埋地輸油管道防腐技術研究

劉春雨 路平 （中海油能源發展股份有限公司油田建設工程公司工程設計研發中心 天津300452）

張小晏 （新疆石油勘察設計研究院 新疆834000）

0 引言

腐蝕過程是多種多樣的，腐蝕現象極為普遍，它給國民經濟帶來了巨大的損失。[1]而影響腐蝕的因素很多，如溫度、壓力以及介質的成分、濃度等，[2]其中某些因素對金屬材料及構件腐蝕的影響非常嚴重，且各因素之間又相互影響，大大影響了材料的使用壽命。為了有效控制和消除埋地輸油管道的腐蝕，有必要先對這種腐蝕發生、發展的趨勢進行研究。

本文以某油田埋地輸油管道用鋼（Q235鋼）為研究對象，測試其腐蝕行為，探討溫度及不同介質濃度等多種因素對Q235鋼在模擬埋地輸油管道所處環境中的影響規律，研究其腐蝕機理，并進行室內防腐藥劑配方研究，從防腐技術體系中優選出合適的藥劑體系。通過現場試驗優化了防腐方案，確立了以KL-601改進型緩蝕劑為主劑的防腐體系，并通過示蹤劑跟蹤技術對管道防腐效果進行動態跟蹤評價。結果表明，該防腐工藝能夠滿足生產需要，取得了很好的效果，優化了防護周期，創造出可觀的經濟效益。這對管道采取腐蝕防護措施及提高管道的使用壽命，減少損失具有一定的指導意義。[3-4]

1 腐蝕機理

埋地管道腐蝕情況比較嚴重，主要與其所處環境中的溫度和離子濃度有很大關系。

1.1 溫度

研究結果表明，溫度是影響CO2腐蝕的重要因素，其對腐蝕速率的影響主要體現在溫度對保護膜生成的影響上。[5-7]在60℃附近，CO2腐蝕在動力學上有質的變化。碳酸亞鐵的溶解度隨溫度的升高而降低，因此在60～110℃之間，Q235鋼表面可生成具有一定保護性的腐蝕產物膜，從而使腐蝕速率出現過渡區，此時局部腐蝕較為突出；當溫度低于60℃時，Q235鋼表面生成不具保護性的少量松軟且不致密的FeCO3，且Q235鋼的腐蝕速率在此區域出現極大值，此時主要為均勻腐蝕。

1.2 離子濃度

土壤中的氯離子含量較高，氯離子本身不起還原作用，不會成為陰極反應物質，但氯離子可促使Q235鋼表面的保護膜不穩定，使得管壁形成的腐蝕產物變疏松，從而在疏松的垢下形成各種濃差的電池腐蝕。由于 FeS、FeCO3、Fe（OH）2等腐蝕產物和垢物的電位都比鐵的電位高而成為陰極，鐵則成為陽極。氯離子的活化作用會破壞金屬保護膜的形成，使其表面的腐蝕產物變疏松，所以在氯離子的作用下，很容易發生垢下腐蝕。

2 實驗部分

2.1 實驗材料與儀器

材料：Q235鋼，規格為30 mm×15 mm×3 mm；氯化鈉、碳酸氫鈉、硫酸鈉、氯化鎂、氯化鈣、氫氧化鈉、濃鹽酸、丙酮、無水乙醇。

儀器：腐蝕實驗儀、干燥器、游標卡尺、電子天平、燒杯等。

2.2 實驗方法

2.2.1 原始試樣的測定 清洗干凈試樣表面，然后放入無水乙醇中進行脫脂清洗。清洗完后，用濾紙吸去試樣表面殘余液體，放入干燥器中24 h。然后將其取出后稱重并測量表面尺寸。

2.2.2 配制地層水采出液 以模擬某油田地層水采出液為實驗介質，配制地層水采出液，所用的化學試劑均為分析純，用去離子水配制而成。由于影響Q235鋼腐蝕的因素很多，有些因素單獨起作用，有些因素聯合起作用，因此本文采用正交試驗設計法進行實驗。根據埋地輸油管道所處環境，主要考慮溫度、Cl-濃度濃度、Ca2+濃度、Mg2+濃度和濃度 6個因素，各因素選取3個水平進行正交實驗。腐蝕時間為72 h，每種因素水平的平行試樣為3個，各離子濃度及相應步長如表1所示。

表1 實驗因素水平

2.2.3 腐蝕實驗 根據上述各因素及相應步長，采用正交設計方法，制定正交實驗設計表，[8]分別配制不同離子濃度的溶液，裝入腐蝕試驗儀中的燒杯中。將試樣也分別放入燒杯中，每個燒杯內放入3個，密封燒杯。達到預定時間后，取出試樣并除去其表面的污銹，然后用電子天平分別稱量，計算腐蝕速率。

