南堡油田外输气管道CO2/H2S共存腐蚀研究

摘 要：随着石油天然气工业的发展，同时含有CO2、H2S等多种腐蚀机制的油气田相继出现，CO2/H2S共存腐蚀对油气田的开发造成的危害越来越受到重视。油气田开发遇到的CO2/H2S共存腐蚀体系中，少量H2S也会对CO2腐蚀产生明显的影响，使其腐蚀规律变得尤其复杂并难以把握。因此，CO2/H2S共存条件下的腐蚀与对策研究显得十分迫切和极为重要。

关键词：输气管道；腐蚀研究

1 CO2/H2S共存腐蚀规律

目前，国内外对CO2腐蚀机理及影响因素方面的研究工作较多，研究重点已转移到腐蚀监测、腐蚀预测模型、腐蚀寿命预测方面，但对CO2/H2S共存条件下的腐蚀规律研究工作开展得不多。

CO2腐蚀的规律，一般说来，介质中的CO2分压对钢的腐蚀形态有显著的影响，当CO2分压低于0.0483MPa时，易发生CO2均匀腐蚀；当CO2分压在0.0483～2.007MPa之间时，发生不同程度的小孔腐蚀；当CO2分压大于2.007MPa时，发生严重的局部腐蚀。CO2引起的局部腐蚀主要有点蚀、台地侵蚀和流动诱使局部腐蚀[1]。

国内自20世纪60年代中期开始，由中国科学院金属腐蚀与防护研究所与四川石油设计院防腐攻关对合作，为含H2S（0.8%～1.2%）和CO2（3%）的威远震旦系气田的开发提供了一整套防护技术。国外的早期研究从20世纪80年代末开始，Masamura K等和Srinnivasan S等研究了H2S的作用表现为三中形式：在H2S分压小于6.9×10-5MPa时，CO2是主要的腐蚀介质，温度高于60℃时，腐蚀速率取决于FeCO3膜的保护性能，基本与H2S无关；当H2S分压增至使pCO2/pH2S>200时，材料表面形成一层与系统温度和PH值有关的较致密的FeS膜，导致腐蚀速率降低；pCO2/pH2S<200时，系统中以H2S为主导，其存在一般会是材料表面优先生成一层FeS膜，此膜的形成阻碍具有良好保护性的FeCO3膜的生成。体系最终的腐蚀性取决于FeS和FeCO3膜的稳定性及其保护情况[2]。

2 南堡油田3-2转油站外输气管道基本情况