盐穴储气库氮气阻溶造腔过程中的管材腐蚀

文云飞 李自远 万里平 喻帅 刘振东 岳春林

1. 华北石油管理局有限公司江苏储气库分公司；2. 西南石油大学·油气藏地质及开发工程国家重点实验室

盐穴储气库氮气阻溶造腔过程中，氮气中氧气的存在会导致井下及井口金属材质出现腐蚀［1-3］，影响后期储气库的安全平稳运行。氧气在溶液中的溶解含量与溶液表面上的氧气分压值之间遵循Henry 定律［1］，即溶液中的溶解氧含量与溶液表面的氧气分压成正比。温度的影响则表现为随温度升高，氧气在溶液中的溶解度有所下降。李晓东［4］在研究注空气过程中井下管柱氧腐蚀规律及防护时，发现在50 ℃、30 000 mg/L NaCl 溶液为中浸泡时，氧气分压提高，N80 套管腐蚀速率明显上升。开展氮气阻溶工艺井下管柱的腐蚀模拟实验，研究氮气浓度、井下温度和井下压力对管材的腐蚀规律，进而确定氮气作为阻溶剂的使用纯度下限，可为氮气阻溶造腔现场操作及制氮方式选择提供依据。

1 实验方案

1.1 方案设计

以JT 盐穴储气库为例，氮气阻溶造腔过程中管柱承受压力10～14 MPa，温度20～40 ℃，造腔排量80～120 m3/h。现场主要采用SPA 变压吸附制氮设备及膜分离制氮设备，制氮纯度95%～99.99%。综上，选定模拟实验温度10～40 ℃，压力10～14 MPa，氮气浓度80%～99.99%，转速120 r/min(模拟最大流量值)。

试验设计时针对不同纯度的氮气，先进行腐蚀速率最大的模拟环境试验，以腐蚀形貌与腐蚀速率为判据，明确N80 管材在不同纯度氮气中的适用性，确定适宜的氮气浓度。再针对上述氮气浓度，开展不同温度、压力的挂片腐蚀评价试验（120 h），确定现场造腔工况下N80 套管的腐蚀程度，明确所使用的氮气浓度下限。……