油田集輸管道腐蝕特性及防腐技術研究*

李 娟，陳 莉，顧曉敏

（長慶油田 第四采油廠，寧夏 銀川 750000）

隨著我國油氣資源勘探開發進程的不斷加快，對油氣集輸管道的建設需求也在逐年增加[1-3]。原油或者天然氣集輸管道在經過長時間運行之后，極容易受外部因素和內部因素的影響而出現嚴重的腐蝕現象，集輸管道的腐蝕不僅會對油田的正常生產造成影響，還可能引發嚴重的安全事故和環境污染問題，造成比較惡劣的影響[4-8]。因此，對油田集輸管道的腐蝕特性進行分析，并有針對性的研究合適的防腐蝕技術措施具有十分重要的現實意義[9-11]。

西部某油田集輸管道輸送的介質為油水混合物，其含水率較高（通常在60%以上），并且其中含有一定量的CO2和H2S 等酸性氣體，Cl-含量也比較高，存在管道腐蝕的風險。該油田Y-1 段集輸管道的材質為20G 碳鋼，管道長度為40km，管道規格為DN500，壁厚為8.18mm。經過一段時間的安全運行之后，通過非開挖檢測結果顯示，目標集輸管道出現了多處風險點位，具有較為嚴重的腐蝕穿孔風險，需要對其采取針對性的防腐蝕措施，以避免管道腐蝕穿孔而影響油田的正常安全生產[12-15]。因此，本文以目標油田集輸管道鋼材和所輸送的介質為研究對象，采用高溫高壓動態腐蝕實驗裝置開展了集輸管道腐蝕特性分析研究，主要考察了實驗溫度、腐蝕介質pH 值、CO2含量、H2S 含量以及Cl-含量對鋼片腐蝕速率的影響，并優選出了性能優良的緩蝕劑，為該油田集輸管道的安全高效運行提供技術支持。

1 實驗部分

1.1 主要材料及儀器

腐蝕實驗用介質為目標油田采出液（含水率為72%）；腐蝕實驗用鋼片采用目標油田現場集輸管道鋼材加工而成（材質為20G 碳鋼，尺寸為50mm×10mm×3mm）；NaCl、丙酮、FeS、濃H2SO4、濃HCl、NaOH，均為分析純，國藥集團化學試劑有限公司；高純CO2（99.99% 寧夏國豐氣體銷售有限公司）；緩蝕劑WE-T、HXR-1、UTR-1 和HY-2，均為實驗室自制。

MST6-DFY-3 型高溫高壓動態腐蝕實驗裝置（北京東方化?？萍加邢薰荆?；ZA305AS 型電子分析天平（上海贊維衡器有限公司）；PHS-3C 型pH 計（濟南歐萊博電子商務有限公司）。

1.2 實驗方法

采用掛片失重法對目標油田集輸管道腐蝕特性進行了研究，腐蝕實驗用儀器為高溫高壓動態腐蝕實驗裝置，腐蝕實驗流速均為2.5m·s-1，腐蝕實驗時間均為72h，實驗鋼片的處理及數據分析參照標準NACE RP-0775-2005《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數據的分析》進行，腐蝕速率的計算見公式（1）。

式中 V：鋼片的腐蝕速率，mm·a-1；K：計算常數，87600；W1：鋼片腐蝕前的質量，g；W2：鋼片腐蝕后的質量，g；S：鋼片的表面積，cm2；t：腐蝕實驗時間，h；ρ：鋼片的密度，g·cm－3。

2 結果與討論

2.1 油田集輸管道腐蝕特性研究

2.1.1 實驗溫度對腐蝕速率的影響 按照1.2 中的實驗方法，在腐蝕介質的pH 值為6.5、CO2分壓為0.2MPa、H2S 分壓為0.02MPa、Cl-含量為50000mg·L-1的條件下，考察腐蝕實驗溫度對鋼片腐蝕速率的影響，實驗結果見圖1。

圖1 實驗溫度對腐蝕速率的影響Fig.1 Effect of experimental temperature on corrosion rate

由圖1 可見，隨著實驗溫度的不斷升高，鋼片的腐蝕速率呈現出逐漸增大的趨勢。當實驗溫度為20℃時，腐蝕速率為0.305mm·a-1，而當實驗溫度升高至80℃時，腐蝕速率則增大至0.915mm·a-1。實驗溫度越高，腐蝕速度越大。這是由于當溫度較高時，金屬在實驗介質中的溶解反應速度較快，生成的腐蝕產物較多，并且分布較為不均勻，無法對未發生腐蝕反應的金屬產生良好的保護作用，造成腐蝕速率的進一步增大。因此，在油田管道集輸的過程中應盡可能的降低流體的溫度，以減小其對管道的腐蝕速率，由于目標油田集輸管道內輸送的流體溫度一般在50～70℃之間，因此，選擇實驗溫度為60℃繼續進行下一步的實驗。

