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改性环氧粉末涂层在酸性油气田管道内防腐的应
1970年01月01日 08:00 保温材料网

  改性环氧粉末涂层在酸性油气田管道内防腐的应用

  吴希革(大庆庆鲁朗润科技有限公司,黑龙江大庆163316)

  摘要:结合集输管道使用环境和特点,提出了新型抗H2S、CO2、Cl-防腐层的设计。涂层经高温高压浸泡试验后外观及附着力均无变化。

  关键词:环氧涂层;内防腐;酸性油气;管道

  中图分类号:TQ635.2文献标识码:A文章编号:1672-2418(2014)12-0011-03

  0·引言

  在我国己探明的油气田中,酸性油气田占有相当大的比例,天然气田中高酸性气田就接近50%。近年来新开发的大型油气田,如塔里木、吉林、罗家寨和普光等,以及与苏丹、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、印度尼西亚和缅甸等国合作的油气田项目,也多为酸性和高酸性油气田[1],酸性油田的腐蚀带来了严重的后果。与此同时,油气田腐蚀环境日趋苛刻,主要表现在:(1)油井开采后期含水量的提高;深井、超深井的开发导致温度/压力提高;强腐蚀环境油井的开发使CO2、H2S和Cl-含量上升。这些都导致了油气田腐蚀的日趋严重。油气集输管材、石油管、油水分离罐的腐蚀是油气田腐蚀的最主要部分,石油管材和设备的腐蚀又分为内腐蚀和外腐蚀:外腐蚀主要是土壤、地下水、杂散电流等导致的腐蚀;内腐蚀是由内部介质所导致,是腐蚀科学目前研究的难点和热点问题之一。

  1·腐蚀的性质和特点

  1.1酸性油气田腐蚀的共性[2]

  腐蚀类型具有多样性,既有H2S引起的应力腐蚀,又有CO2、O2和Cl-引起的电化学腐蚀,部分气井还存在细菌腐蚀和垢下腐蚀等;

  腐蚀机理具有复杂性。大部分气井的腐蚀是H2S、CO2、Cl-等因素综合作用的结果,部分气井还存在细菌(SRB)的腐蚀;

  腐蚀范围具有普遍性。酸性油气田在不同腐蚀因素的作用下,都存在一定的腐蚀;

  腐蚀结果具有严重性。腐蚀的结果直接导致井下油套管、集输设备等的穿孔、破裂,甚至断裂,造成严重的经济损失和安全事故。

  1.2石油管材与设备内腐蚀的显著特点

  气、水、烃、固共存的多相流腐蚀介质;

  高温和/或高压环境;

  以H2S、CO2、O2为腐蚀物质,以水为载体,以Cl-为催化剂;

  (4)高含硫气田开发中硫化物成为重要腐蚀物质。

  2·腐蚀机理

  2.1H2S腐蚀机理

  H2S对金属材料的腐蚀破坏作用只有在水溶液中才会发生。溶解于水中的H2S电离释放出H+,H+极易在阴极夺取电子,促使阳极Fe溶解而导致腐蚀。阳极反应生成的腐蚀产物硫化铁(FexSy)在钢铁表面的附着力差极易脱落,且FexSy电位较高,其作为阴极与铁基体构成活性微电池,继续腐蚀铁基体[2]。

  2.2CO2腐蚀机理

  干燥的CO2不具腐蚀性,但CO2极易溶于水、凝析油和原油中。CO2水溶后生成的CO32-与铁发生电化学腐蚀反应,这类腐蚀现象主要有点蚀、坑蚀、脓疮状台地蚀及长条沟形槽蚀等[3]。影响CO2腐蚀的因素包括介质含水量、温度、CO2分压、pH值、离子浓度、H2S含量、O2含量、微生物、介质流速以及材料的合金成分等[1]。CO2腐蚀破坏行为在阴极和阳极处表现不同,在阳极处铁不断溶解导致了均匀腐蚀或局部腐蚀,表现为金属设施与日俱增的壁厚变薄或点蚀穿孔等局部腐蚀破坏,局部腐蚀速度一般比均匀腐蚀速度大几百倍,危害性大;在阴极处CO2溶解于水中形成碳酸,释放出H+。H+是强去极化剂,极易夺取电子还原,促进阳极铁溶解而导致腐蚀,同时H进入钢中,导致金属构件的开裂。

  随着高含硫气田的开发,高温高压高含H2S和CO2的腐蚀环境日趋增多,地下、地面和天然气处理厂材料服役的环境日趋苛刻。特别是当元素硫存在时,材料服役面临许多新的阴极还原过程,导致腐蚀严重程度大大增加。

  3·设计思想

  为了向以上苛刻的使用条件应战,重防腐涂料必须具备独到的性能:

  粘的牢:必须在重腐蚀环境下紧贴被保护的基材,不发生脱落、起皮、开裂等现象,才能起到保护作用;

