海上油气田CO2／H2S腐蚀控制

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1、综述石Corros油ion＆化Prote工ction腐inPet蚀rochem与ical防Indust护ry2010，27(2)·1·海上油气田CO2／H2S腐蚀控制张强李家锋孙爱平(中国海洋石油能源发展股份有限公司，广东湛江524057)摘要：根据中国海洋石油南海西部各油气田的实际情况，结合水质特点分析了采油平台、输油管道、水处理系统和生产管汇腐蚀的原因以及影响因素。阐述了海上油气田腐蚀机理，提出了海上油气田开采的防腐蚀措施。关键词：海上油气田水质Co2腐蚀CO：／H：S腐蚀影响因素防护方法中图分类号：TG172．6文献标识码：A文章编号：11307-015X[2010)02

2、-0001—06随着海上油气田注水开发的深入，大部分地区达80mg／L，致使油管、套管和采油泵腐蚀严重。进入高含水开发期，由于其水质矿化度较高、腐蚀HS溶于水立即电离，释放出的氢离子是强去极化介质质量浓度大和注海水均会导致油井井下设备剂，极容易在阴极夺取电子，促进阳极铁溶解反应和海底集输管道腐蚀，造成泵漏、管漏、杆管断脱和而导致钢铁的全面腐蚀，见图1¨。HS对钢材电井下工具密封失效等事故，给生产带来极大危害，化学腐蚀产生氢，氢原子向钢铁内部渗透，从而导且造成重大经济损失。致氢损伤，在很低的拉应力下就可能发生破裂，因此在Hs腐蚀严重地区，抽油杆断裂会更频繁。1海上油气田腐蚀现状分

3、析1．1溶解盐类的影响?海上油气田采出水中的溶解盐类对水的腐蚀‘日i性有显著影响。中国海洋石油南海西部(以下简＼称南海西部)包括北部湾地区各海上油气田的采鼍出水矿化度一般在15000～30000mg／L。矿化度瑙誊镂高，水的导电性强，使金属表面不能形成保护膜，腐蚀速率升高，而且还影响Fe(OH)胶体状沉淀物的稳定度，使保护膜质量变差，增大腐蚀速率。但溶解的ll2s／(Hg·L-)水中盐的质量浓度增加到一定值时会使腐蚀性溶图1H：S的不同溶解度对碳钢腐蚀的影响解氧的溶解度下降，阴极过程减弱，腐蚀速率变小。氯化物、硫酸盐和重碳酸盐是油气田水中常见1．2．2溶解氧的影响的溶解盐类。在

4、质量浓度低的情况下，这些盐类不油气田采出水中含有的氧一般由注入水携带。同的阴离子和阳离子对水的腐蚀程度不同，一般溶解氧质量浓度为0．1mg／L就能引起严重的腐cl一和sO：一的腐蚀性较强。cl一不仅对不锈钢容蚀。从腐蚀形态看，溶解氧引起的腐蚀绝大多数是易造成应力腐蚀破坏，而且还容易破坏金属表面的危害更大的局部腐蚀。另外，溶解氧引起的特殊腐氧化膜。Cl一的存在是碳钢产生点腐蚀的主要原蚀就是垢物及腐蚀产物下氧浓差电池腐蚀。因，点蚀倾向随着Cl一质量浓度升高而增加。南海1．2．3CO，的影响西部的文昌13—1／2平台和涠洲各平台采出水中采出水中的CO主要由地球的地质化学过程Cl一质量

5、浓度都在10000mg／L以上，腐蚀严重。产生。油气田水中如果含有过量的CO：，会对金属1．2腐蚀性气体的影响1．2．1H，S的影响收稿日期：2009—09—17；修稿日期：2009—11—16。油气田水中的Hs主要来自含硫伴生气在水作者简介：张强(1985一)，男，学士，助理工程师。毕业于中的溶解，还有来自硫酸盐还原菌的分解。南海西中国石油大学(北京)，现在中国海洋石油能源发展股份有部涠洲ll一4油气田采出水中H：S的质量浓度高限公司采油技术服务公司工作。石油化工腐蚀与防护第27卷设备造成严重的腐蚀，见图2[1]。态，流速较高，因此泵体的腐蚀一般比较严重。2CO2与H2S腐蚀

6、_田近二十年来，各国学者_2对CO和HS单独存在条件下的腐蚀与防护开展了大量的研究工＼替作，特别是专用缓蚀剂的开发与应用，使该问题得鞠蟊到了较好的解决。随着石油天然气工业的快速发诞展，CO和Hs等多种腐蚀介质共存的油气田相继出现，在二者共存的腐蚀体系中，少量的Hs也会C02分压／liPa对CO腐蚀产生明显的影响。图2CO分压对碳钢腐蚀的影响2．1CO2腐蚀当CO溶解于水中时形成碳酸，会引发金属CO：腐蚀主要是氢去极化腐蚀，当水中有游离材料发生电化学腐蚀并促进其发展。当金属材料CO存在时，会发生如下反应：暴露在含CO的介质中时，表面很容易沉积一层CO2+H2O=H+HCO3-垢或

7、腐蚀产物。当这层垢或腐蚀产物的结构较为消耗掉的氢离子会被弱酸的继续电离所补充，致密时，可阻抑金属的腐蚀；当这层垢或腐蚀产物CO使水呈酸性，破坏保护膜，并且金属受CO：腐为不致密的结构时，垢下的金属为缺氧区，会和周蚀而生成的腐蚀产物都是易溶的，腐蚀的特征往往围的富氧部分形成一个大阴极小阳极的氧浓差电是金属表面没有腐蚀产物。池，从而促进了垢或腐蚀产物膜下方金属基体的快1．2．4细菌的影响速腐蚀。在油气田采出水中滋生的细菌一般有三种：硫2．1．1CO引起的局部腐蚀酸盐还原菌(SRB)、铁细菌和腐生