2.1.2 pH 值對腐蝕速率的影響 在實驗溫度為60℃、CO2分壓為0.2MPa，H2S 分壓為0.02MPa、Cl-含量為50000mg·L-1的條件下，考察腐蝕介質pH 值對鋼片腐蝕速率的影響，實驗結果見圖2。

圖2 腐蝕介質pH 值對腐蝕速率的影響Fig.2 Effect of pH value of corrosive media on corrosion rate

由圖2 可見，隨著腐蝕介質pH 值的不斷升高，鋼片的腐蝕速率呈現出逐漸減小的趨勢。當腐蝕介質的pH 值為5.0 時，腐蝕速率可達到0.796mm·a-1，而當腐蝕介質的pH 值升高至8.0 時，腐蝕速率可以減小至0.557mm·a-1。腐蝕介質的pH 值越高，腐蝕速率越小。這是由于當腐蝕介質為酸性時，所產生的腐蝕產物主要以Fe9S8為主，對金屬基體的保護作用較差；另一方面，當腐蝕介質的酸性較強時，產生的腐蝕產物又容易發生部分溶解，使其無法對未產生腐蝕的金屬基體產生有效的保護，從而導致腐蝕速率增大。因此，應盡可能的提高集輸流體的pH 值，以減弱其對管道的腐蝕作用，由于目標油田集輸管道內輸送的流體pH 值為6.5 左右，因此，選擇pH值為6.5 繼續進行下一步的實驗。

2.1.3 CO2含量對腐蝕速率的影響 在實驗溫度為60℃、腐蝕介質的pH 值為6.5、H2S 分壓為0.02MPa、Cl-含量為50000mg·L-1的條件下，考察CO2含量對鋼片腐蝕速率的影響，實驗結果見圖3。

圖3 CO2 含量對腐蝕速率的影響Fig.3 Effect of CO2 content on corrosion rate

由圖3 可見，隨著腐蝕介質中CO2含量的不斷升高，鋼片的腐蝕速率呈現出逐漸增大的趨勢。當腐蝕介質中不含CO2時，鋼片的腐蝕速率僅為0.381mm·a-1，而當腐蝕介質中的CO2含量達到0.6MPa 時，腐蝕速率則增大至1.057mm·a-1，CO2含量的多少對鋼片腐蝕速率的影響較大。這是由于CO2的含量越高，腐蝕介質的pH 值往往越低，由2.1.2 中的結果可知，pH 值越低，鋼片的腐蝕速率就越大；另外，腐蝕介質中CO2的含量越高，所形成的腐蝕產物則越疏松，并且不能連續均勻的覆蓋在鋼片表面，使鋼片的腐蝕速率有所增大。因此，為了降低管道的腐蝕速率，應盡可能的減少集輸流體中CO2的含量。由于目標油田集輸管道內輸送流體中CO2的含量為0.2MPa 左右，因此，選擇CO2的含量為0.2MPa 繼續進行下一步的實驗。

2.1.4 H2S 含量對腐蝕速率的影響 在實驗溫度為60℃、腐蝕介質的pH 值為6.5、CO2分壓為0.2MPa、Cl-含量為50000mg·L-1的條件下，考察H2S 含量對鋼片腐蝕速率的影響，實驗結果見圖4。

圖4 H2S 含量對腐蝕速率的影響Fig.4 Effect of H2S content on corrosion rate

由圖4 可見，隨著腐蝕介質中H2S 含量的不斷升高，鋼片的腐蝕速率呈現出逐漸增大的趨勢。當腐蝕介質中不含H2S 時，鋼片的腐蝕速率僅為0.316mm·a-1，而當腐蝕介質中的H2S 含量達到0.06MPa 時，腐蝕速率則增大至1.368mm·a-1，H2S 含量的多少對鋼片腐蝕速率的影響更大，少量的H2S引入就能使鋼片的腐蝕速率迅速增大。這是由于H2S 溶于水中后通常會發生電離，使溶液呈酸性，進而增大金屬的腐蝕速率；另外，H2S 的存在還會導致金屬鋼材發生嚴重的電化學腐蝕和氫致開裂作用，使金屬管道易產生脆化或者開裂現象，降低其使用壽命。因此，為了降低集輸管道的腐蝕速率，延長其使用壽命，應盡可能的除去集輸流體中的H2S。由于目標油田集輸管道內輸送流體中H2S 的含量為0.02MPa 左右，因此，選擇H2S 的含量為0.02MPa 繼續進行下一步的實驗。

