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摘要：本文对某气田管网中由于CO2存在引起腐蚀，随着服役时间的增加，管道管壁逐渐被腐蚀变薄，近年来更是频繁出现腐蚀穿孔等危及管网安全生产运行的事故发生。通过几种缓蚀剂的实验对比，优选出了比较适合此油气田管网安全生产要求的缓蚀剂AZ。此种缓蚀剂不仅防腐蚀的效果较好，而且有经济成本较低，现场易于操作，基本不影响正常的生产经营的优点。
关键字：CO2 ；腐蚀防护；缓蚀剂；实验
【中图分类号】TE988.2
CO2 Corrosion and Protection in Oil and Gas Field
Shen Yang1 Gu Lei2 Gao Jinyue1 Wu Ye1
（1. Survey， Design and Research Institute， Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau，Henan Puyang，457001；2.Geophysical Wireline Logging Company ZhongYuan Petroleum Enginneer CO.LTD.， Henan Puyang， 457001）
Abstract：This paper summarizes the main factor of CO2corrosion in oil and gas field. The application of inhibitor is the better choise. It is appropriate for safty. And it has lots of advantage such as lower cost， simple operation， and continuous production.
Keywords： CO2，corrosion， factors， protection methods
一、概述
隨着油气田管网建成投产时间的增加，管道的腐蚀问题成为了影响油气田日常安全生产的重要问题之一。其中含CO2介质的腐蚀问题愈来愈突出。
根据统计，俄罗斯51%的管道损坏是由腐蚀引起的。在泄漏事故中，有83%是腐蚀造成的。一般说来，油田生产系统石油管材的腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀。外腐蚀主要是管体外部长期埋在土壤中，被土壤及地层水腐蚀，同时也受到电流腐蚀和电池腐蚀，内腐蚀主要是管体内部介质具有腐蚀性导致的腐蚀问题，二氧化碳与天然气中的产出水一道将对输气管道及设备产生较严重的电化学腐蚀，成为研究热点[1、2]。
二、腐蚀防护的方法
据统计，目前国内在腐蚀的控制和防护方面主要有阴极保护法、缓蚀剂法、耐腐蚀材料技术等。
阴极保护技术一般费用较大。在新建管网的时候通常会考虑耐蚀材料。金属镀层制备方法丰富，但是施工较为困难。相对而言，缓蚀剂防护技术经济性较好，防腐蚀的效果也较好。根据缓蚀剂对电化学腐蚀的控制部分分类，分为阳极型缓蚀剂，阴极型缓蚀剂和混合型缓蚀剂。阳极型缓蚀剂主要通过抑制腐蚀反应的阳极过程来达到缓蚀的目的。阴极型缓蚀剂是抑制电化学阴极反应的。混合型缓蚀剂同时抑制阴极和阳极腐蚀过程。
由于影响缓蚀剂效果的因素非常多，所以不同的油气田甚至是同一油气田不同区块都有可能要选用不同的缓蚀剂。本次实验采取失重法来评价缓蚀剂的整体防腐蚀能力。现场试验采用铁离子比色法。
三、缓蚀剂最佳用量实验
通过资料调研选取了适合于CO2腐蚀防护的4种缓蚀剂[3、4]，分别是TY-1，TY-2，XA-1，XA-2。实验钢材为20G，实验温度模拟现场温度60℃。
根据对管网内介质的检测，模拟的实验介质离子含量如下表所示：
