腐蚀性气体两相腐蚀机理研究

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1、CO2气液两相腐蚀机理研究现状苏芳，顾明广(北京化工大学北方学院，北京065201)作者简介：苏芳、顾明广，北京化工大学北方学院。摘要：本文通过对二氧化腐蚀机理进行阐述，并说明了二氧化碳腐蚀对油气田开采造成的成害，并对其产生的腐蚀形式进行概括。关键词：二氧化碳腐蚀气井1前言随着科技进步，世界能源消费结构不断向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国得到高度重视和发展。天然气井和输气管线也越来越多，随着天然气工业的持续深入发展，含CO2、H2S、Cl-及水化物等多种腐蚀介质的油气田相继出现[1]，同时也暴露出严重

2、的管柱、管线腐蚀穿孔或者断裂落井的井况恶化的问题，近年来国外的事故分析和研究趋势表明，油气田管线的腐蚀主要是的CO2腐蚀。2气液两相腐蚀产生的机理CO2腐蚀是世界气田工业中一种常见的腐蚀类型。国内外天然气开发生产经验表明，天然气的主要成分是烃类气体，本身不具有腐蚀性。而CO2是天然气中最常见的伴生气，干燥的CO2对钢铁没有腐蚀[2]，只有溶解于水才会对管线造成腐蚀CO2对钢材的腐蚀机理为：         总腐蚀反应为：      气液两相腐蚀主要发生在气井采集和运输管线内部。在采集管线方面，除了一些天然湿气井外，虽然

3、一些气井刚开采时不产水或者水量少，但随着气田开发和管柱使用年限的延长，特别在开采后期，产水气井及产水量逐年增加。严重的腐蚀问题也就显露出来。开采过程中，井底压力温度很高，水是以蒸汽状态存在，所以在气井底一般不会产生腐蚀。但天然气从井底往井口流动过程中，温度逐渐降低，当温度降到水的露点后，水就会从天然气中凝析出来，聚集在油管内表面，因此气井的腐蚀多发生在气井的上部管柱。有研究[3]表明气井的管柱，严重腐蚀段一般从井口至l200m，穿孔多集中在200m~1000m，这是因为地下2000多米的热天然气到达距井口200~100

4、0m时，所含的油水气逐渐达到各自的露点并在管壁上凝结成液滴，气体中CO2使之饱和。如果液滴的量少，且所受重力与气流向上的推力相等，则液滴维持在原处，构成形状不规则和分布不均匀的坑状腐蚀；反之，如果量大，则由于液滴的挂流现象而构成与气流方向相同且长短不一的前端为马蹄状的沟槽状腐蚀。这类腐蚀特征通常发生于流体动态腐蚀过程中[4]。在气井里，因为井斜是普遍存在的，随着冷凝水量的增加，液态水会顺着井斜倾向于一边流动，所以腐蚀介质一方面会溶于底部的流动水中对管线的底部进行腐蚀，气体中的腐蚀介质也会溶于管线壁的液体薄膜里对管线其余

5、部位进行腐蚀，而产生气液双相腐蚀。3CO2腐蚀及气液两相腐蚀的危害随着油气田的开采后期的到来和含CO2气井的不断发现，天然气开采越来越多，油气田管线腐蚀事故也越来越多。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H2S、CO2、C1-及水化物等多种腐蚀介质的油气田相继出现，不仅给油气田的正常开发带来了巨大的经济损失，同时也造成了一定的环境污染。据原石油部统计东部9个油田各类管道腐蚀穿孔每年达2万次，更换管道数量达400km，每年每台容器腐蚀平均穿孔率为0.14次，平均更新率为1%-70

6、%，每年因腐蚀造成的经济损失约2亿元，特别值得一提的是，一旦部分管线得到更新，新管线和旧管间存在电位差，会促进新管线的腐蚀，使管线更换周期缩短[5]。例如，四川盆地蕴藏着丰富的天然气资源，但其中大部分是含H2S、CO2的酸性天然气。从开发生产三十多年来，因腐蚀问题曾发生过数十起管道爆破事故，四川输气干线发生各类管道破损和穿孔事故累计698次，从1970-1991年，四川气田南干线共发生事故90余起，每次事故平均中断输气45h，损失天然气40多万立方米，直接经济损失达10余万元。文23气田是中原油田一个整装块状砂岩气田，

7、从1995年9月至2001年7月，在检管压裂补孔等作业中，共发现18口井管柱腐蚀，其中腐蚀特别严重导致穿孔断裂落井的有6口井，严重腐蚀穿孔的有9口井，较严重腐蚀尚未穿孔的有3口井。可见油气田开采过程中，石油和天然气中含有的CO2对井下集输管线造成了严重的腐蚀，甚至发生了恶性事故，不仅给油气田带来了重大的经济损失，也对环境造成了一定的破坏。因此，CO2腐蚀都已成为一个不容忽视的问题。4腐蚀形式腐蚀主要为以下四类[7~8]：均匀腐蚀、坑蚀和冲刷腐蚀。4.1均匀腐蚀①气相腐蚀 一定条件下，天然气中的水气凝结在管面形成水膜，二

8、氧化碳溶解并极易到达管面，使金属发生氢去极化腐蚀。但从前文腐蚀机理可以看出，反应过程中产了FeCO3，腐蚀产物会进一步阻碍CO2向管面扩散和Fe2+进入溶液，使腐蚀速度降低。②液相腐蚀高含水量天然气在温度降低后析出水，停留在管道低洼处或者沿管线的一则流淌，引起较强的水线腐蚀和液相腐蚀。天然气中的腐蚀介质溶于凝析水中，产生液相腐蚀。