Corrosion Prediction and Protection of Sour Gas Gathering Pipeline
摘 要
针对某酸性天然气田, 进行了气质、水质及腐蚀产物分析。结果表明, 该气田集输管道的腐蚀主要为CO2腐蚀。通过分析其腐蚀机理, 在Shell 95模型的基础上, 研究了温度、pH对腐蚀速率的影响, 建立了CO2腐蚀预测模型, 并进行挂片法验证了模型的可靠性。通过对气田常用的两种缓蚀剂ZD1-1和HJF-B进行常压和高压试验, 评价了二者的缓蚀效果, 为类似酸性湿天然气集输管道防腐蚀提供了一定的依据。
Abstract
The gas, water and corrosion products in a sour gas field were analyzed. The results showed that the corrosion in the gas field gathering pipeline was mainly caused by CO2 corrosion. By the analysis of corrosion mechanism, on the basis of Shell 95 model, the influences of temperature and pH value on corrosion rate were studied. CO2 corrosion prediction model was built, and the reliability of the prediction model was verified by coupon weight loss experiments. In addition, corrosion inhibition of corrosion inhibitors ZD1-1 and HJF-B which are commonly used in field was evaluated under normal pressure and high pressure. The results can provide some basis of anti-corrosion for sour wet gas gathering pipelines.
中图分类号 TG174
所属栏目 试验研究
基金项目 中国石油科技创新基金研究项目(2012D-5006-0603); 西安石油大学全日制研究生创新基金研究项目(2012cx110101)
收稿日期 2013/3/28
修改稿日期
网络出版日期
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备注肖荣鸽(1978-),讲师,博士,从事材料腐蚀与防护研究,
引用该论文: TIAN Yang-yang,XIAO Rong-ge,TIAN Yu,SUN Xue-jiao. Corrosion Prediction and Protection of Sour Gas Gathering Pipeline[J]. Corrosion & Protection, 2014, 35(1): 21
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参考文献
【1】田嘉治, 吕庆钢, 羊东明, 等. 集输管内腐蚀失效原因分析[J]. 理化检验-物理, 2013,48(12): 843-847.
【2】李琼玮, 杨全安. 长庆油田油套管腐蚀预测研究与建议[J]. 腐蚀科学与防护技术, 2005, 17(5):371-373.
【3】陈卓元, 张学元. 二氧化碳腐蚀机理及影响因素[J]. 材料开发与应用, 1998, 13(5):34-40.
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