長效膜緩蝕劑在輸氣管線上的應用

　　文/王月，谷壇，袁曦，胡永碧·中石油酉南油氣田分公司天然氣研究院

　　本文介紹了長效膜緩蝕劑CT2一19及其它與清管預膜防腐技術配合使用，在高酸性氣田干氣輸氣管線——竹渠線上的成功應用。結果表明清管器加注緩蝕劑預膜工藝能夠有效地在高酸性氣田地曲管線實施，預膜后持續(xù)有效時間達一月以上。

　　在高酸性氣田干氣輸送過程中，由于硫化氫、二氧化碳的存在，油氣井和地面集輸管線的內腐蝕問題相當突出，嚴重威脅氣田的安全運行。

　　硫化氫的腐蝕破壞通常可分為兩種類型：一類為電化學反應過程中陽極鐵溶解導致的全面腐蝕和/或局部腐蝕，表現(xiàn)為金屬構件（管材）的壁厚減薄和/或點蝕穿孔等局部腐蝕破壞；另一類為電化學反應過程中陰極析出的氫原子，由于H₂S的存在，阻止其結合成氫分子逸出而進入鋼中，導致H₂S環(huán)境開裂，例如硫化物應力開裂（SSC）、氫致開裂（HIC）等等。

　　二氧化碳腐蝕的基本特征是局部腐蝕，其腐蝕形態(tài)往往表現(xiàn)為臺地狀腐蝕、坑點腐蝕及癬狀腐蝕，這和CO₂腐蝕產物FeC0₃膜及CaC0₃垢等的沉積有關。當材料表面形成不完整的或局部損壞、脫落的膜層時，在材料表面不同覆蓋度區(qū)域之間就形成了具有很強自催化效應的腐蝕電偶或閉塞電池，CO₂的局部腐蝕就是這種腐蝕電偶作用的結果。CO₂反應的最終產物主要為FeCO₃，腐蝕過程中腐蝕速率受陰極反應控制，該觀點已經普遍得到認可。

　　在H₂S與CO₂共存體系中，Κ.Masamura、G.Fierro等人研究指出，電化學腐蝕表現(xiàn)為三種形式。

　　（1）PH₂S<0.00007MPa時，CO₂是腐蝕控制的主要因素。當溫度高于60℃時，腐蝕速率取決于FeCO₃膜的保護性能，基本與H₂S無關。

　　（2）在H₂S含量增加，但PCO₂/PH₂S>200時，材料表面形成一層與溫度和PH值有關的較密的FeCO₃膜，導致腐蝕速率降低。

　　（3）在PC02/PH2S<200時，介質中H₂S為主導，材料表面優(yōu)先形成一層FeCO₃膜，此膜阻礙具有良好保護性的FeCO₃的生成，最終的腐蝕性取決于FeCO₃和FeCO₃膜的穩(wěn)定性及其保護情況。

　　在H₂S與CO₂共存體系中，CO₂的存在對H₂S腐蝕過程的影響，一般認為是起促進作用。CO₂相對含量的增加將導致腐蝕機制轉化為CO₂為腐蝕主導因素。H₂S的存在既能通過陰極反應加速CO₂腐蝕，又能通過FeCO₃沉淀減緩腐蝕。因此二者相對含量的不同，將決定由H₂S或CO₂主導。而在氫損傷方面，無論CO₂含量高還是低，硫化氫導致鋼鐵材料氫損傷是始終存在的。而且CO₂分壓越高，介質的PH值就越低，從而增大氫損傷的敏感性。

　　在高酸性氣田集輸系統(tǒng)中，有效地抑制、減小腐蝕對安全生產具有重要的現(xiàn)實意義。實踐證明合理添加緩蝕劑是防止高酸性油氣對碳鋼和低合金鋼設施腐蝕的一種經濟有效的防護措施。

　　長效膜緩蝕劑CT2一19

　　CT2一19是中石油西南油氣田分公司天然氣研究院研制的一種長效膜緩蝕劑，呈淺黃色至淺棕色，溶于烴類、醇類和溶劑油，并能分散在水和鹽水中，屬有機成膜型緩蝕劑，適用于H₂S一CO₂一C1-的腐蝕介質，能有效抑制酸性氣田輸氣管道金屬的內腐蝕。該產品流動性和分散性好，緩蝕效果佳。可以用于緩蝕劑批處理、間歇加注、連續(xù)加注等不同加注工藝。并可以與水合物抑制劑良好配伍。

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