长效膜缓蚀剂在输气管线上的应用
2012-10-01 00:00:00
作者：王月 谷坛 袁曦 胡永碧 来源：《腐蚀防护之友》
长效膜缓蚀剂在输气管线上的应用
文/王月，谷坛，袁曦，胡永碧·中石油酉南油气田分公司天然气研究院
本文介绍了长效膜缓蚀剂CT2一19及其它与清管预膜防腐技术配合使用，在高酸性气田干气输气管线——竹渠线上的成功应用。结果表明清管器加注缓蚀剂预膜工艺能够有效地在高酸性气田地曲管线实施，预膜后持续有效时间达一月以上。
在高酸性气田干气输送过程中，由于硫化氢、二氧化碳的存在，油气井和地面集输管线的内腐蚀问题相当突出，严重威胁气田的安全运行。
硫化氢的腐蚀破坏通常可分为两种类型：一类为电化学反应过程中阳极铁溶解导致的全面腐蚀和/或局部腐蚀，表现为金属构件（管材）的壁厚减薄和/或点蚀穿孔等局部腐蚀破坏；另一类为电化学反应过程中阴极析出的氢原子，由于H2S的存在，阻止其结合成氢分子逸出而进入钢中，导致H2S环境开裂，例如硫化物应力开裂（SSC）、氢致开裂（HIC）等等。
二氧化碳腐蚀的基本特征是局部腐蚀，其腐蚀形态往往表现为台地状腐蚀、坑点腐蚀及癣状腐蚀，这和CO2腐蚀产物FeC03膜及CaC03垢等的沉积有关。当材料表面形成不完整的或局部损坏、脱落的膜层时，在材料表面不同覆盖度区域之间就形成了具有很强自催化效应的腐蚀电偶或闭塞电池，CO2的局部腐蚀就是这种腐蚀电偶作用的结果。CO2反应的最终产物主要为FeCO3，腐蚀过程中腐蚀速率受阴极反应控制，该观点已经普遍得到认可。
在H2S与CO2共存体系中，Κ.Masamura、G.Fierro等人研究指出，电化学腐蚀表现为三种形式。
（1）PH2S<0.00007MPa时，CO2是腐蚀控制的主要因素。当温度高于60℃时，腐蚀速率取决于FeCO3膜的保护性能，基本与H2S无关。
（2）在H2S含量增加，但PCO2/PH2S>200时，材料表面形成一层与温度和PH值有关的较密的FeCO3膜，导致腐蚀速率降低。
（3）在PC02/PH2S<200时，介质中H2S为主导，材料表面优先形成一层FeCO3膜，此膜阻碍具有良好保护性的FeCO3的生成，最终的腐蚀性取决于FeCO3和FeCO3膜的稳定性及其保护情况。
在H2S与CO2共存体系中，CO2的存在对H2S腐蚀过程的影响，一般认为是起促进作用。CO2相对含量的增加将导致腐蚀机制转化为CO2为腐蚀主导因素。H2S的存在既能通过阴极反应加速CO2腐蚀，又能通过FeCO3沉淀减缓腐蚀。因此二者相对含量的不同，将决定由H2S或CO2主导。而在氢损伤方面，无论CO2含量高还是低，硫化氢导致钢铁材料氢损伤是始终存在的。而且CO2分压越高，介质的PH值就越低，从而增大氢损伤的敏感性。
在高酸性气田集输系统中，有效地抑制、减小腐蚀对安全生产具有重要的现实意义。实践证明合理添加缓蚀剂是防止高酸性油气对碳钢和低合金钢设施腐蚀的一种经济有效的防护措施。
长效膜缓蚀剂CT2一19
CT2一19是中石油西南油气田分公司天然气研究院研制的一种长效膜缓蚀剂，呈浅黄色至浅棕色，溶于烃类、醇类和溶剂油，并能分散在水和盐水中，属有机成膜型缓蚀剂，适用于H2S一CO2一C1-的腐蚀介质，能有效抑制酸性气田输气管道金属的内腐蚀。该产品流动性和分散性好，缓蚀效果佳。可以用于缓蚀剂批处理、间歇加注、连续加注等不同加注工艺。并可以与水合物抑制剂良好配伍。
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