2.1.5 Cl-含量對腐蝕速率的影響 在實驗溫度為60℃、腐蝕介質的pH 值為6.5、CO2分壓為0.2MPa、H2S 分壓為0.02MPa 的條件下，考察Cl-含量對鋼片腐蝕速率的影響，實驗結果見圖5。

圖5 Cl-含量對腐蝕速率的影響Fig.5 Effect of chloride ion content on corrosion rate

由圖5 可見，隨著腐蝕介質中Cl-含量的不斷升高，鋼片的腐蝕速率呈現出逐漸增大的趨勢。當腐蝕介質中不含Cl-時，鋼片的腐蝕速率僅為0.224mm·a-1，而當腐蝕介質中的Cl-含量達到70000mg·L-1時，腐蝕速率則增大至0.842mm·a-1，Cl-含量的多少對鋼片腐蝕速率的影響也比較大。這是由于Cl-的半徑較小，穿透能力較強，腐蝕介質中Cl-的含量較多時，容易使金屬基體產生快速的腐蝕，增大其腐蝕速率；另外，Cl-對金屬基體表面產生的腐蝕產物的形態影響較大，Cl-含量較高時，使腐蝕產物之間的結合較為松散，不能有效保護金屬基體，造成腐蝕速率的增大。因此，為了降低管道的腐蝕速率，應盡可能的降低集輸流體中的Cl-含量。

2.2 油田集輸管道防腐蝕技術研究

由2.1 中集輸管道腐蝕特性分析結果可知，目標油田集輸管道產生腐蝕的主要原因是集輸流體的溫度較高，集輸介質中含有一定量的CO2和H2S，并且其中的Cl-含量較高，集輸管道經過長時間的運行之后腐蝕問題較為嚴重。由于采用更換集輸管道或者使用防腐涂層等防腐蝕措施的施工難度較大，并且成本較高。因此，室內針對此問題開展了在集輸介質中投加緩蝕劑的防腐蝕技術研究，分別考察了不同類型緩蝕劑以及不同緩蝕劑加量下的防腐蝕效果。

圖6 為不同類型緩蝕劑的防腐蝕效果，緩蝕劑的加量均為50mg·L-1，其中實驗溫度均為60℃，腐蝕介質的pH 值均為6.5，CO2分壓均為0.2MPa，H2S分壓均為0.02MPa，Cl-含量均為50000mg·L-1。

圖6 不同類型緩蝕劑的防腐蝕效果Fig.6 The anti-corrosion effect of different types of corrosion inhibitors

由圖6 可見，不同類型緩蝕劑的加入均能有效降低目標油田集輸管道鋼片的腐蝕速率，其中緩蝕劑HXR-1 的防腐蝕效果最好，當其加量為50mg·L-1時，即可使鋼片的腐蝕速率降低至0.081mm·a-1，與空白未添加緩蝕劑時的0.672mm·a-1相比，腐蝕速率降低了87.95%。但根據標準NACE RP-0775-2005《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數據的分析》中的規定，此時鋼片的腐蝕程度仍為“中度腐蝕”，因此，需要對緩蝕劑HXR-1 的加量進行進一步的優化。

圖7 為緩蝕劑HXR-1 在不同加量下的防腐蝕效果，其中實驗溫度均為60℃，腐蝕介質的pH 值均為 6.5，CO2分壓均為 0.2MPa，H2S 分壓均為0.02MPa，Cl-含量均為50000mg·L-1。

圖7 緩蝕劑HXR-1 加量對腐蝕速率的影響Fig.7 Effect of the dosage of corrosion inhibitor HXR-1 on the corrosion rate

由圖7 可見，隨著緩蝕劑HXR-1 加量的不斷增大，目標油田集輸管道鋼片的腐蝕速率呈現出逐漸減小的趨勢。當緩蝕劑HXR-1 的加量為80mg·L-1時，鋼片的腐蝕速率即可以減小至0.022mm·a-1，小于0.025mm·a-1，與空白組實驗結果相比，腐蝕速率降低了96.73%。腐蝕程度達到了標準NACE RP-0775-2005《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數據的分析》中規定的“輕度腐蝕”標準，起到了良好的防腐蝕效果。再繼續增大緩蝕劑HXR-1 的加量，鋼片的腐蝕速率繼續降低的幅度逐漸減緩。因此，綜合考慮防腐蝕效果和經濟成本等因素，推薦緩蝕劑HXR-1 的最佳加量為80mg·L-1。

3 結論

（1）油田集輸管道腐蝕特性研究結果表明，實驗溫度越高、腐蝕介質中CO2、H2S 和Cl-的含量越高，鋼片的腐蝕速率就越大，而腐蝕介質的pH 值越高，腐蝕速率則越小。當實驗溫度為60℃，腐蝕介質的pH值為6.5、CO2分壓為0.2MPa、H2S 分壓為0.02MPa、Cl-含量為50000mg·L-1時，腐蝕速率為0.672mm·a-1，腐蝕比較嚴重。

（2）不同類型的緩蝕劑均能有效降低鋼片的腐蝕速率，其中緩蝕劑HXR-1 的效果最好，當其加量為80mg·L-1時，可使腐蝕速率降低至0.022mm·a-1，與未添加緩蝕劑時相比腐蝕速率降低了96.73%。投加緩蝕劑HXR-1 能夠有效降低目標油田集輸管道的腐蝕速率，延長其使用壽命。