co2腐蚀机理及某气田防腐措施大学生毕业设计(编辑修改稿)

co2腐蚀机理及某气田防腐措施大学生毕业设计(编辑修改稿)内容摘要：

2 腐蚀的阴极过程，当硫化氢浓度较高时 ,由于生成较厚的 FeS 沉积膜而减缓腐蚀。 另外 H2S 对 Cr 钢的抗蚀性有很大的破坏作用 ， 可使其发生严 重的局部腐蚀 ， 甚至应力腐蚀开裂。 不同温度下少量 H2S 对 CO2 腐蚀速度的影响 蜡的作用 9 油气管线中存在的蜡影响 CO2 腐蚀损害有两种方式，加速或是减缓，其效果取决于其他操作参数，如温度、流动状态以及蜡层的均匀性和本质等。 一般认为，蜡在加速 CO2 腐蚀过程中的机理是这样的： CO2 在蜡层中扩散，提供了大型的阴极区，它使蜡层不连续在钢铁表面产生阳极溶解反应，造成无蜡质覆盖部位的局部腐蚀。 与此相对比的实际场矿资料显示，印度尼西亚一条长 20km、直径 20in 的输油管线，由于厚蜡层的沉积，在 10 年运转期间腐蚀几 乎为零，而其含水量最高时为 50%，但是当一个气田生产的轻烃通过该管线时，管线内部腐蚀开始了，通过对被腐蚀管线检查发现，由于蜡层被轻烃溶解，钢管表面暴露出来，从而导致了腐蚀的发生。 五、 CO2 腐蚀控制 CO2 腐蚀损害和严重性可通过采取一系列措施而得到减缓 ，这主要分为两大类：一是改变碳钢和低合金钢的成分来增强它的抗腐蚀性，二是改变所处的环境从而使腐蚀减到最小。 微合金钢和低合金钢 通过添加少量的合金元素能够增加碳钢和低合金钢的抗腐蚀性，在这个过程中，添加的合金的种类和钢的微结构是很重要的。 ⑴、 铬的作用 ： 铬是最常用的添加到钢里以增加其在湿 CO2 环境中的抗腐蚀性的合金元素。 实践表明，把铬加入碳酸铁膜里可以使它更稳定，选择含铬 %的合金是较好的， 它 可以使 合金钢具有较好的抗腐蚀性而几乎没有任何强度的损失。 ⑵、 碳的作用： 碳的效果是与碳化物状态和碳化铁有联系的，碳化铁石形成碳钢的微观结构的一部分，碳化铁有两个效果值得强调： ① 、当铁溶解时，碳化铁暴露在钢表面上，会造成腐蚀速度的增加。 这可以通过原电池效应来解释，在这个反应中，碳化铁作为阴极。 ② 、碳化铁可作为制造防腐蚀膜的结构材料。 由于新的管线用钢含碳量低（＜ %），所以在这种钢里，碳化铁的效果将变得不太重要。 ⑶、 其它合金元素的作用： 镍经常被加到钢里和管线钢的电焊条里以提高其焊接性能和焊接沉积物的韧性。 已有报告指出了镍、铜、钼、硅和钴等元素在 CO2 防腐方面的积极作用。 乙二醇和甲醇的作用 大量的乙二醇和甲醇常用于湿气生产系统来预防和控制水合物的形成，以避免水合物形成堵塞问题，同时，在有足够浓度的情况下，这两种化学物质都能抑制 CO2 腐蚀，通过稀释自由水和减小已生成水相的腐蚀性对于降低 CO2 腐蚀速度是很有效的。 尽管有些运营商确实用乙二醇来控制 CO2 腐蚀 ，但是很多人并不赞成使用它，因为要优先考虑缓蚀剂，而乙二醇和甲醇并不是通常所说的添加剂。 pH 值控制 10 作为水分子的电离产物， H+（或与其相对应的 OH）通常与水腐蚀动力学和水化学平衡有关。 用产出的水的自然碱度来进行 pH 值控制或缓冲是预测 CO2腐蚀率的一个主要方面。 在无硫天然气传输管线中，如果地层水中没有 Ca2+、 Mg2+离子的存在，将可以成功的进行水化抑制剂的 pH 值控制，这是一种节省成本的有效的控制腐蚀的方法。 