通过添加不同量和不同种类的缓蚀剂，可以明显的看出4种缓蚀剂对腐蚀防护的作用在随着缓蚀剂量的增加，出现一个高点后，开始下降。即达到每种缓蚀剂的最佳用量范围内时，防腐蚀效果最好。增加或减少缓蚀剂的用量，超过此最佳用量范围后，防腐蚀效果下降。实验结果如下图：
缓蚀剂ST-1在本次实验条件下，效果不佳，在添加浓度为75mg/L至125m/L之间时，缓蚀率维持在50%至60%之间。
由上图可以看出，缓蚀剂ST-2，在添加浓度为75mg/L之后，缓蚀率迅速提升至70%以上，当缓蚀剂浓度达到100mg/L之后，一直到175mg/L，缓蚀率一直维持在80%～90%之间，且较为稳定。
缓蚀剂XZ-1在本次实验条件下，效果不错，在添加浓度为75mg/L至200mg/L之间时，缓蚀率维持在70%至90%之间，且较为稳定。整体上来看，相同的条件下，缓蚀剂XZ-1的缓蚀率略低于缓蚀剂ST-2
缓蚀剂XZ-2在本次实验条件下，在添加浓度为125mg/L至200mg/L之间时，缓蚀率维持在70%至90%之间。整体上来看，相同的条件下，缓蚀剂XZ-2的缓蚀率略低于缓蚀剂ST-2和XZ-1。
由以上4图可以看出，在本次实验效果最佳的是缓蚀剂ST-2和XZ-1。两者在添加浓度为100mg/L时的实验钢片做现场试验，结果如下所示：
由上图可知，在现场实际条件下，缓蚀剂ST-2和XZ-1的效果较，实验室最苛刻条件下的防腐蚀效果更佳。其中ST-2在添加浓度达到75mg/L至150mg/L后，缓蚀率持续高于80%，浓度达到125mg/L左右时，缓蚀率超过90%。
四、结论
1.采用缓蚀剂防腐蚀法是目前国内最简单易行，且费用较低。
2.经过实验室比选和现场试验，所选的4种适用于二氧化碳腐蚀的缓蚀剂中，缓蚀剂ST-2效果最佳，添加浓度为125mg/L时，缓蚀率最高可达到90.65%。
3.缓蚀剂种类很多，但适用范围广且价格低廉的缓蚀剂很少，有待进一步研究。
。
参考文献
[1]张忠烨，郭金宝.CO2对油气管材的腐蚀规律及国内外研究进展[J].宝钢技术， 2000（4）：54-58.
[2]李建平，赵国仙，郝士明.几种因素对油套钢CO2腐蚀行为影响[J].中国腐蚀与防护学报，2005，25（4）：241-244.
[3]张玉芳.用于含H2S/CO2环境的缓蚀剂研制[J].石油与天然气化工，2005，34（5）：407-410.
[4]黄红兵.近年来油气井缓蚀剂发展的新技术[J].石油与天然气化工，1998，27（4）：257.
关键字：CO2 ；腐蚀防护；缓蚀剂；实验
【中图分类号】TE988.2
CO2 Corrosion and Protection in Oil and Gas Field
Shen Yang1 Gu Lei2 Gao Jinyue1 Wu Ye1
（1. Survey， Design and Research Institute， Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau，Henan Puyang，457001；2.Geophysical Wireline Logging Company ZhongYuan Petroleum Enginneer CO.LTD.， Henan Puyang， 457001）
Abstract：This paper summarizes the main factor of CO2corrosion in oil and gas field. The application of inhibitor is the better choise. It is appropriate for safty. And it has lots of advantage such as lower cost， simple operation， and continuous production.
