魏思達(dá)，吳 明，梅宏林

（1. 遼寧石油化工大學(xué) 天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001; 2. 遼河油田油建二公司，遼寧 盤錦 124000）

天然氣集輸管線二氧化碳腐蝕研究

魏思達(dá)1，吳 明1，梅宏林2

（1. 遼寧石油化工大學(xué) 天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001; 2. 遼河油田油建二公司，遼寧 盤錦 124000）

天然氣管道工程中二氧化碳腐蝕問(wèn)題是天然氣集輸過(guò)程中亟待解決的重大難題。由于天然氣是多組分氣體，尤其是含酸性二氧化碳的天然氣遇水生成腐蝕性極強(qiáng)的酸液，對(duì)集輸管道內(nèi)壁會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕。二氧化碳腐蝕不僅對(duì)集輸管線和設(shè)備安全構(gòu)成極大威脅，而且易導(dǎo)致管道破裂，造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失和人員傷亡。由于天然氣集輸管線材質(zhì)基本選用L485、L360和L245三種管線鋼，對(duì)某天然氣管道擬采用L485、L360和 L245三種鋼材集輸二氧化碳多相介質(zhì)進(jìn)行腐蝕研究。由于在該條件下腐蝕的本質(zhì)是電化學(xué)反應(yīng)過(guò)程，故應(yīng)用電化學(xué)方法直接進(jìn)行研究。通過(guò)研究，分析三種管線鋼的耐腐蝕性能、程度，并對(duì)以后集輸同樣介質(zhì)的管材的選用得出科學(xué)的依據(jù)。

天然氣管道；二氧化碳腐蝕；L485、L360和L245；集輸管線

油氣輸送管與油井管是油氣田用量最大的兩大類線，一般在一定的載荷和環(huán)境條件下服役。然而，油氣管線構(gòu)件往往在特定的服役條件下易發(fā)生變形、斷裂和表面損傷等破壞而失去其原有的功能，導(dǎo)致失效。油氣管線，投資巨大，一旦發(fā)生失效不僅造成巨額的經(jīng)濟(jì)損失而且易發(fā)生泄漏、爆炸等安全事故危及企業(yè)安全生產(chǎn)。因此，提高油氣管線的安全可靠性與使用壽命對(duì)企業(yè)節(jié)約維護(hù)開支、降低運(yùn)營(yíng)成本、穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)、增效等有著積極的影響。

腐蝕作為油氣管線失效的三大主要形式之一，在“石油管工程”中占據(jù)著非常重要的地位[1]。國(guó)內(nèi)某調(diào)峰儲(chǔ)氣庫(kù)的注入氣是來(lái)自天然氣管道來(lái)的干氣，組分分析顯示采出氣為濕氣，其中二氧化碳的含量較高，極易形成二氧化碳腐蝕[2]。本文擬采用主要針對(duì)L485、L360和L245三種鋼材的腐蝕行為和腐蝕抑制進(jìn)行了研究，重點(diǎn)研究 L485油管鋼。為了提高 L485等三種石油管的安全可靠性與使用壽命。

1 實(shí)驗(yàn)?zāi)康?/h2>

油氣集輸管線是油氣田經(jīng)常使用的管線，一般在一定的載荷和環(huán)境條件下服役[3]。然而，集輸管線往往在特定的服役條件下易發(fā)生變形、斷裂和表面損傷等破壞而失去其原有的功能，導(dǎo)致失效。油氣管線一次投資巨大，一旦發(fā)生失效不僅造成巨額的經(jīng)濟(jì)損失而且易發(fā)生泄漏、爆炸等安全事故危及企業(yè)的安全生產(chǎn)。因此，提高油氣管線的安全可靠性與使用壽命對(duì)企業(yè)節(jié)約維護(hù)開支、降低運(yùn)營(yíng)成本、穩(wěn)產(chǎn)和增效等有著積極的作用。

