产生重要影响的是CO2在水相中的热运动，而不是它的浓度，这种运动将会随水相中由化学成分决定的浓度而变化。通常认为，当CO2分压超过20KPa时，流体具有腐蚀性，这是一条判别准则。在较低温度下（低于60℃)，由于温度较低，没有完善的FeCO3保护膜，腐蚀速度随CO2分压的增大而加大。在100℃左右，FeCO3膜的保护不完全，出现坑蚀等局部腐蚀，其腐蚀速度也随CO2分压的增大而加大。在150℃3、流速流速对CO2腐蚀的影响较为复杂，高流速增大了腐蚀介质到达金属表面的传质速率，且高流速会阻碍表面成膜，随着流速的增大，腐蚀速度增加，但随着流速的增大，又能促进可钝化金属的钝化过程，从而提高耐蚀性。对于每一种材料都有一个临界流速，是金属表面保护膜得失的分界线，不同的测量条件，临界流速不同。腐蚀速率与流速的经验公式如下：Vcorr=B*Vn式中Vcorr为腐蚀速度，V为流速，B为常数，n为指数，通常值取0.8。4、温度在湿相CO2环境下的碳素钢和低合金钢的腐蚀都可以导致生成碳酸铁盐这种反应产物。近期研究表明，可以先将一种碳化铁基质暴露在受腐蚀的管道表面，形成一层可以保护下面金属的碳酸盐垢层，这种碳酸盐垢层的形成过程和保护作用受多种因素的影响。在较高温度下（如80决定腐蚀速度的关键因素是扩散过程。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。当温度低于60~70℃时，腐蚀速度将会随着温度的升高而加大；当温度高于80~温度与腐蚀速度的关系5、pH值pH值是影响碳和低合金钢腐蚀的一个重要因素，它不仅影响电化学反应，而且还影响腐蚀生成物和其他物质的沉淀。在特定的生成条件下，结合的水相物中含有的盐分能够缓冲pH值，从而减缓腐蚀速度，使保护膜或锈类物质沉淀更容易形成。裸露的金属表面是最易受腐蚀的，试验表明在裸露的金属表面pH值低的情况下（pH＜4.5），溶液中H+的减少对阴极反应起决定的作用，pH值高的情况下溶解的CO2含量对阴极反应起决定作用。pH值与腐蚀速度的关系6、碳酸盐垢在CO2腐蚀过程中，腐蚀生成物——FeCO3或Fe3O4以垢的形式在被腐蚀表面形成一层膜，从而减缓腐蚀的速度。这层垢膜的防护能力受许多因素的影响，例如碳酸铁的溶解度（与pH值和其他盐类的存在有关）、垢膜下面钢铁表面的腐蚀反应速度以及钢铁表面的不同状况（粗糙程度、洁净程度和初始的腐蚀情况）。这种碳酸盐垢保护膜可以被高浓度的氯化物或有机酸破坏，也可以被高速流体的冲刷侵蚀。7、水的矿化度和Cl-若不考虑保护性垢层的形成，水的矿化度越大，电化学反应越活跃，CO2腐蚀性增强；若Ca2+、Mg2+离子形成了保护性垢层，CO2腐蚀所产生的平均腐蚀速率会减小，而局部腐蚀倾向可能会增大。而伴随Ca2+、Mg2+离子出现的往往是Cl-，Cl-的存在使溶液的导电率增强，从腐蚀电化学的角度，减小了溶液的极化抵抗，从而使腐蚀加剧。由于氯离子的半径较小，穿透能力较强，可以使已钝化的钢材表面活化，从而诱发点蚀。Cl-对钢铁的影响随材质的不同而不同，可导致合金钢发生严重的局部腐蚀。常温下加入Cl-，会使CO2在溶液中的溶解度降低，碳钢腐蚀速度降低；若溶液里有H2S时，结果则相反。研究表明，Cl-的存在大大降低了钝化膜形成的可能性，温度为150℃、溶液中Cl-的含量大于10%时，碳钢的腐蚀速度随Cl-8、H2S的作用H2S对CO2的腐蚀影响很复杂，它既可通过阴极反应加速CO2腐蚀，也可通过FeS的沉积减缓腐蚀，其变化与温度和水的含量直接有关。一般来说，在低温下（30℃），少量H2S（3.3mg/L）将使CO2腐蚀成倍加速，而高含量（330mg/L）则使腐蚀速度降低；在高温下，当H2S含量大于33mg/L时，腐蚀速度反而比纯CO2低；当温度超过150℃时，腐蚀速度则不受H2S含量的影响。