高含硫环境中地面集输管线材质腐蚀影响因素

　　作者简介:刘志德,1972年生,工程师;1999年毕业于西南石油学院应用化学专业,获硕士学位;从事油气田防腐工作。地址:(610213)四川省成都市华阳镇。电话:(028)85604522,13540147686。E2mail:liuzhd@petrochina.com.cn高含硫环境中地面集输管线材质腐蚀影响因素刘志德　黄黎明　杨仲熙　谷坛　孙绪晖　熊伟(中国石油西南油气田分公司天然气研究院)　　刘志德等.高含硫环境中地面集输管线材质腐蚀影响因素.天然气工业,2004;24(12):122～123摘　要　根据国内某高含硫气田集输管线内高含H2S(8%～16%)、CO2(5%～10%)的高压腐蚀环境,分析了可能存在的腐蚀影响因素,并采用静态高温高压釜研究了H2S、CO2、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对20#钢的作用规律。结果表明,在试验研究的范围内,20#钢的腐蚀比较严重,腐蚀速率在0.348～2.559mm/a之间,但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响20#钢腐蚀程度的主要因素:水中Cl-含量越高,20#钢的腐蚀速率越大;温度为40℃时20#钢的腐蚀速率相对较大;元素硫的存在会加速20#钢的失重腐蚀和点蚀,最大点蚀深度为4.867mm/a。通过室内研究,建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫,而且最好不要让集输管线的温度停留在40℃左右,以减轻对管线的腐蚀;此外,还要加强对高Cl-含量地层水汇集的集输管线的防腐蚀工作。主题词　高压　集输管道　硫化氢腐蚀　二氧化碳腐蚀　温度　水腐蚀　元素硫　腐蚀速率　影响　　在高含硫天然气集输过程中,往往会遇到H2S、CO2和Cl-等腐蚀介质,这些腐蚀介质的存在会造成地面集输管线的严重腐蚀———管道出现穿孔和破裂等现象。有关上述介质对高含硫集输管线内腐蚀情况的影响,尽管国内外学者已进行了较多的研究〔1,2〕,但仍有许多理论和技术问题需要进一步深究。为此,笔者根据某高含硫气田管线内介质的组成情况,利用高温高压釜研究了不同H2S、CO2含量,不同温度,不同Cl-含量以及元素硫的存在对20#钢腐蚀程度的影响,并据研究结果提出了防腐建议。一、实验方法　　实验材质为20#钢,试片加工尺寸为30×15×3mm。试验总压为10MPa,H2S、CO2的分压根据其百分含量而定。试验水样用NaCl配制,试验周期为72h。点