原油集输管道在CO2和H2S环境下的腐蚀规律研究

丁杰

(江苏中安科技服务有限公司，江苏南京 210046)

随着对石油与天然气资源需求量的不断增大，很多高含酸性气体(CO2和H2S)的油气田逐渐地被投入开发，导致采出原油及天然气中会含有大量的CO2和H2S，这些伴生气体随着油田采出液流入到原油集输管道中，对原油集输管道造成严重的腐蚀，存在管道穿孔及原油)泄漏的风险，进而给油田的正常生产带来严重的安全威胁[1-4]。因此，需要对原油集输管道在CO2和H2S环境下的腐蚀规律开展深入研究，提出相应的防护措施，以降低管道的腐蚀速率，延长使用寿命。

影响原油集输管道腐蚀的因素较多，主要包括CO2分压、H2S分压、温度、试验流体含水率、流速以及CO2和H2S的分压比等[5-10]，其中针对原油集输管道CO2腐蚀的研究及报道相对较多，而针对H2S与CO2共存时对原油集输管道的腐蚀规律研究则相对较少，同时CO2和H2S的分压比也会对原油集输管道的腐蚀产生一定的影响[11-14]。因此，针对陆上M油田原油采出液中同时含有CO2和H2S的情况，开展了原油集输管道在CO2和H2S环境下的腐蚀规律研究，并在此基础上，评价了不锈钢316L在CO2和H2S环境下的腐蚀情况，优选了适合X65钢的缓蚀剂，为M油田原油高效开采提供一定的技术支持。

1 试验部分

1.1 主要试验材料及仪器

试验流体为M油田采出液(含水率为65%)；试验用钢片材质分别为X65钢和316L钢，钢片尺寸为25 mm×25 mm×3 mm；缓蚀剂S-11、S-12、S-13及S-14，有效质量分数均为85%，实验室自制；CO2(φ=99.999%)、H2S(φ=99.9%)、氧气(φ=99.9%)：南京长元工业气体有限公司；石油醚、无水乙醇、六次甲基四胺、浓盐酸：分析纯，天津市津东天正精细化学试剂厂。

高温高压动态腐蚀反应釜(主要包括反应釜体、温度控制系统、压力控制系统以及搅拌装置等)，海安石油科研仪器有限公司。

1.2 试验方法

采用高温高压动态腐蚀反应釜评价钢片在CO2，H2S存在条件下的腐蚀速率大小，具体试验方法为：①使用石油醚和无水乙醇充分浸泡钢片后，将其放置于干燥皿中，4 h后取出，称量钢片的初始质量；②将钢片悬挂于高温高压动态腐蚀反应釜中，然后倒入M油田采出液，密封反应釜，通入氮气除去反应釜中的氧气；③升高反应温度至一定值，然后通入CO2或者H2S至试验压力值，启动搅拌装置，在一定的转速(500 r/min)条件下开展动态腐蚀试验；④试验时间为72 h，试验完毕后，取出钢片，使用蒸馏水冲洗，然后再用六次甲基四胺和盐酸的混合液浸泡除去表面腐蚀产物，最后将钢片放置于干燥皿中，4 h后取出，称量钢片腐蚀后的质量，计算腐蚀速率。

2 结果与讨论

2.1 原油集输管道腐蚀规律

2.1.1 CO2分压对腐蚀的影响

按照1.2中的试验方法，试验用钢片材质为X65，试验温度为40 ℃，评价了不同CO2分压对腐蚀速率的影响，试验结果见图1。

图1 CO2分压对腐蚀速率的影响

由图1可见：随着CO2分压的逐渐升高，X65钢片的腐蚀速率逐渐增大，当CO2分压为1.5 MPa时，腐蚀速率可以达到1.744 mm/a。这是由于CO2分压越高，其在试验流体中的溶解度就越高，溶液中的碳酸含量就越高，进而加速阴极反应，加快腐蚀反应的速率。

2.1.2 H2S分压对腐蚀的影响

按照1.2中的试验方法，试验用钢片材质为X65，试验温度为40 ℃，评价了不同H2S分压对腐蚀速率的影响，试验结果见图2。

图2 H2S分压对腐蚀速率的影响

由图2可见：随着H2S分压的逐渐升高，X65钢片的腐蚀速率逐渐增大，当H2S分压为1.2 MPa时，腐蚀速率可以达到0.513 mm/a。这是由于H2S的分压越高，腐蚀产物膜的溶解程度就越高，从而加大了金属表面的腐蚀速率；另一方面，H2S分压的增大加剧了阴极析氢的反应进程，同样加速了试验流体对金属钢片的腐蚀速率。

2.1.3 CO2与H2S分压比对腐蚀的影响

按照1.2中的试验方法，试验用钢片材质为X65，试验温度为40 ℃，固定CO2分压为1.5 MPa，通过改变H2S分压来调节CO2与H2S分压比，评价了不同CO2与H2S分压比对腐蚀速率的影响，试验结果见图3。