  穿不透:应能抵御各种强腐蚀介质的透过以保护基材,同时涂层的厚度应适应不同要求;

  功能化:涂层应能承受多种机械应力的作用,具有较长的使用寿命,为了满足不同使用要求,还应具有减阻、耐温、节能等更多功能。

  3.1技术路线

  改进固化剂结构:用新型含多种官能团的固化剂,提高涂层的高温稳定性和抗高温剥离性能;

  选用新的树脂:采用高、低相对分子质量,多官能团改性的树脂取代现有树脂,从而提高涂层耐高温渗透性和湿态附着力性能;

  涂层微结构的设计与调控:用互相穿插网络状的弹性结构、有机/无机纳米颗粒半刚性结构,降低涂层因温度交变而产生的内聚力,提高涂层体系活性通道的堆积密度,进一步提高涂层的粘结强度和抗渗透性。

  3.2实施方案

  基础:对已研制和开发的重防腐蚀涂层系列进行筛选,通过对涂层抗渗透性、附着力和机械性能等指标的比较,挑选出在三高环境中防护性能较好的基础体系涂层;

  改性:采用相关的分析方法,对上述性能较好的涂层体系进行合理改性和优化,研制出新型系列涂层,并进行实验室模拟三高环境进行加速腐蚀研究实验;

  工艺和装备:研究适宜的涂装工艺和涂装设备,对涂层进行综合性能评价和测试。

  新型聚合物耐温高抗渗透性粉末涂层体系基本构成见表1。

  3.3产品特点

  新型聚合物耐温高抗渗透性涂层是一种新型改性树脂粉末涂层,它具有极好的分子结构,表现出优异的耐腐蚀性,可以有效抵制H2S、CO2、Cl-对金属的侵蚀,并具有良好的耐高温性能,涂层在油、水、酸性气体等复杂的油田作业环境中具有良好的附着力。由于具有高密度分子交联结构,气体渗透率很低,可以在含有60%H2S的天然气环境中使用。而且由于表面光滑,具有低摩阻特性,能够在钻井作业和表面设备中提高流体效率。综合其特性为:良好的光洁度,耐冲击能力强,极好的附着力,极好的耐腐蚀性,气体渗透率低。

  4·试验方法、条件及结果

  4.1耐高温高压碱性实验

  试验方法源于SY/T0544—2004。试验样板在pH为12.5的NaOH溶液、148℃、总压70MPa条件下浸泡16h,涂层无气泡,附着力无变化,耐高温高压釜碱性试验[6]后3个平行样涂层外观见图1。

  4.2耐强酸实验结果

  试验样板在20%HCl溶液、15MPa、80℃条件下进行耐浓盐酸试验,20h涂层完好,无气泡、无脱落[4]。耐浓盐酸试验后3个平行样涂层外观见图2。

  将试验样板分别置于3种不同配比的酸溶液中进行耐混酸试验,密封好后,加热至93℃,恒温一定时间后,把样板从酸溶液中取出,观察涂层变化情况。涂层完好,无气泡、无脱落。耐混酸试验后涂层外观见图3。

  4.3耐Cl-,CO2,H2S实验

  取2#、6#试样各1块进行试验,试验条件:总压15MPa,时间168h、温度150℃,其中H2S1.5MPa、CO20.5MPa、Cl-100g/L。实验后试样外观及附着力均无变化[5],耐Cl-、CO2、H2S试验后涂层外观见图4。

  4.4耐磨性实验

  耐磨性试验采用落砂法,执行标准SY/T0315-2005《钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术规范》,200L磨料磨去47μm,耐磨值4.2L/μm。

  5·结语

  针对高含H2S、高含CO2、高含Cl-腐蚀、高产水、高矿化度的油气集输管线及井下油管的腐蚀问题,研制的聚合物涂层耐腐蚀性能良好,特别适合我国酸性油气田的使用[5]。

  自制聚合物涂层实现粉末化,赋予涂层优良的绝缘性和化学稳定性,在粘接力、耐冲击强度、耐剥离强度方面有了很大的提高。

  参考文献

  [1]杜磊,殷名学,周玲.一种天然气井油管防腐涂料[C].第5次国际防腐蚀涂料及海洋石油工业防腐技术研讨会暨第25次全国涂料工业信息年会,天津:全国涂料工业信息中心,2008.

  [2]李鹤林.含H2S和CO2环境石油管材的腐蚀行为与防护措施[R].2009全国石油石化防腐技术论坛,云南昆明,2009.

  [3]文宇,刘安峥,宫政,等.浅谈二氧化碳的腐蚀机理与防护[J].科技信息,2012,(1):161-162.

  [4]吴希革.抗高含H2S、高含CO2、高含Cl-腐蚀涂层[Z].大庆庆鲁朗润科技有限公司产品说明书.

  [5]吴希革.抗硫化氢及二氧化碳无溶剂环氧涂层防腐技术探究[J],腐蚀与防护,2014:177-182.

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