硫化氢加速腐蚀的原因是H2S影响了CO2腐蚀的阴极过程，当硫化氢浓度较高时,由于生成较厚的FeS沉积膜而减缓腐蚀。另外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不同温度下少量H2S对CO2腐蚀速度的影响9、蜡的作用油气管线中存在的蜡影响CO2腐蚀损害有两种方式，加速或是减缓，其效果取决于其他操作参数，如温度、流动状态以及蜡层的均匀性和本质等。一般认为，蜡在加速CO2腐蚀过程中的机理是这样的：CO2在蜡层中扩散，提供了大型的阴极区，它使蜡层不连续在钢铁表面产生阳极溶解反应，造成无蜡质覆盖部位的局部腐蚀。与此相对比的实际场矿资料显示，印度尼西亚一条长20km、直径20in的输油管线，由于厚蜡层的沉积，在10年运转期间腐蚀几乎为零，而其含水量最高时为50%，但是当一个气田生产的轻烃通过该管线时，管线内部腐蚀开始了，通过对被腐蚀管线检查发现，由于蜡层被轻烃溶解，钢管表面暴露出来，从而导致了腐蚀的发生。五、CO2腐蚀控制CO2腐蚀损害和严重性可通过采取一系列措施而得到减缓，这主要分为两大类：一是改变碳钢和低合金钢的成分来增强它的抗腐蚀性，二是改变所处的环境从而使腐蚀减到最小。1、微合金钢和低合金钢通过添加少量的合金元素能够增加碳钢和低合金钢的抗腐蚀性，在这个过程中，添加的合金的种类和钢的微结构是很重要的。⑴、铬的作用：铬是最常用的添加到钢里以增加其在湿CO2环境中的抗腐蚀性的合金元素。实践表明，把铬加入碳酸铁膜里可以使它更稳定，选择含铬0.5%的合金是较好的，它可以使合金钢具有较好的抗腐蚀性而几乎没有任何强度的损失。⑵、碳的作用：碳的效果是与碳化物状态和碳化铁有联系的，碳化铁石形成碳钢的微观结构的一部分，碳化铁有两个效果值得强调：①、当铁溶解时，碳化铁暴露在钢表面上，会造成腐蚀速度的增加。这可以通过原电池效应来解释，在这个反应中，碳化铁作为阴极。②、碳化铁可作为制造防腐蚀膜的结构材料。由于新的管线用钢含碳量低（＜0.1%），所以在这种钢里，碳化铁的效果将变得不太重要。⑶、其它合金元素的作用：镍经常被加到钢里和管线钢的电焊条里以提高其焊接性能和焊接沉积物的韧性。已有报告指出了镍、铜、钼、硅和钴等元素在CO2防腐方面的积极作用。2、乙二醇和甲醇的作用大量的乙二醇和甲醇常用于湿气生产系统来预防和控制水合物的形成，以避免水合物形成堵塞问题，同时，在有足够浓度的情况下，这两种化学物质都能抑制CO2腐蚀，通过稀释自由水和减小已生成水相的腐蚀性对于降低CO2腐蚀速度是很有效的。尽管有些运营商确实用乙二醇来控制CO2腐蚀，但是很多人并不赞成使用它，因为要优先考虑缓蚀剂，而乙二醇和甲醇并不是通常所说的添加剂。3、pH值控制作为水分子的电离产物，H+（或与其相对应的OH-）通常与水腐蚀动力学和水化学平衡有关。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：组分代号组分井流物（mol%）N2N20.598283CO2CO20.7217841PnC197.954982PnC20.5507083PnC30.0449264P1iC40.0073864PnC40.0119315P1iC50.0052635PnC50.0050346PC60.0076636ABenzene0.0500957PC70.0079097AToluene0.006988XF1FRACHAR0.008281XF2FRACHAR0.007976XF3FRACHAR0.004362XF4FRACHAR0.002121XF5FRACHAR0.001722XF6FRACHAR0.000748XF7FRACHAR0.000611XF8FRACHAR0.000502XF9FRACHAR0.000454XF10FRACHAR0.000380XF11FRACHAR0.000445