油氣田的儲(chǔ)氣庫(kù)開發(fā)項(xiàng)目中，注氣階段基本采用含CO2的干氣，通過(guò)按照API標(biāo)準(zhǔn)中腐蝕速率公式計(jì)算得出的結(jié)果，采用含CO2的干氣對(duì)管線鋼沒有腐蝕[4]；在采氣階段，采出氣中往往含有飽和水汽或地下水，CO2溶于水后的總酸度較高，會(huì)對(duì)鋼管產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕，高的運(yùn)行壓力、運(yùn)行溫度及采出水中含有的 CL-離子或其它礦物離子均會(huì)進(jìn)一步加劇管道的腐蝕。本實(shí)驗(yàn)采用動(dòng)電位掃描極化法的電化學(xué)方法研究某天然氣管道工程在役L485、L360和 L245三種管線鋼在含二氧化碳多相介質(zhì)中腐蝕隨時(shí)間的變化規(guī)律與腐蝕產(chǎn)物膜對(duì)電極反應(yīng)的影響，提出工程中在役L485、L360和L245三種油管鋼在含二氧化碳多相介質(zhì)中腐蝕的作用機(jī)制。本篇研究目的在于為三種管線鋼在集輸腐蝕環(huán)境中的服役提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和理論依據(jù)[5]。

2 實(shí)驗(yàn)過(guò)程

實(shí)驗(yàn)選用了L485、L360和L245三種管線鋼作為實(shí)驗(yàn)材料。實(shí)驗(yàn)采用經(jīng)典的三電極體系，用環(huán)氧樹脂密封的L485、L360和L245三種管線鋼作為工作電極，鉑電極作為對(duì)電極，飽和甘汞電極作為參比電極，其中飽和甘汞電極用魯金毛細(xì)管作為鹽橋與工作介質(zhì)間接連接。測(cè)試采用的腐蝕介質(zhì)為二氧化碳的飽和溶液（模擬某區(qū)塊2 400～2 600 m地層水，見表1）。實(shí)驗(yàn)前，工作電極均用金相砂紙逐級(jí)打磨至工作電極表面呈鏡面光亮并用蒸餾水沖洗，再用無(wú)水乙醇和丙酮清洗后，冷風(fēng)吹干。電極在30 ℃腐蝕介質(zhì)NaHCO3二氧化碳的飽和溶液中浸泡不同時(shí)間進(jìn)行極化曲線測(cè)試。測(cè)試過(guò)程為常壓且連續(xù)通入二氧化碳。

極化曲線測(cè)試掃描速度為0.5 mV?s-1。交流阻抗圖與極化曲線采用ZView 軟件分析。

表1 某區(qū)塊地層水性質(zhì)Table 1 A block formation water nature

3 分析與討論

圖1為L(zhǎng)485管線碳鋼試樣浸泡于30 ℃二氧化碳腐蝕環(huán)境中測(cè)得的極化曲線圖譜。如圖1所示，研究表明當(dāng)浸泡時(shí)間小于1 h時(shí)，碳鋼試樣在腐蝕環(huán)境中最負(fù)，隨著浸泡時(shí)間的增加均有不同程度的“正移”。當(dāng)浸泡時(shí)間小于12 h時(shí)，碳鋼試樣表面還沒大量的腐蝕產(chǎn)物膜，因此可以視為“裸金屬”的腐蝕過(guò)程。此過(guò)程，隨著浸泡時(shí)間的推移腐蝕電流增加，自腐蝕電位增大，表明階段 L485管線碳鋼受到二氧化碳腐蝕。當(dāng)浸泡時(shí)間大于12 h小于24 h時(shí)，碳鋼試樣表面生成大量的腐蝕產(chǎn)物膜，屬于“膜覆蓋”電極。此過(guò)程，隨著浸泡時(shí)間的推移腐蝕電流幾乎增加，自腐蝕電位有降低的趨勢(shì)，表明階段腐蝕產(chǎn)物膜對(duì) L485管線碳鋼具有一定的保護(hù)作用。然而，當(dāng)浸泡時(shí)間大于24 h時(shí)小于72 h時(shí)，浸泡時(shí)間的推移腐蝕電流增加，自腐蝕電位增大。這主要是因?yàn)樾纬傻母g產(chǎn)物膜保護(hù)性較弱并且不致密性，此過(guò)程腐蝕加速。

