分析压缩天然气加气站地下储气井的腐蚀与防护

郇宜涛

1 压缩天然气加气站地下储气井概述

压缩天然气加气站地下储气井作为储存压缩天然气的装置，本身对安全性、密封性和压缩性的要求极高，一旦哪方面的性能稍有不足，都会对压缩天然气的安全储存造成严重威胁。为了保证地下储气井具有极强的密封性，一般需要使用井底封头、井口封头、套管等装置。在此基础之上，还需要利用高强度固井水泥来保证井底的稳定性。而井口控制装置则是用来保证储气井安全的重要装置，其能够对储气井的内部结构设施进行有效控制，从而保证储气井的正常使用，还能针对储气井的部分简单问题进行快速修复，是储气井中不可或缺的重要部分。地下储气井的深度一般在100米到200米之间，既能保证天然气的正常使用，也能防止地面安全隐患的威胁。另外，地下储气井具有的建设成本低、建设周期短、管理维护简单的优点，故而在我国得以大量应用。

2 压缩天然气加气站地下储气井的腐蚀问题

腐蚀是地下储气井普遍存在的现象，对储气井的安全及正常使用造成了严重影响与威胁。当腐蚀现象严重时，更会出现天然气泄露的情况，从而引发安全事故。一般来说，压缩天然气地下储气井的腐蚀现象都是由腐蚀性介质所引起的，包括溶解氧、CO2、H2S、SRB等。

2.1 溶解氧引发的腐蚀

溶解氧是指溶解在水中的空气中的分子态氧，其会与地下储气井的金属发生反应，从而使得自身被还原生成OH-，而金属则被氧化生成相应的金属阳离子，常见的铁被氧化生成Fe2+。在OH-和Fe2+生成后，会各自向阳极与阴极扩散，从而形成氧化腐蚀电池。如此一来，地下储气井金属部分的腐蚀现象将会进一步加速，从而使得储气井的安全、正常使用受到威胁。一般来说，水中溶解氧的浓度越高，储气井的腐食速度也就越快。

2.2 CO2和H2S引发的腐蚀

CO2和H2S都是导致地下储气井出现腐蚀现象的主要因素，大多数情况下，CO2和H2S都是共同存在、共同作用的。在CO2和H2S共存情况下，二者浓度不同，会导致腐蚀速度发生相应的变化。由于H2S腐蚀作用下产生的硫化物膜，会对储气井形成保护作用，所以在CO2和H2S共存的情况下，后者对腐蚀速度的影响更大。在CO2和H2S共存的情况下，当H2S浓度偏低时，腐蚀速度会受到硫化物膜的影响而降低。而当H2S浓度偏高时，腐蚀速度会因为H2S的腐蚀作用增强而加快。在CO2和H2S共存的情况下，影响腐蚀速度的因素除了H2S浓度外，还包括温度、CO2分压及地下井材质。其中，温度变化会导致介质中CO2和H2S的浓度发生变化而影响腐蚀速度，但同时CO2及H2S和金属的反应速度会得以反向加强，腐蚀产物膜也会对腐蚀速度造成影响。例如，当温度升高，CO2和H2S的溶解度降低，但相应的反应速度会加快，腐蚀产物膜也会对腐蚀速度造成影响。因此要明确温度变化对腐蚀速度的影响，需要根据实际情况加以分析。

2.3 SRB引发的腐蚀

SRB也就是硫酸盐还原菌，其引发的腐蚀是微生物腐蚀的典型情况。SRB的代谢产物H2S会与金属发生氧化还原反应，从而造成腐蚀，同时其反应产物FeS也对金属的腐蚀有着影响，会进一步加以腐蚀强度。SRB腐蚀的主要机理实际上在于氢化酶，它为氧化还原反应提供了足量的氢，从而促进了氧化还原反应的形成与加剧，对储气井造成严重腐蚀影响。

3 压缩天然气加气站地下储气井的腐蚀防护措施

地下储气井的腐蚀防护措施非常多，其中最简单的当属改善固井方法。一般情况下，地下储气井的固定都是通过由上向下灌注水泥浆的方式完成，但这种方法的应用容易出现缝隙及松动现象，从而使得地下水及有害气体能够通过缝隙直接与井筒接触而产生腐蚀。而采用由下向上的固井方法，利用小管从储气井底部灌入水泥浆，在水泥浆不断灌入的过程中，压力会逐渐增大，从而避免了缝隙的出现。

其次，使用密封脂来辅助密封，从而起到改善钢管连接处的密封性能的作用，可以很好地防止有害气体等与套管发生反应，从而防止腐蚀现象发生。另外，对加气站的压缩天然气气质进行严格要求，避免水、硫化氢等的含量超标，是缓解腐蚀现象发生的有效方法。当然，选用抗腐蚀强度更高的钢材作为套管材料，也能有效降低腐蚀速度。最后，合理运用套管防腐蚀技术来对套管进行强化处理，可以对化学腐蚀起到较好的防护作用，从而在混凝土防护的基础上进一步提升了腐蚀防护强度。

4 结束语

近年来，我国大力建设压缩天然气加气站地下储气井，对我国天然气能源的推广使用有着积极意义。然而，地下储气井的腐蚀问题却严重影响了储气井的正常使用，严重时还会引发安全事故，需要采取合理措施加以防护。本文对压缩天然气地下储气井的腐蚀机理进行了简单分析，并从固井方法、密封性能、天然气气质、套管材料及套管防腐蚀技术等方面，对地下储气井的腐蚀防护进行了探讨，希望能对我国压缩天然气加气站地下储气井的腐蚀防护起到强化作用。