摘要 本文对南压浅冷站装置受二氧化碳腐蚀的现象进行了分析，探究了管线腐蚀的原因，二氧化碳腐蚀的机理及影响因素，以此为基础，通过运用合理科学有效的方法提出对管线二氧化碳腐蚀的防护措施。
关键词：二氧化碳；腐蚀机理；影响因素；防护措施
1引言
2019年9月7日，南压浅冷站对后冷器出口等易发生腐蚀管线进行了壁厚检测，检测结果显示10处管件为4级、6处为3级，共6条管线需要更换，南压浅冷站于9月27日完成管线更换。近两年来，南压浅冷站多次更换空冷器、冷却器等设备管束，更换阀门14个，天然气压缩机入口管线1条。如今管道遭受二氧化碳腐蚀是非常常见的现象，本文针对这一现象经行初步分析，希望找出管线腐蚀的真实原因，并以此为依据，从基础做起，通过运用合理科学有效的方法来避免发生腐蚀性问题。
2 管线腐蚀原因分析
2.1 近年原料气组分中CO2含量分析
近年随着原料气中CO2等酸性气体组分含量升高，对装置腐蚀加剧，南压浅冷站2013年以来原料气内二氧化碳含量检验数据如下表：
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表1：2011-2019年南压浅冷站原料气内二氧化碳含量
原料气中CO2含量趋势图如下：
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图1：2013-2019年南压浅冷站原料气二氧化碳含量趋势图
从图中可以看出，原料气中二氧化碳的含量总体呈上升趋势，2013年原料气二氧化碳组分为4.41%，为近七年最低，2019年原料气二氧化碳组分为7.16%，为近七年最高。都高于南压浅冷站设计原料气组分中CO2含量（如下表）。
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表2：南压浅冷站设计原料气组分表
2.2 CO2对管线的腐蚀机理
二氧化碳溶入水后对钢铁有极强的腐蚀性。在相同的pH 值下二氧化碳的总酸度比盐酸高，对钢铁的腐蚀比盐酸严重。二氧化碳腐蚀可能使天然气管线的寿命大大低于设计寿命，低碳钢的腐蚀速率可高达7 mm/a，有时甚至更高[1]。
铁在碳酸溶液中的腐蚀过程，可由如下表达式表达：
（1）腐蚀的阳极反应:
Fe+OH- FeOH+e
FeOH FeOH++e
FeOH+ Fe2++OH-
（2）关于阴极过程占主导的观点认为，腐蚀是受氢析出动力学[2]控制：
H30++e H+H20
3 影响CO2腐蚀的因素
CO2腐蚀程度轻重由很多因素影响，其中的主要因素为：CO2分压、温度、pH值和流速。
3.1 CO2分压的影响
原料气中CO2分压越大，则其中CO2溶解于水中浓度更高，碳酸浓度越高，分解出来的氢离子就会越高，则腐蚀的程度与速度也相应提高。API6A标准中CO2分压划分为三个等级，当CO2分压≤0.05Mpa时，无腐蚀；当CO2分压0.05-0.21Mpa时，轻度腐蚀；当CO2分压＞0.21Mpa时，中度至高度腐蚀。随着CO2组分含量升高，分压随之升高。[3]
3.2 介质温度的影响
在常温情况下，碳钢表面会形成比较薄弱的钝化膜，主要用来起到防腐蚀作用，但在CO2水溶液中，这层钝化膜起不到有效的防腐蚀作用；当温度达到50~60℃，腐蚀速率加快，但是在碳钢表面会产生腐蚀产物形成的膜，这对金属有着保护作用，此时腐蚀处于均匀腐蚀阶段；当温度达到60~110℃时，腐蚀产物形成的膜变得松软，粘附性差，此时腐蚀处于局部腐蚀阶段；当温度高于150℃后，腐蚀产生的腐蚀物变得稳定，腐蚀速率下降。所以说，装置腐蚀程度在温度较低和较高时，CO2腐蚀速率都会较慢。[4]
3.3 介质pH值的影响
溶液pH值不同，CO2在水溶液中的存在形式也不同。一般来说，当pH＜4时，CO2在水溶液中主要以碳酸的形式存在；当4＜pH＜10时，CO2在水溶液中主要以碳酸氢根的形式存在[5]；当pH＞10时，CO2在水溶液中主要以碳酸根的形式存在。所以，随着pH的降低，CO2腐蚀的程度也会越严重。
3.4 介质流速的影响
介质流速对CO2腐蚀有着重要影响，也更为复杂。介质流速高，则腐蚀介质与金属表面的传质速度也高，并且高流速会冲刷金属表面形成的保护膜，对其进行破坏，因此，腐蚀介质流速越快，腐蚀速率也越快。但达到一定的流速后，流速增加又促进了可钝化金属的钝化过程，提高了耐蚀性。所以，流速对CO2腐蚀是复杂的。