目前在天然气管线中用于控制 pH 值的化学品主要有以下几种： NaMBT（缩硫醇苯并噻唑钠）用于 乙二醇中、 MDEA（甲基二乙醇胺）用于乙二醇中、Na2CO3 10H2O（碳酸钠）用于乙二醇或甲醇中。 目前对于 pH值控制腐蚀的有效性的理解是认为高 pH值条件下能降低碳酸铁的溶解度极限，这样有利于生成强防腐层。 在现场的系统中， pH 值一般应缓冲在 左右。 表面涂层保护 油管的表面涂层防腐，是延缓油管腐蚀的一种发展性工艺技术，涂层技术对油气井的生产影响相对较小，成本低，使用方便， 因此在防腐蚀过程中应用也很广泛。 涂层涂料大都是环氧类、改进环氧类、环氧酚醛类、醇酸类或氯化橡胶类等系列的涂层。 但这些聚合物类型的涂料，普遍都有老化问题，其使用寿命随操作条件而异，另外在冲刷、冲击和高温等场合下，涂层易受破坏而脱落。 再者，内涂层的处理工艺复杂，而且表面一旦有缺陷，极易导致更严重的局部腐蚀。 缓蚀剂 缓蚀剂对油气生产和输送过程中的腐蚀控制起着重要作用，目前油气生产厂家大多使用碳钢和低合金钢，这些材料虽比含 Cr 量高的钢要便宜许多，但耐 CO2 腐蚀的性能很差。 添加缓蚀剂可以经济有效地达到控制腐蚀 的目的 ， 但是缓蚀剂并不具有广泛适用性。 必须根据该地区的油 气 田实际工矿环境选择合适的缓蚀剂，缓释剂对防止均匀腐蚀效果较好，但对局部腐蚀效果则作用不同。 目前，国内外现在研究的缓蚀剂主要有以下几种类型：①起阻活作用的缓蚀剂，缓蚀剂分子吸附在金属表面腐蚀反应活性中心，增加腐蚀反应活化能，减少活性中心的数量，使腐蚀速率降低；②起覆盖作用的缓蚀剂，缓蚀剂分子吸附在整个材料表面，抑制整个腐蚀反应；③改变双电层性质的缓蚀剂，缓蚀剂分子在金属界面的吸附改变了双电层的结构和分散层电位差，从而削弱了腐蚀反应。 阴极保护 从理 论上说 ， 设备管线的金属材料在 CO2 介质中的腐蚀是一种电化学腐蚀。 根据 CO2 腐蚀的电化学原理 ， 将发生 CO2 腐蚀的材料进行阴极极化 ,这就是阴极保护。 阴极保护可以通过外加电流法和牺牲阳极法两种途径来实现。 对于管线内腐蚀 ， 实际上很难通过阴极保护来实现管线的防护。 六、 某气田 设计中采取的防腐措施 某气田 介质特征 11 必要的防腐措施必须针对特定的气质条件，因此在对 某 气田的设计中，必须针对该气田的介质特征针对性的采取防腐措施。 下表列出的是 井流物性质天然气成分： 组分代号 组分 井流物（ mol%） N2 N2 CO2 CO2 1P nC1 2P nC2 3P nC3 4P1 iC4 4P nC4 5P1 iC5 5P nC5 6P C6 6A Benzene 7P C7 7A Toluene XF1 FRACHAR XF2 FRACHAR XF3 FRACHAR XF4 FRACHAR XF5 FRACHAR XF6 FRACHAR XF7 FRACHAR XF8 FRACHAR XF9 FRACHAR XF10 FRACHAR 12 XF11 FRACHAR 由上表及 井流物 测试可以看出 该气田 介质特征 ：①、 高压 ；②、 高产量 ；③、气体组分中几乎不含 H2S； ④、 气体组分中含有一定量的 CO2；⑤、 气田开采中期要出水 ；⑥、 天然气水中 Cl含量为 100677mg/L；⑦、 介质输送温度为 40℃～ 80℃。 由于气田几乎不含 H2S，所以不考虑 H2S 腐蚀。 该 气田气体中 CO2 含量为%，分压为 ， pH 值为 ~，气田水 Cl含量高达 100677mg/L，因此在材料的选择上。