圖2、3分別為L(zhǎng)360、L245管線碳鋼試樣浸泡于30℃二氧化碳腐蝕環(huán)境中測(cè)得的極化曲線圖譜。

圖1 L485管線鋼試片二氧化碳腐蝕環(huán)境極化曲線Fig.1 L485 specimen carbon dioxide pipeline corrosion environment polarization curve

圖2 L360管線鋼試片二氧化碳腐蝕環(huán)境極化曲線Fig.2 L360 specimen carbon dioxide pipeline corrosion environment polarization curve

圖3 L245管線鋼試片二氧化碳腐蝕環(huán)境極化曲線Fig.3 L245 specimen carbon dioxide pipeline corrosion environment polarization curve

如圖2、3分別所示，L360、L245管線碳鋼試樣在腐蝕環(huán)境中呈現(xiàn)幾乎類似的腐蝕變化趨勢(shì)。然而，極化曲線（圖 1、2、3）研究顯示在腐蝕環(huán)境中隨著浸泡時(shí)間的增加L485、L360、L245管線鋼的自腐蝕電位均有不同程度的負(fù)移，其中 L360、L245管線鋼負(fù)移程度較L485管線鋼更多，其自腐蝕電位越正，耐腐蝕傾向越好。因此，以 L485管線鋼為研究重點(diǎn)更具典型性與代表性，研究所得理論數(shù)據(jù)為工程實(shí)施有效的腐蝕安全防護(hù)技術(shù)提供理論與技術(shù)支持更可靠。

圖4為 L485管線碳鋼試樣浸泡于30 ℃二氧化碳（0.1 MPa/0 m?s-1）腐蝕環(huán)境中1、12、24和72 h后測(cè)得的腐蝕速率。如圖圖4所示，研究表明L485管線碳鋼二氧化碳腐蝕隨浸潤(rùn)時(shí)間的增加而加劇。

圖4 L485管線鋼試片在30℃二氧化碳（0.1MPa/ 0 m?s-1）腐蝕環(huán)境腐蝕速率Fig.4 L485 pipeline specimen (0.1MPa / 0 m?s-1) corrosive environment corrosion rate of carbon dioxide at 30 ℃

圖5為L(zhǎng)485管線碳鋼試片浸泡于30、40 ℃二氧化碳（0.1 MPa/0 m?s-1）腐蝕環(huán)境中1、12、24、72 h后測(cè)得的腐蝕速率。如圖5所示，研究表明L485管線碳鋼二氧化碳腐蝕隨溫度的增加而加劇。

圖6為L(zhǎng)485管線碳鋼試片浸泡于30 ℃二氧化碳（0.1、0.5 MPa/0 m?s-1）腐蝕環(huán)境中1、12、24、72 h后測(cè)得的腐蝕速率。如圖圖6所示，研究表明L485管線碳鋼二氧化碳腐蝕隨二氧化碳分壓的增加而加劇。

圖5 L485管線鋼試片在30、40℃二氧化碳（0.1 MPa/ 0 m?s-1）腐蝕環(huán)境下腐蝕速率Fig.5 L485 pipeline corrosion rate of the test piece at 30,40 ℃ carbon dioxide (0.1 MPa / 0 m?s-1) in corrosive environments

圖6 L485管線鋼試片在30 ℃二氧化碳（0.1 MPa/ 0 m?s-1）腐蝕環(huán)境下腐蝕速率Fig.6 L485 pipeline specimen corrosion rate of carbon dioxide at 30 ℃ (0.1 MPa / 0 m?s-1) in corrosive environments

圖7為L(zhǎng)485管線碳鋼試片浸泡于30 ℃二氧化碳（0.1、0.5 MPa/0 m?s-1）腐蝕環(huán)境中1、12、24、72 h后測(cè)得的腐蝕速率。如圖7所示，研究表明L485管線碳鋼二氧化碳腐蝕隨氣體流速的增加而加劇。