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H2S(psi)CO2(psi)氯化物(ppm)最高温度AA(合金铁)无腐蚀性的一般设备<0.05<7<20,000350ºF(177ºC)BB(不锈钢合金铁)带有轻微腐蚀性的一般设备<0.057to30<20,000350ºF(177ºC)CC(不锈钢)带腐蚀性的一般设备<0.05>30<50,000250ºF(121ºC)DD(NACE合金铁)无腐蚀性硫化设备>0.05<7<20,000350ºF(177ºC)EE(NACE不锈钢合金铁)带有轻微腐蚀性的硫化设备>0.057to30<50,000350ºF(177ºC)FF(NACE不锈钢)带腐蚀性硫化设备>0.05<10>30<50,000250ºF(121ºC)HH(全面镀金)具有极度腐蚀性的硫化设备>10>30>100,000350ºF(177ºC)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。对于气田开发的整体过程来说，开发初期采取相应的防腐措施是必要的，但是采取的防腐措施现场效果如何则需要实际的监测。某气田气田采取多样的CO2防腐措施，但是在生产中缺乏必要的现场监测机制，致使使用的防腐措施防腐效果难以评价，导致后续的气田建设缺乏必要的现场依据。通过对天然气介质的腐蚀速度、温度、压力、流速、CO2的含量、PH值、离子组成、总矿化度等的监测分析，可以为系统评价腐蚀因素、防腐蚀技术措施的选择提供数据基础。通过实施监测，能系统的了解某气田气田的气井系统、集输系统介质动态的腐蚀状况、腐蚀特点以及腐蚀因素的初步判断，为防腐措施的选择提供科学的决策依据。③、高压气井的冲蚀现象严重，加速了CO2腐蚀。冲蚀是由于水等流体的作用或流体中所携带的固体作用所导致的材料磨损。在油气田开发中，固体通常指的是地层砂、裂缝支撑剂或者是盐。壳牌公司和埃克森公司的相关专家指出在高速气井中进行中进行有效防腐管理时适用的三条原则：a、油气井中金属损失主要是腐蚀作用，通常是CO2腐蚀造成的，因此，结论是采用用防腐合金来消除。b、在流速为79m/s的实验中，流体冲蚀没有发生，在流速更高的情况下的实验没有做过。因此，在高压气井中，流速低于79m/s时，结论是如果没有固体就没有冲蚀。规则就是“没有固体，没有冲蚀”。c、冲蚀不会发生在直管中，因为固体颗粒不会影响管壁，所以如果金属损失发生在直管中，则必定是腐蚀造成的。2、针对问题提出的建议①、针对不同阶段采取不同的防腐措施。针对该气田的气质特征，我们需要注意的是，腐蚀需要分为两个阶段分析，一是开发初期，井筒及管道内仅存少量的凝析水，此时CO2腐蚀程度应该小于室内实验结果；二是当底水窜入井筒及管道后，将加剧腐蚀，此时的腐蚀程度不可忽视，特别是CO2往往是以坑蚀的形式对油管腐蚀，腐蚀程度很难预测。所以在气田开发前期，应加强防腐措施效果数据的采集，为气田开发后期的安全生产积累必要的数据和经验。②、加强对采用DD级材质工艺管线的安全监测。基于某井采气树CO2腐蚀穿孔引发刺漏事故以及某气田CO2腐蚀造成的内漏、刺漏情况，已在实践中证明DD级材质不能满足目前气田气井的实际工况。针对现有的气井材质状况，需加强采用DD级材质采气树的安全监测，以避免CO2腐蚀造成的安全事故。③、建议设点定期对现有的CO2防腐措施及影响因素进行监测。建议定点定期对天然气介质的腐蚀速度、温度、压力、流速、CO2的含量、PH值、离子组成、总矿化度等的监测分析，定期对天然气组分、凝析水成分及气田水含量进行分析，根据分析结果及时调整防腐方案。推荐采用常用的四种腐蚀检测方法：挂试片法、液体铁离子浓度测定法、内径卡尺法、X光检测法。建议根据气井的CO2的性能特点，制定合理、科学的腐蚀监测周期，掌握管材腐蚀情况，及时调整防腐方案，若不能保障安全生产，及