Keywords： CO2，corrosion， factors， protection methods
一、概述
隨着油气田管网建成投产时间的增加，管道的腐蚀问题成为了影响油气田日常安全生产的重要问题之一。其中含CO2介质的腐蚀问题愈来愈突出。
根据统计，俄罗斯51%的管道损坏是由腐蚀引起的。在泄漏事故中，有83%是腐蚀造成的。一般说来，油田生产系统石油管材的腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀。外腐蚀主要是管体外部长期埋在土壤中，被土壤及地层水腐蚀，同时也受到电流腐蚀和电池腐蚀，内腐蚀主要是管体内部介质具有腐蚀性导致的腐蚀问题，二氧化碳与天然气中的产出水一道将对输气管道及设备产生较严重的电化学腐蚀，成为研究热点[1、2]。
二、腐蚀防护的方法
据统计，目前国内在腐蚀的控制和防护方面主要有阴极保护法、缓蚀剂法、耐腐蚀材料技术等。
阴极保护技术一般费用较大。在新建管网的时候通常会考虑耐蚀材料。金属镀层制备方法丰富，但是施工较为困难。相对而言，缓蚀剂防护技术经济性较好，防腐蚀的效果也较好。根据缓蚀剂对电化学腐蚀的控制部分分类，分为阳极型缓蚀剂，阴极型缓蚀剂和混合型缓蚀剂。阳极型缓蚀剂主要通过抑制腐蚀反应的阳极过程来达到缓蚀的目的。阴极型缓蚀剂是抑制电化学阴极反应的。混合型缓蚀剂同时抑制阴极和阳极腐蚀过程。
由于影响缓蚀剂效果的因素非常多，所以不同的油气田甚至是同一油气田不同区块都有可能要选用不同的缓蚀剂。本次实验采取失重法来评价缓蚀剂的整体防腐蚀能力。现场试验采用铁离子比色法。
三、缓蚀剂最佳用量实验
通过资料调研选取了适合于CO2腐蚀防护的4种缓蚀剂[3、4]，分别是TY-1，TY-2，XA-1，XA-2。实验钢材为20G，实验温度模拟现场温度60℃。
根据对管网内介质的检测，模拟的实验介质离子含量如下表所示：
通过添加不同量和不同种类的缓蚀剂，可以明显的看出4种缓蚀剂对腐蚀防护的作用在随着缓蚀剂量的增加，出现一个高点后，开始下降。即达到每种缓蚀剂的最佳用量范围内时，防腐蚀效果最好。增加或减少缓蚀剂的用量，超过此最佳用量范围后，防腐蚀效果下降。实验结果如下图：
缓蚀剂ST-1在本次实验条件下，效果不佳，在添加浓度为75mg/L至125m/L之间时，缓蚀率维持在50%至60%之间。
由上图可以看出，缓蚀剂ST-2，在添加浓度为75mg/L之后，缓蚀率迅速提升至70%以上，当缓蚀剂浓度达到100mg/L之后，一直到175mg/L，缓蚀率一直维持在80%～90%之间，且较为稳定。
缓蚀剂XZ-1在本次实验条件下，效果不错，在添加浓度为75mg/L至200mg/L之间时，缓蚀率维持在70%至90%之间，且较为稳定。整体上来看，相同的条件下，缓蚀剂XZ-1的缓蚀率略低于缓蚀剂ST-2
缓蚀剂XZ-2在本次实验条件下，在添加浓度为125mg/L至200mg/L之间时，缓蚀率维持在70%至90%之间。整体上来看，相同的条件下，缓蚀剂XZ-2的缓蚀率略低于缓蚀剂ST-2和XZ-1。
由以上4图可以看出，在本次实验效果最佳的是缓蚀剂ST-2和XZ-1。两者在添加浓度为100mg/L时的实验钢片做现场试验，结果如下所示：
由上图可知，在现场实际条件下，缓蚀剂ST-2和XZ-1的效果较，实验室最苛刻条件下的防腐蚀效果更佳。其中ST-2在添加浓度达到75mg/L至150mg/L后，缓蚀率持续高于80%，浓度达到125mg/L左右时，缓蚀率超过90%。
四、结论
1.采用缓蚀剂防腐蚀法是目前国内最简单易行，且费用较低。
2.经过实验室比选和现场试验，所选的4种适用于二氧化碳腐蚀的缓蚀剂中，缓蚀剂ST-2效果最佳，添加浓度为125mg/L时，缓蚀率最高可达到90.65%。
3.缓蚀剂种类很多，但适用范围广且价格低廉的缓蚀剂很少，有待进一步研究。
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参考文献
[1]张忠烨，郭金宝.CO2对油气管材的腐蚀规律及国内外研究进展[J].宝钢技术， 2000（4）：54-58.
[2]李建平，赵国仙，郝士明.几种因素对油套钢CO2腐蚀行为影响[J].中国腐蚀与防护学报，2005，25（4）：241-244.
[3]张玉芳.用于含H2S/CO2环境的缓蚀剂研制[J].石油与天然气化工，2005，34（5）：407-410.
[4]黄红兵.近年来油气井缓蚀剂发展的新技术[J].石油与天然气化工，1998，27（4）：257.