恶劣环境油井管腐蚀严重程度的评价方法
2019-01-23 11:26:04
作者：《海洋油气工程腐蚀与防护》 来源：张智
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腐蚀严重程度的判据
恶劣环境油井管的腐蚀过程是一种错综复杂的电化学过程，影响腐蚀速率的因素很多，主要有：CO2分压、H2S分压、温度、pH值、流体的流速和组成（Ca2+、Mg2+、HCO3-、Cl-浓度，有机物含量等）、金属的性质和所承受的载荷等。
恶劣环境油井管腐蚀严重程度的评价方法主要有以下几种。
1 CO2环境使用金属和低合金钢的腐蚀严重度判据
CO2溶解在水相中生成碳酸，与管壁发生化学反应，产生CO2腐蚀，但气相CO2不会发生反应。水相中CO2的含量与气液平衡中CO2的分压紧密相关（如果没有自由气体存在，水中CO2含量将由与水相保持接触的气相CO2压力来决定）。因而，预测CO2腐蚀速度应以气相中的CO2分压为基础：
（1）
＞0.2MPa，严重腐蚀；（2）
＝0.02～0.2MPa，有腐蚀；（3）＜0.02MPa，没有腐蚀。
＞0.2MPa，严重腐蚀；（2）＝0.02～0.2MPa，有腐蚀；（3）＜0.02MPa，没有腐蚀。 2 酸性环境使用金属和低合金钢的腐蚀严重度判据
ISO 15156—2标准给出了酸性环境腐蚀严重性的判据。NACE标准采用H2S的临界分压＝0.000348MPa来区分腐蚀的强弱，而不用临界浓度区分。但是值得注意的是：即使H2S的分压低于0.00035MPa时，不利的影响也可能出现。
（1）当
＜0.000348MPa时：为甜气；（2）当＞0.000348MPa时：为酸性气。
＜0.000348MPa时：为甜气；（2）当＞0.000348MPa时：为酸性气。
图1 临界分压与总压和H2S浓度的关系曲线
图1给出了NACE的划分方法，图中虚线1表明，系统总压力恒定，H2S浓度上升，导致气体由非酸性变成酸性，腐蚀性增大；虚线2表明，H2S浓度恒定，系统总压力上升，同样导致气体由非酸性变成酸性，腐蚀性增大。
化工部HG/T 20581—2011《钢制化工容器材料选用规定》规定的湿H2S应力腐蚀环境：
（1）温度：0～65℃；
（2）H2S分压大于等于0.000348MPa，即相当于常温在水中的H2S溶解度不小于7.7mg/L；
（3）介质中含有液相水或处于水的露点温度以下；
（4）pH＜7或有氰化物（HCN）存在。
同时，还对湿H2S环境进行分级，其分级如下：
Ⅰ级环境：凡符合下列况之一的湿H2S环境：介质中有氰化物存在、具有低pH值（pH≤5.5）的酸性水环境、缺少环境资料或者几乎没有使用经验。
Ⅱ级环境：湿H2S环境的介质中不存在氰化物，pH值比较高（pH≥6），且具有良好的使用经验。
湿H2S不但产生均匀腐蚀，还会产生湿H2S应力腐蚀开裂。湿H2S应力腐蚀的三个主要特征是：
第一，有应力存在，特别是拉伸应力分量的存在。拉伸应力愈大，断裂的时间愈短。断裂所需应力一般都低于材料的屈服强度。
第二，腐蚀介质是湿H2S，由其引起的应力腐蚀断裂一般出现在硬度HRC≥22的中强度及高强度低合金结构钢中。然而在这种环境下，这些钢材的均匀腐蚀速率较低。
第三，其断裂速度约在10-8～10-6m/s数量级的范围内，处于一般腐蚀与机械断裂速率之间，断口一般为脆断型。
3 根据CO2与H2S分压的比值划分腐蚀类型
（1）/pH2S比值
/pH2S比值 当环境介质中含有H2S时，用
可以判定腐蚀事故是H2S造成的酸性应力腐蚀还是CO2引起的“甜性”坑蚀：
可以判定腐蚀事故是H2S造成的酸性应力腐蚀还是CO2引起的“甜性”坑蚀：＞500时，以CO2腐蚀为主；＜500时，以H2S腐蚀为主。 当有H2S存在时，即使是微量的H2S，也可能加剧CO2的腐蚀。在H2S和CO2并存的情况，H2S要破坏CO2腐蚀生成的碳酸铁膜，由此加速了金属基体的腐蚀。此外，H2S溶于水，将改变溶液的pH值，从而加剧了CO2腐蚀。
（2）［Ca2+］/［HCO3-］比值
当＝0.05～0.1MPa且有地层水存在时，将地层水中Ca2+与HCO3-的摩尔浓度乘以其电价数后相比，其比值大小可以判断腐蚀的强弱：
＝0.05～0.1MPa且有地层水存在时，将地层水中Ca2+与HCO3-的摩尔浓度乘以其电价数后相比，其比值大小可以判断腐蚀的强弱： （1）［Ca2+］/［HCO3-］＜0.5时，腐蚀速率较低；
（2）［Ca2+］/［HCO3-］＞1000时，腐蚀速率中等；
（3）0.5＜［Ca2+］/［HCO3-］＜1000时，腐蚀速率较高。
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