惡劣環境油井管腐蝕嚴重程度的評價方法
2019-01-23 11:26:04
作者：《海洋油氣工程腐蝕與防護》 來源：張智
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腐蝕嚴重程度的判據
惡劣環境油井管的腐蝕過程是一種錯綜復雜的電化學過程，影響腐蝕速率的因素很多，主要有：CO2分壓、H2S分壓、溫度、pH值、流體的流速和組成（Ca2+、Mg2+、HCO3-、Cl-濃度，有機物含量等）、金屬的性質和所承受的載荷等。
惡劣環境油井管腐蝕嚴重程度的評價方法主要有以下幾種。
1 CO2環境使用金屬和低合金鋼的腐蝕嚴重度判據
CO2溶解在水相中生成碳酸，與管壁發生化學反應，產生CO2腐蝕，但氣相CO2不會發生反應。水相中CO2的含量與氣液平衡中CO2的分壓緊密相關（如果沒有自由氣體存在，水中CO2含量將由與水相保持接觸的氣相CO2壓力來決定）。因而，預測CO2腐蝕速度應以氣相中的CO2分壓為基礎：
（1）
＞0.2MPa，嚴重腐蝕；（2）
＝0.02～0.2MPa，有腐蝕；（3）＜0.02MPa，沒有腐蝕。
＞0.2MPa，嚴重腐蝕；（2）＝0.02～0.2MPa，有腐蝕；（3）＜0.02MPa，沒有腐蝕。 2 酸性環境使用金屬和低合金鋼的腐蝕嚴重度判據
ISO 15156—2標準給出了酸性環境腐蝕嚴重性的判據。NACE標準采用H2S的臨界分壓＝0.000348MPa來區分腐蝕的強弱，而不用臨界濃度區分。但是值得注意的是：即使H2S的分壓低于0.00035MPa時，不利的影響也可能出現。
（1）當
＜0.000348MPa時：為甜氣；（2）當＞0.000348MPa時：為酸性氣。
＜0.000348MPa時：為甜氣；（2）當＞0.000348MPa時：為酸性氣。
圖1 臨界分壓與總壓和H2S濃度的關系曲線
圖1給出了NACE的劃分方法，圖中虛線1表明，系統總壓力恒定，H2S濃度上升，導致氣體由非酸性變成酸性，腐蝕性增大；虛線2表明，H2S濃度恒定，系統總壓力上升，同樣導致氣體由非酸性變成酸性，腐蝕性增大。
化工部HG/T 20581—2011《鋼制化工容器材料選用規定》規定的濕H2S應力腐蝕環境：
（1）溫度：0～65℃；
（2）H2S分壓大于等于0.000348MPa，即相當于常溫在水中的H2S溶解度不小于7.7mg/L；
（3）介質中含有液相水或處于水的露點溫度以下；
（4）pH＜7或有氰化物（HCN）存在。
同時，還對濕H2S環境進行分級，其分級如下：
Ⅰ級環境：凡符合下列況之一的濕H2S環境：介質中有氰化物存在、具有低pH值（pH≤5.5）的酸性水環境、缺少環境資料或者幾乎沒有使用經驗。
Ⅱ級環境：濕H2S環境的介質中不存在氰化物，pH值比較高（pH≥6），且具有良好的使用經驗。
濕H2S不但產生均勻腐蝕，還會產生濕H2S應力腐蝕開裂。濕H2S應力腐蝕的三個主要特征是：
第一，有應力存在，特別是拉伸應力分量的存在。拉伸應力愈大，斷裂的時間愈短。斷裂所需應力一般都低于材料的屈服強度。
第二，腐蝕介質是濕H2S，由其引起的應力腐蝕斷裂一般出現在硬度HRC≥22的中強度及高強度低合金結構鋼中。然而在這種環境下，這些鋼材的均勻腐蝕速率較低。
第三，其斷裂速度約在10-8～10-6m/s數量級的范圍內，處于一般腐蝕與機械斷裂速率之間，斷口一般為脆斷型。
3 根據CO2與H2S分壓的比值劃分腐蝕類型
（1）/pH2S比值
/pH2S比值 當環境介質中含有H2S時，用
可以判定腐蝕事故是H2S造成的酸性應力腐蝕還是CO2引起的“甜性”坑蝕：
可以判定腐蝕事故是H2S造成的酸性應力腐蝕還是CO2引起的“甜性”坑蝕：＞500時，以CO2腐蝕為主；＜500時，以H2S腐蝕為主。 當有H2S存在時，即使是微量的H2S，也可能加劇CO2的腐蝕。在H2S和CO2并存的情況，H2S要破壞CO2腐蝕生成的碳酸鐵膜，由此加速了金屬基體的腐蝕。此外，H2S溶于水，將改變溶液的pH值，從而加劇了CO2腐蝕。
（2）［Ca2+］/［HCO3-］比值
當＝0.05～0.1MPa且有地層水存在時，將地層水中Ca2+與HCO3-的摩爾濃度乘以其電價數后相比，其比值大小可以判斷腐蝕的強弱：
＝0.05～0.1MPa且有地層水存在時，將地層水中Ca2+與HCO3-的摩爾濃度乘以其電價數后相比，其比值大小可以判斷腐蝕的強弱： （1）［Ca2+］/［HCO3-］＜0.5時，腐蝕速率較低；
（2）［Ca2+］/［HCO3-］＞1000時，腐蝕速率中等；
（3）0.5＜［Ca2+］/［HCO3-］＜1000時，腐蝕速率較高。
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責任編輯：韓鑫
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