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【摘要】本文主要针对高含硫气田地面集输系统中H2S、CO2等气体腐蚀管道和管输流速等问题，分析了腐蚀产生机理和破坏形式。以此为依据提出各种防腐措施，主要包括：使用缓蚀剂防腐系统，合理选择设备、管道材质，设计合理的流速。各种防腐和在线监测技术的综合应用，对于保障高含硫气田安全生产和运行具有重要意义。
【关键词】高含硫气田 腐蚀速度 缓蚀剂
1 油气田腐蚀问题的影响因素
众所周知，油气田腐蚀往往造成重大经济事故、灾难性事故和严重的环境污染。伴隨我国石油天然气工业的开发进程加快，含H2S、CO2、Cl-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题成为开发油气井所关注的主要问题之一。油气田中应重点关注的腐蚀易发生的部位是石油管线和设备的腐蚀。它主要分为内腐蚀和外腐蚀：外腐蚀主要是管体外部遭受的大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀和地下水腐蚀，以及杂散电流腐蚀和宏观电池腐蚀等；内腐蚀主要是管体内部由于把内部介质所导致的腐蚀，今年来日趋成为研究的热点，主要有氧、二氧化碳、硫化氢等。油气田生产中腐蚀的原因与速度主要有以下几个方面：
1.1 温度和分压对腐蚀速度的影响
高含硫气田的天然气中大量含有H2S和CO2，如果分压相同的情况下，天然气温度与腐蚀速率成正比。有试验表明，当温度低于60℃的时候，均匀腐蚀，腐蚀速率较小；当温度为60℃～110℃，局部腐蚀，腐蚀速率较大；当温度高于120℃时，腐蚀速率很低。另外，腐蚀速率取决于CO2气体的分压，分压影响电化学反应速度快慢。当CO2气体的分压高于0.21兆帕时，发生腐蚀。
1.2 气体的腐蚀
1.2.1 硫化氢腐蚀
酸性气田多采用湿气集输工艺，湿原料气主要含有的H2S、有机硫等具有较强的腐蚀性的成份，会导致管材的严重腐蚀、硫化物应力开裂（SSC）和氢诱发裂纹（HIC）等。硫化氢腐蚀的影响因素有以下几个：当硫化氢的浓度为200-400mg/l时，腐蚀速率最高；当pH小于6时，腐蚀速率最高；当温度在80℃时，腐蚀速率增大，当温度达到120℃左右时腐蚀速率最小。另外，流体流速越高，腐蚀速率也越高。
1.2.2 CO2腐蚀
二氧化碳腐蚀主要分为蚀坑、台面侵蚀和流动诱导局部腐蚀。油井的腐蚀环境和生产状况是分不开的。一方面，在天然气开采过程中，酸性气体溶解度和天然气中水分的凝析量随着井深的减少而急剧增加，这加剧了井的上部腐蚀环境。另一方面，油管上部外壁没有针对性地选择缓蚀剂，投产前后未及时和正规加注缓蚀剂，腐蚀未得到有效控制。国际研究普遍认为：CO2局部腐蚀有以下三种典型机理：台地状腐蚀、蜗旋状腐蚀、点状腐蚀。腐蚀后经常呈现为蜂窝状和底大口小的烧瓶型点状腐蚀。
1.3 管输流速设计不当加剧管内腐蚀
当管输流速较快时，腐蚀速度会加剧，对各种设备的腐蚀破坏就会变得严重。而当管输流速过慢时，管道低部液体滞留，导致水线腐蚀、垢下腐蚀局部腐蚀破坏。
2 防腐蚀措施
2.1 缓蚀剂防腐系统
要想安全开发高酸性气田就必须防止硫化氢的腐蚀和泄漏。目前，高酸性气田大多采用“缓蚀剂+碳钢”的方案，选择优质的缓蚀剂和具有抗硫化氢开裂能力的钢材。虽然国内逐步开发了适用于高H2S、CO2条件下的缓蚀剂，并应用于一些油田，取得了初步成效。目前，腐蚀监测技术发展显著，已具备了在油气田生产领域深度推广应用的客观条件，未来可以开展井下腐蚀监测、井口缓腐蚀评价、地面集输系统腐蚀监测以及油田腐蚀综合管理平台等等工作。
2.2 合理选择设备、管道材质
