高含CO2天然气运输管道缓蚀剂的筛选

张 宇

(中国石油管道公司管道工程建设项目经理部)

0 引 言

气藏高温、高压、高含CO2(20%～80%)，气井CO2腐蚀环境恶劣，在天然气开发中，伴随产生大量的CO2，CO2具有极强的腐蚀性[1]，天然气或CO2气体运输过程中，对输气管材的要求极其严格，据有关文献介绍，对于输送高含CO2的管道在没有采取保护措施的情况下，腐蚀井段占50%～85%，严重影响管材的寿命[2-3]，为此需要对管道采取必要的防范措施[4-6]。本文阐述CO2腐蚀规律，筛选评价咪唑啉为主剂抗CO2复合缓释剂，评价缓释性能及其加注方式，现场设计加药工艺及其制度，通过现场试验监测，咪唑啉类的复合缓释剂，适合CO2输送管材的防护，降低了管道的腐蚀状况，延长了管道的使用周期，降低了漏气的风险。

1 CO2缓蚀剂的研究与评价

1.1 缓释剂类型的确定

缓蚀剂的种类包括有机类和无机类缓蚀剂，其中无机类缓蚀剂，主要是氧化金属表面形成钝化膜或在阴极区形成沉淀膜，对管材进行防护，起到缓释作用。

有机类缓蚀剂分以下4种，含P类，对金属有很强的吸附性，用于抑制CO2、H2S、O2、SRB的腐蚀。含S类，通过S原子吸附金属表面，主要抑制CO2、H2S的腐蚀，因受环境影响较大，现场很少单独使用。含O类，主要为炔醇类、醛类、脂肪羧酸类，用于油气井高温高压及酸化环境下。含N类，是用量最大的一类缓蚀剂，包括有机胺类、咪唑啉类、铵盐、季铵盐类、酰胺类。其中咪唑啉类因具有低毒、高效、易降解等特点，应用最广泛。不同类型缓蚀剂的缓释性能评价见图1。

图1 不同类型缓蚀剂的缓释性能评价

1.2 不同材质的缓释效果

实验条件：现场模拟水，CO2除氧60 min，药剂浓度为0.2 g/L，室温。

实验结果：针对输送高含CO2天然气的管道腐蚀情况，选择不同类型的材质进行评价，主要优选咪唑啉为主剂抗CO2缓蚀剂YQY-HS-1，同时配伍增效剂、促进剂等多项添加剂，适合范围在CO2分压5 MPa、温度小于95℃，矿场腐蚀速率小于0.076 mm/a，缓蚀效率95%以上。缓蚀剂缓蚀性能评价如图2所示，具有超强吸附性和预膜性；与国内同类缓蚀剂和国外缓蚀剂对比，该缓蚀剂具有抗CO2腐蚀性能优良，成本低的特性。

注：实验条件均为“70℃、3 MPa”图2 缓蚀剂缓蚀性能评价

1.3 缓蚀剂浓度确定

通过电化学实验进行缓蚀效果评价和形貌分析，综合考虑缓蚀效果和成本，主剂从0.1%到1%都具有良好的缓蚀效果，0.4%以后缓蚀效果平缓。从电极表面形貌观察，当主剂为0.1%时，出现明显的点蚀现象，确定缓蚀剂浓度0.2%。不同浓度缓蚀剂的效果见图3。

图3 不同浓度对缓释效果的影响

2 缓蚀剂加注工艺设计

根据缓蚀剂加注需求及天然气中CO2含量的变化情况，设计了不同类型的加药装置，一是柱塞恒流缓蚀剂加注装置，针对柱塞恒流装置，形成了连续加药工艺，可根据加药量调整注入量的大小。二是针对首次或间隔加药井，形成了冲击式预膜加药工艺，提高了药剂利用率和现场缓蚀剂防腐效果，为有效防止CO2腐蚀及其安全运行提供了技术保障。

连续加药：将药剂按一定浓度连续均匀注入管道，在井筒中维持成膜浓度达到缓蚀剂膜的动态修复平衡。

间歇加药：将药剂按周期一次投加，缓蚀剂的膜维持的时间决定了加药周期。

冲击式预膜：将高浓度药剂(吸附性型、成膜型缓蚀剂)冲击加药，使缓蚀剂在管柱表面吸附，形成药剂保护膜。

3 监测评价

现场连续测试运输管线的腐蚀状况，根据管道返出药剂残余浓度在40～90 mg/L，以及中试试验结果与矿场取样分析来看，可以达到防腐要求，优选的以咪唑啉为主剂抗CO2缓蚀剂YQY-HS-1，同时配伍增效剂、促进剂等多项添加剂适合高含CO2运输管道的腐蚀防护。间歇加药井缓蚀剂残余浓度变化见图4，缓蚀剂现场监测评价结果见表1。

图4 间歇加药井缓蚀剂残余浓度变化

表1 缓蚀剂现场监测评价结果

4 结 论

1)针对地面集输的环境情况，筛选以咪唑啉为主剂抗CO2缓蚀剂YQY-HS-1，同时配伍增效剂、促进剂等多项添加剂、适合范围在CO2分压5 MPa、温度小于95℃，矿场腐蚀速率小于0.076 mm/a，缓蚀效率95%以上。

2)设计现场加入工艺及制度，设计加药工艺及制度，现场监测评价缓蚀剂缓释效果和腐蚀情况，可防止管道运输过程中CO2腐蚀的侵害，长输管线内腐蚀控制良好。