2.3 實驗結果與分析

各因素水平的正交實驗結果如表2所示。從中可看出，影響埋地管道腐蝕速率的主次因素依次為：溫度、其他因素以及Mg2+。各因素的最佳水平分別為：溫度為 45 ℃，Cl-濃度為 6 000 mg/L，濃度為 1 200 mg/L，濃度為 150 mg/L，Ca2+濃度為 250 mg/L，Mg2+濃度為 80 mg/L，此時試樣的腐蝕速率最小。實驗結果表明，溫度對埋地輸油管道腐蝕速率的影響最大，溫度對其腐蝕特性影響較為顯著，Cl-對金屬的腐蝕也產生一定影響。從溫度和有關離子及濃度對Q235鋼腐蝕的影響可看出，要想使管材具有一定的使用壽命，就必須采取相應的防護措施。

表2 腐蝕實驗結果正交表

3 防腐藥劑的優化選擇

3.1 防腐劑的優選

對于現有生產系統的防腐措施，添加合適的化學緩蝕劑是行之有效的方法。[9-10]在影響埋地輸油管道腐蝕因素分析的基礎上，要使緩蝕劑能夠達到預期的效果，有以下要求：適用礦化度范圍廣，能夠抑制多種因素引起的腐蝕；緩蝕效率高；具有適當的溶解速度；良好的配伍性。

基于對影響埋地輸油管道的腐蝕因素分析，在實驗過程中對幾種常用緩蝕劑進行了篩選評價，試驗結果如圖1所示。

圖1 緩釋劑緩釋效果篩選評價

由圖1可以看出，KL-601改進型在幾種藥劑中緩蝕效果較好，在130 mg/L的加藥量下，可將管道的腐蝕率控制在0.11 mm/a，緩蝕率為65%，具有較好的緩蝕作用。

3.2 藥劑用量的確定

為了定量判定緩蝕劑的防腐效果，從而獲得藥劑的防護周期，采用示蹤劑跟蹤的方法來實現。通過示蹤劑與緩蝕劑配伍性研究，選用三聚磷酸鈉作為配合使用的示蹤劑。

本次實驗將藥劑中摻入5%示蹤劑，通過對示蹤劑的動態跟蹤，可檢測緩蝕劑的防腐效果。通過計算，緩蝕劑年消耗量約在60～80 kg之間，目前需采取防腐措施的緩蝕劑使用量定為90 kg。

4 結論

溫度對埋地輸油管道腐蝕速率的影響最大，Cl-對腐蝕也產生一定影響。從溫度和有關離子及濃度對Q235鋼腐蝕的影響可看出，要想使管材具有一定的使用壽命，就必須采取相應的防護措施。

在實驗分析的基礎上，優選了KL-601改進型緩蝕劑，并通過示蹤劑跟蹤技術對防腐效果進行動態跟蹤評價，優化了防護周期。這對管道采取腐蝕防護措施以及提高管道的使用壽命，減少損失具有一定的指導意義。■

[1]李兵. 金屬的腐蝕與防護[J]. 金屬世界，2005（4）:42，44.

[2]陳慶，時黎霞，騰玉華.介質的成分、濃度和溫度對金屬材料電化學腐蝕的影響[J].吉林花工學院學報，2000，17（1）:63-66.

[3]成純贊.金屬管道的腐蝕及防腐對策[J].給水排水，2004，30（11）:93-96.

[4]劉凱，馬麗敏，陳志東，等.埋地管道的腐蝕與防護綜述[J].管道技術與設備，2007（4）:36-38，42.

[5]焦衛東，張清，張耀宗.CO2/H2S對油氣管材的腐蝕規律[J].全面腐蝕控制，2003，17（6）:13-15.

[6]張清，李全安，文九巴，等.H2S分壓對油管鋼CO2/H2S腐蝕的影響[J].腐蝕科學與防護技術，2004，16（6）:395-397.

[7]張清，李全安，文九巴，等.CO2/H2S對油氣管材的腐蝕規律及研究進展[J]. 腐蝕與防護，2003，24（3）:277-281.

[8]上海市科學技術交流站.正交試驗設計法——多因素的試驗方法[M].上海人民出版社，1975.

[9]何新快，陳白珍，張欽發.緩蝕劑的研究現狀與展望[J].材料保護，2003，36（8）:1-3.

[10]齊鳳云.輸油管道的腐蝕類型及控制[J].石油庫與加油站，2001，10（2）:31-32.