图3 CO2与H2S分压比对腐蚀速率的影响

由图3可见：在固定CO2分压为1.5 MPa的条件下，随着CO2与H2S分压比的逐渐降低，即H2S分压的逐渐增大，X65钢片的腐蚀速率呈现出先减小后增大的趋势，且在不同的分压比条件下钢片的腐蚀速率均比在单独CO2环境下腐蚀速率小。这是由于在CO2存在的情况下，加入少量的H2S后，腐蚀产物沉积在钢片表面，阻碍了腐蚀进程的加剧，而继续增大H2S的分压，腐蚀产物层会变得较疏松，且容易剥落，进而诱发金属基体表面发生电偶腐蚀，减弱了腐蚀产物膜对钢片的保护效果。综合分析，在CO2存在的条件中，H2S的存在能够明显抑制X65钢片的腐蚀。

2.1.4 温度对腐蚀的影响

按照1.2中的试验方法，试验用钢片材质为X65，CO2分 压 为1.5 MPa，H2S分 压 为1.2 MPa，评价了不同试验温度对腐蚀速率的影响，试验结果见图4。

图4 温度对腐蚀速率的影响

由图4可见：在CO2和H2S共同存在的情况下，随着试验温度的不断升高，X65钢片的腐蚀速率呈现出先增大后减小的趋势。当试验温度为70 ℃时，腐蚀速率达到最大，为1.625 mm/a。这是由于当试验温度较低时，随着温度的升高，CO2和H2S在试验流体中的溶解度逐渐增大，并且铁离子的溶解速度也逐渐加快，从而使腐蚀速率逐渐增大；而当温度升高至一定值时，腐蚀生成的铁腐蚀产物膜的溶解度会有所下降，铁腐蚀产物从试验流体中析出，形成一层比较致密的保护膜沉积在钢片表面，对钢片形成了保护，从而在一定程度上降低了腐蚀速率。

2.2 原油集输管道防腐蚀措施

2.2.1 管道材质的选择

由于碳钢X65钢在CO2和H2S存在的情况下腐蚀较为严重，考虑将原油集输管道钢材材质更换为不锈钢316L。室内采用不锈钢316L钢片，在CO2分压为1.5 MPa，H2S分压为1.2 MPa时，评价了不同试验温度对腐蚀速率的影响，试验结见图5。

图5 316L钢片在不同温度下的腐蚀速率

由图5可见：随着试验温度的不断升高，316L钢片的腐蚀速率同样呈现出先增大后减小的趋势，与X65钢片的试验结果趋势相似。当试验温度为70 ℃时，腐蚀速率达到最大，为0.092 mm/a，腐蚀速率较小，属于轻度腐蚀，表明不锈钢316L具有良好的耐腐蚀性能，在CO2和H2S存在时仍能保持较低的腐蚀速率，能够满足原油集输管道在CO2和H2S环境下防腐的需要。

2.2.2 缓蚀剂优选

目前M油田最常用的原油集输管道材质为X65钢，考虑到更换不锈钢材质的管道会增大油田运营的成本，因此，室内对X65钢在添加缓蚀剂后的防腐蚀效果进行了评价。在CO2分压为1.5 MPa，H2S分压为1.2 MPa，试验温度为40 ℃，考察了4种不同类型缓蚀剂的加量对腐蚀速率的影响，试验结果见图6。

由图6可见：不同类型的缓蚀剂对X65钢片的腐蚀均能起到一定的缓蚀效果，且随着缓蚀剂加量的增大，钢片的腐蚀速率逐渐降低，其中缓蚀剂S-12的防腐蚀效果最好，当其加量(ρ)为250 mg/L时，钢片的腐蚀速率可以降低至0.076 mm/a以下，起到了较好的缓蚀效果。该缓蚀剂能够有效地减弱X65钢在原油集输过程中的腐蚀程度，延长管道的使用寿命。

图6 缓蚀剂优选评价结果

3 结论

1)随着CO2和H2S分压的不断增大，X65钢片的腐蚀速率逐渐增大；在CO2存在的情况下，随着H2S含量的逐渐增大，X65钢片的腐蚀速率呈先减小后增大的趋势；在CO2和H2S共存的情况下，随着温度的升高，X65钢片的腐蚀速率呈先增大后减小的趋势。

2)在CO2和H2S共存的情况下，不锈钢316L的腐蚀速率明显低于X65钢，具有良好的耐腐蚀性能，能够满足原油集输管道在CO2和H2S环境下防腐的需要。

3)缓蚀剂的加入可以有效减缓X65钢片的腐蚀速率，其中缓蚀剂S-12的效果最好，当其加量(ρ)为250 mg/L时，腐蚀速率可以降低至0.076 mm/a以下，可有效地降低原油集输管道的腐蚀程度，延长管道的使用寿命。