天然气集输管道输送压力较高，为了输送安全，输气管道必须具有较高的韧性和良好的焊接性。对于高含H2S气体管道采用的钢管和管件应具有良好的抗硫化物应力开裂、抗氢致开裂性能和良好的焊接性能。
3 气田防腐技术发展方向
（1）继续开展针对性的腐蚀机理研究。应重点对井下和地面集输管道、设备中元素硫的腐蚀机理及防护技术进行研究，包括相应的集输工艺技术的研究。
（2）耐蚀材料的开发。一方面继续做好特高含硫酸性气田防腐材料的选材工作；另一方面，各科研单位也要加大力度，进一步开发耐蚀材料，既提高耐蚀性能又降低成本。另外，为防止集气管内水合物的形成，可以采用加热工艺，井场或集气站设置水套炉，集气管线按距离分配加热器，这种方法在投资和成本上都比较经济。
（3）腐蚀监测网络的建立。建立一个较为完整的腐蚀监控系统。建议采用包括非电子和电子在线监测，如挂片试样、氢探针、电阻探针（EFR），用以测定总体腐蚀。对地面设施和管道采用超声波检测管壁厚和坑蚀。若有条件从国外引进智能清管器，可对金属管道壁厚作有效检测。另外，集气管线采用清管工艺技术清除垢物，配合缓蚀剂处理工艺。根据集气管线投产时间、积液、垢物积聚和腐蚀情况制定清管周期和程序。
（4）制定可行的腐蚀控制方案。按《天然气地面设施抗硫化物应力腐蚀开裂金属材料要求》SY/TO 0599—1997 标准选用抗硫材料。管道建议采用低碳钢：20号钢、X52，严格控制材料化学成分，碳当量不得超过0.43%。严格控制硬度和强度值，管道焊接区域做回火处理。
（5）目前国内外对缓蚀剂在高流速情况下的缓蚀理论及合理利用的研究还十分缺乏。可以利用量子化学与现代表面分析技术、电化学测试新技术、原位测量技术如现场红外、激光拉曼光谱测试技术结合，更有利于缓蚀剂作用机理的研究。重视缓蚀剂复配技术，开发出适用于气、液、固多相腐蚀体系的缓蚀剂。
参考文献
[1] 廖仕孟.高含硫气田地面集输建设的实践和认识[ J ] .天然气工业，2008，28（4）：5-8
[2] 边云燕，郭成华.高含硫气田地面集输工艺技术的新发展[J].天然气与石油，2006，24（ 5 ）
【关键词】高含硫气田 腐蚀速度 缓蚀剂
1 油气田腐蚀问题的影响因素
众所周知，油气田腐蚀往往造成重大经济事故、灾难性事故和严重的环境污染。伴隨我国石油天然气工业的开发进程加快，含H2S、CO2、Cl-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题成为开发油气井所关注的主要问题之一。油气田中应重点关注的腐蚀易发生的部位是石油管线和设备的腐蚀。它主要分为内腐蚀和外腐蚀：外腐蚀主要是管体外部遭受的大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀和地下水腐蚀，以及杂散电流腐蚀和宏观电池腐蚀等；内腐蚀主要是管体内部由于把内部介质所导致的腐蚀，今年来日趋成为研究的热点，主要有氧、二氧化碳、硫化氢等。油气田生产中腐蚀的原因与速度主要有以下几个方面：
1.1 温度和分压对腐蚀速度的影响
高含硫气田的天然气中大量含有H2S和CO2，如果分压相同的情况下，天然气温度与腐蚀速率成正比。有试验表明，当温度低于60℃的时候，均匀腐蚀，腐蚀速率较小；当温度为60℃～110℃，局部腐蚀，腐蚀速率较大；当温度高于120℃时，腐蚀速率很低。另外，腐蚀速率取决于CO2气体的分压，分压影响电化学反应速度快慢。当CO2气体的分压高于0.21兆帕时，发生腐蚀。
1.2 气体的腐蚀
1.2.1 硫化氢腐蚀