研究发现流速为0.32m/s是个转折点[6]，当流速低于这个值时，腐蚀速率随流速增大而加速；当流速高于这个值时，介质流速对于腐蚀速率的影响已不明显，温度成为影响腐蚀速率的主要因素。
4 管线CO2腐蚀的防护措施
在天然气处理装置中，对于防范CO2腐蚀，我们一般采用选择耐腐蚀材料、添加缓蚀剂以及对原料气脱水处理等措施。
4.1 选择耐腐蚀的管线材质
在实际生产中，我们发现Cr是提高合金材料性能的常用金属元素，且对抵抗二氧化碳腐蚀具有良好的效果。研究表明：当温度低于90℃时，合金材料在二氧化碳水溶液中加入少量的铬，就能具有很好的二氧化碳腐蚀性能[7]。
目前，南压浅冷站的蒸发器出口天然气线、二级三相分离器出口天然气线、二级三相分离器出口轻烃线三条管线为00Cr18Ni9的不锈钢材质，投用时间为2002年，分别在2018年和2019年进行管线壁厚检测，检测结果为二级，剩余年限预测为三年以上。可见，含铬材质抗二氧化碳腐蚀性能优异。
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4.2加入缓蚀剂
加入缓蚀剂，可以对管道腐蚀速率进行一定程度的抑制。在实际生产中，对一定的体系，加入少量特定的缓蚀剂，能有效降低介质对管道的腐蚀，延长管道的使用寿命，因此，加入缓蚀剂成为油气加工生产中减缓腐蚀的重要手段。例如：我们在乙二醇脱水系统中，加入3:1比例的三乙醇胺和甲基二乙醇胺的混合溶液，这样可以提高乙二醇溶液的pH值，降低腐蚀速率及腐蚀几率。
4.3对原料气进行脱水处理
由于CO2需要在水中溶解，形成碳酸，才会对管材进行腐蚀，所以进行脱水后，CO2的腐蚀能力大大降低。南压浅冷站装置中除油器、压缩机机前、级间气液分离器、一级、二级三相分离器、轻烃闪蒸罐等设备均有脱水效果，岗位人员应在平时生产过程中应注意调控分离器的水液位，及时排污。
4.4定期检测，加强监护
完善易腐蚀部位台账，每年重点监测，观察壁厚趋势，加强管线防腐管理。对于金属管线和装置定期进行检测，及时发现腐蚀部位，消除隐患。目前南压浅冷站已建立完备的管道台账以及易腐蚀部位台账，并每年定期做壁厚检测，对于腐蚀严重的管线立即申请更换，保证装置的安全运行。
5 结语
以上仅为我们对南压浅冷站装置目前腐蚀情况的简单分析，其所列举采取措施有些已经实施，并取得良好效果，有些还需要进一步实践才能进行验证。CO2腐蚀的影响因素很多，多种因素互相影响，所以对于不同的装置，不同的天然气组分应具体情况具体分析，根据不同情况采取有效的防护措施，CO2腐蚀是一种典型、常见的腐蚀类型，过程较复杂，我们对于其腐蚀的研究还不够，仍需进一步研究和探讨。
参考文献：
【1】张学元.王凤平.于海燕.等二氧化碳腐蚀防护对策研究[J].腐蚀与防腐.1997.18（5）：5-9.
【2】王志龙.艾俊哲.梅平.舒福昌.徐昌杰.二氧化碳对钢腐蚀的影响因素研究[J].油气田环境保护.2004(03)
【3】陈墨.宋晓琴.许玉磊.杨宇航.陈俊.CO2对金属管道腐蚀的研究现状及发展趋势[J].内蒙古石油化工.2006(7)
【4】二氧化碳腐蚀与控制[M]. 工业装备与信息工程出版中心 , 张学元等编著, 2000
【5】抗CO2腐蚀双咪唑啉缓蚀剂的合成及其缓蚀性能研究[D]. 周小虎.西南石油大学 2006
【6】油管钢高温高压CO2/H2S及CO2腐蚀行为研究[D]. 徐鸿麟.兰州理工大学 2005
【7】Influence of Turbulent Flow on the Localized Corrosion Processes of Mild Steel with Inhibited Aqueous CO2 Systems,Transfer in Multiphase Flows. Mora-Mendoza J L,Turgoose S. NACE,Corrosion/2001 . 2001
作者简介：林莉，女，2012年毕业东北石油大学自动化专业，现为大庆油田天然气分公司油气加工六大队南压浅冷站设备管理工作，通讯地址：大庆油田天然气分公司油气加工六大队浅冷站，163113.