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气田集输系统腐蚀与防护 　　 　　 摘　要：油田在开采过程中，原油和天然气从井口采出经分离、计量，集中输送到处理厂，含有少量CO2和H2S的天然气也有直接进入输气干线的情况。在集输过程中管线设备受到湿天然气的电化学腐蚀和外壁土壤腐蚀、大气腐蚀，其中最危险的是H2S腐蚀，其次是CO2腐蚀。本文从气田集输系统的腐蚀现状出发，深入探究了腐蚀产生的原因，并提出了一系列切实可行的防腐蚀措施，对今后的气田防腐工作具有一定的指导意义。 　　 　　 关键词：天然气　输气干线 　气田集输系统　防腐蚀措施 　　一、气田集输系统的腐蚀特征 　　1.局部坑点腐蚀 　　1.1氯离子影响 　　氯离子本身不参与腐蚀的阳极、阴极过程，但在腐蚀过程中起重要作用。氯离子极易穿透CaCO3、FeCO3以及Fe(OH)2或 　　 　　 　　 　　 膜，使局部区域活化。氯离子浓度也大，活化能力越强。氯离子使金属的阳极溶解更加容易，从而以热力学方式加速材料的腐蚀。 　　1.2硫及多硫化物沉积 　　当开采高含H2S气井时会发生此种腐蚀。地层流体中的多硫化物会在气流压力和所处环境温度下降到一定程度时发生分解反应，而分解反应所生成的固态硫会附着在金属壁上，这使得硫化铁膜难以在金属表面沉积，从而阻止了保护性硫化铁膜的形成；同时，元素硫又腐蚀电池中的氧化剂。因此在金属容器或管道底部形成局部坑点腐蚀。 　　 　　2.气相腐蚀 　　2.1甲醇影响 　　为抑制集气系统的水合物形成而注入甲醇。天然气沿着集气管道的流动而逐渐冷却，气流中甲醇和水汽在管道上部的金属表面冷凝形成凝聚相。由于甲醇比水挥发性高，故在凝聚相中水含量低，阻碍了管壁上形成硫化铁保护膜，因此由甲醇造成的局部坑点腐蚀，一般在管道中段。 　　2.2H2S和CO2比值影响 　　由H2S和CO2比值影响的腐蚀使管道底部两侧的腐蚀最显著，而在管道底部没有显著腐蚀。CO2和H2S溶于水凝析水中形成混合酸， 和 的比值对腐蚀性质和生成的腐蚀产物均有影响。当H2S：CO2=1:1时，生成致密的硫化铁腐蚀产物，只有当甲醇浓度很高时，才发生气相腐蚀；当 ： =1:20时，主要生成疏松的硫酸铁产物，使金属反复暴露在酸性环境中而加速腐蚀。 　　二、硫化氢的腐蚀类型 　　1.全面腐蚀和点蚀 　　金属局部壁厚减薄、穿孔以及点蚀是全面腐蚀和点蚀的具体表现，腐蚀一般发生在整个金属材料表面，它是H2S电化学腐蚀过程中的相电极在电解质溶液中的自溶解过程。 　　 　　2.硫化物应力开裂（SSC） 　　2.1SSC的作用机理 　　在含H2S和硫化物的酸性天然气系统中，硫化物应力开裂集中表现在高内应力构件、高强度钢以及硬焊缝上。SSC是由H2S腐蚀阴极反应所析出的氢原子，在H2S的催化下进入钢中后，在拉伸应力作用下，通过扩散，在冶金缺陷提供的三向拉伸应力区富集，而导致的开裂，开裂垂直于拉伸应力方向。 　　 　　2.2SSC产生的基本条件 　　对于酸性气体环境，产生SSC的基本条件有两个：一是输送介质中酸性H2S含量超过临界值，二是拉伸应力的存在，两者相辅相成，缺一不可。酸性天然气管道中的主要腐蚀介质是H2S的水溶液。H2S只有溶于水才具有酸性，发生SSC的临界值为12mg/L,脱水干燥过的 ，可视为无腐蚀性；拉伸应力主要为输送工作应力、焊接残余应力。 　　2.3SSC的预防措施 　　在对含H2S的酸性油气田进行开发设计时，可通过控制环境和控制设施用材两种办法来防止SSC。采用抗SSC的材料及工艺是防止SSC最有效的方法。 　　3.氢诱发裂纹（HIC） 　　在含H2S酸性天然气气田上，HIC常常发生在具有抗SSC性能的、延性较好的管线用钢和容器用钢上。氢原子在缺陷位置富集、析出并结合成氢分子，在恒温下产生很大的内压，增强外应力作用，使得材料在较低的外应力下发生断裂。提高钢材产生HIC的最低氢含量Cth 和降低环境中氢含量C0是控制管线用钢和容器用钢发生HIC的两个有效途径。 　　 　　三、二氧化碳腐蚀的影响因素与防护措施 　　1.CO2腐蚀的影响因素 　　1.1温度的影响 　　温度一方面影响了介质中CO2的溶解度，介质中CO2浓度随着温度升高而减小；另一方面还影响着反应进行的速率，反应速率随温度的升高而加速。此外，温度还能影响腐蚀产物成膜的机制。 　　1.2分压的影响 　　CO2的分压与介质的PH值有关。CO2的分压值越大，PH值越低，去极化反应就越快，腐蚀速率也就越快。 　　1.3流速及流型的影响 　　流体的流动对管壁造成了一定的冲击应力，并且带走了腐蚀产物，从而加速了腐蚀。另外，由于湍流增加了腐蚀介质与金属表面的接触机会，并且切向应力会破坏保护膜的形成，因而随流速增大，腐蚀速