酸性气田多采用湿气集输工艺，湿原料气主要含有的H2S、有机硫等具有较强的腐蚀性的成份，会导致管材的严重腐蚀、硫化物应力开裂（SSC）和氢诱发裂纹（HIC）等。硫化氢腐蚀的影响因素有以下几个：当硫化氢的浓度为200-400mg/l时，腐蚀速率最高；当pH小于6时，腐蚀速率最高；当温度在80℃时，腐蚀速率增大，当温度达到120℃左右时腐蚀速率最小。另外，流体流速越高，腐蚀速率也越高。
1.2.2 CO2腐蚀
二氧化碳腐蚀主要分为蚀坑、台面侵蚀和流动诱导局部腐蚀。油井的腐蚀环境和生产状况是分不开的。一方面，在天然气开采过程中，酸性气体溶解度和天然气中水分的凝析量随着井深的减少而急剧增加，这加剧了井的上部腐蚀环境。另一方面，油管上部外壁没有针对性地选择缓蚀剂，投产前后未及时和正规加注缓蚀剂，腐蚀未得到有效控制。国际研究普遍认为：CO2局部腐蚀有以下三种典型机理：台地状腐蚀、蜗旋状腐蚀、点状腐蚀。腐蚀后经常呈现为蜂窝状和底大口小的烧瓶型点状腐蚀。
1.3 管输流速设计不当加剧管内腐蚀
当管输流速较快时，腐蚀速度会加剧，对各种设备的腐蚀破坏就会变得严重。而当管输流速过慢时，管道低部液体滞留，导致水线腐蚀、垢下腐蚀局部腐蚀破坏。
2 防腐蚀措施
2.1 缓蚀剂防腐系统
要想安全开发高酸性气田就必须防止硫化氢的腐蚀和泄漏。目前，高酸性气田大多采用“缓蚀剂+碳钢”的方案，选择优质的缓蚀剂和具有抗硫化氢开裂能力的钢材。虽然国内逐步开发了适用于高H2S、CO2条件下的缓蚀剂，并应用于一些油田，取得了初步成效。目前，腐蚀监测技术发展显著，已具备了在油气田生产领域深度推广应用的客观条件，未来可以开展井下腐蚀监测、井口缓腐蚀评价、地面集输系统腐蚀监测以及油田腐蚀综合管理平台等等工作。
2.2 合理选择设备、管道材质
天然气集输管道输送压力较高，为了输送安全，输气管道必须具有较高的韧性和良好的焊接性。对于高含H2S气体管道采用的钢管和管件应具有良好的抗硫化物应力开裂、抗氢致开裂性能和良好的焊接性能。
3 气田防腐技术发展方向
（1）继续开展针对性的腐蚀机理研究。应重点对井下和地面集输管道、设备中元素硫的腐蚀机理及防护技术进行研究，包括相应的集输工艺技术的研究。
（2）耐蚀材料的开发。一方面继续做好特高含硫酸性气田防腐材料的选材工作；另一方面，各科研单位也要加大力度，进一步开发耐蚀材料，既提高耐蚀性能又降低成本。另外，为防止集气管内水合物的形成，可以采用加热工艺，井场或集气站设置水套炉，集气管线按距离分配加热器，这种方法在投资和成本上都比较经济。
（3）腐蚀监测网络的建立。建立一个较为完整的腐蚀监控系统。建议采用包括非电子和电子在线监测，如挂片试样、氢探针、电阻探针（EFR），用以测定总体腐蚀。对地面设施和管道采用超声波检测管壁厚和坑蚀。若有条件从国外引进智能清管器，可对金属管道壁厚作有效检测。另外，集气管线采用清管工艺技术清除垢物，配合缓蚀剂处理工艺。根据集气管线投产时间、积液、垢物积聚和腐蚀情况制定清管周期和程序。
（4）制定可行的腐蚀控制方案。按《天然气地面设施抗硫化物应力腐蚀开裂金属材料要求》SY/TO 0599—1997 标准选用抗硫材料。管道建议采用低碳钢：20号钢、X52，严格控制材料化学成分，碳当量不得超过0.43%。严格控制硬度和强度值，管道焊接区域做回火处理。
（5）目前国内外对缓蚀剂在高流速情况下的缓蚀理论及合理利用的研究还十分缺乏。可以利用量子化学与现代表面分析技术、电化学测试新技术、原位测量技术如现场红外、激光拉曼光谱测试技术结合，更有利于缓蚀剂作用机理的研究。重视缓蚀剂复配技术，开发出适用于气、液、固多相腐蚀体系的缓蚀剂。
参考文献
[1] 廖仕孟.高含硫气田地面集输建设的实践和认识[ J ] .天然气工业，2008，28（4）：5-8
[2] 边云燕，郭成华.高含硫气田地面集输工艺技术的新发展[J].天然气与石油，2006，24（ 5 ）