高含CO2储气库集输管道腐蚀防护研究

卜明哲，陈 龙，刘 欢，付现桥，王 猛

（中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司， 河北 任丘 062522）

油气田的储气库开发项目中，采出气中往往含有一定量的CO2，一般来说干燥的CO2对钢铁没有腐蚀性，但采出气中往往同时也含有饱和水汽或地下水，CO2溶于水后的总酸度较高，会对钢铁产生严重的腐蚀[1]，高的运行压力、运行温度及采出水中含有的 Cl-离子或其它矿物离子均会进一步加剧管道的腐蚀。本文以某油田储气库工程为例来对储气库集输管线腐蚀控制措施进行介绍，其中集输管线的设计压力为42 MPa，输送介质为油气水的混合物，运行温度为-19～105 ℃，CO2分压约为 0.81 MPa，采出水中pH值位于6.5～8之间，Cl-的平均含量约为550×10-6，介质平均流速约为7 m/s。根据《天然气脱水设计规范》（SY/T 0076-2008）的规定，当CO2分压大于0.21 MPa时，必须采取腐蚀控制，因此本工程集输管线需采取腐蚀控制措施。本文结合CO2的腐蚀机理、影响因素对本工况条件下的腐蚀情况进行了深入分析，之后根据实际工况条件论述了几种常见的CO2腐蚀控制措施，最后结合经济比选及各类控制措施的优缺点，推荐选择316L+L450Q形式的复合钢管。

1 腐蚀工况分析

影响 CO2腐蚀钢管的主要因素依次为：CO2的分压、温度、介质成分及流速，其中pH值不作为判断CO2是否腐蚀的因素，主要原因是CO2在水中的溶解度很大，而其中只有极小部分的CO2与水结合生成 H2CO3，因此 CO2对钢管的腐蚀主要由 CO2的浓度即分压值来决定[2]。结合 CO2腐蚀机理及本工程的工况条件，分别讨论了CO2的分压、温度、介质成分、流速对集输管线的腐蚀影响。……