圖7 L485管線鋼試片在30 ℃二氧化碳（0.1、0.5 MPa/ 0 m?s-1）環(huán)境下腐蝕速率Fig.7 L485 pipeline specimen corrosion rate (0.1,0.5 MPa / 0 m?s-1) under ambient carbon dioxide at 30 ℃

4 結(jié) 論

（1）電化學(xué)研究表明L485、L360和L245三種管線鋼二氧化碳腐蝕電化學(xué)行為分為三階段，即為“裸金屬”期，該階段腐蝕電流密度增加，L485、L360和L245三種管線鋼均受到二氧化碳腐蝕；“膜覆蓋”期，該階段腐蝕電流密度增加幾乎不增加，形成腐蝕產(chǎn)物膜對(duì)二氧化碳腐蝕有一定阻礙作用；“反應(yīng)”期，該階段腐蝕電流密度繼續(xù)增加，腐蝕具有加劇的趨勢(shì)。

（2）L485管線鋼二氧化碳腐蝕影響因素研究顯示L485管線鋼二氧化碳腐蝕隨浸泡時(shí)間、溫度、二氧化碳分壓、氣體流速的增加而具有腐蝕加劇的趨勢(shì)。

上述實(shí)驗(yàn)給我們?cè)谳斔秃嵝訡O2介質(zhì)時(shí)，一定要充分考慮管線在輸送溫度、壓力交替作用下對(duì)管線腐蝕的影響。

因此當(dāng)我們?cè)谶M(jìn)行某儲(chǔ)氣庫(kù)天然氣集輸管線設(shè)計(jì)時(shí)，通過(guò)計(jì)算和上述試驗(yàn)證明采出氣會(huì)對(duì)管線造成腐蝕破壞，但由于采用不銹鋼 316L管線雖然能解決這一技術(shù)問(wèn)題，但由于造價(jià)最少提高三倍以上，并且還有些技術(shù)問(wèn)題需要處理，因此我們采用內(nèi)襯316L材質(zhì)與管線鋼L485、L360和L245復(fù)合的管線，成功解決了這一技術(shù)難題。

［1］ 馬春陽(yáng)．輸氣管線腐蝕及防護(hù)研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院，2009．

［2］卜明哲，陳龍，劉歡．高含 CO2儲(chǔ)氣庫(kù)集輸管道腐蝕防護(hù)研究[J].當(dāng)代化工，2014，43(2)：229-231．

［3］寇杰，梁法春．油氣管道腐蝕與防護(hù)[M].北京：中國(guó)石化出版社，2008．

［4］陳卓元.二氧化碳腐蝕機(jī)理及影響因素[J].材料開發(fā)與應(yīng)用，1998，10（13）：34-40.

［5］王鳳平．油氣開發(fā)中的 CO2腐蝕[J].腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù)，2002，7(14)：223-226．

Research on CO2Corrosion of Natural Gas Gathering Pipelines

WEI Si-da1，WU Ming1，MEI Hong-lin2
（1. College of Petroleum Engineering, Liaoning Shihua University ,Liaoning Fushun 113001，China; 2. Liaohe Oilfield Company No.2 Construction Branch, Liaoning Panjin 124000, China)

CO2corrosion problem in the natural gas pipeline engineering is a big difficult problem that need be solved in the process of natural gas gathering and transferring. Because natural gas is multicomponent gas,especially gas containing carbon dioxide can generate strong acid when reaction with water, which may form serious corrosion on the inner wall of the pipeline.CO2corrosion not only can pose great threat to gathering pipeline and equipment safety,but also can easily lead to pipe rupture, which will cause serious economic losses and casualties. The natural gas gathering pipeline materials include L485, L360 and L245 three kinds of pipeline steel. In this paper, carbon dioxide corrosion of natural gas pipeline of L485, L360 and L245 steel was studied by electrochemical method. The corrosion resistance of three kinds of pipeline steel was analyzed, which could provide scientific basis for selection of gathering pipe.

Natural gas pipeline; CO2corrosion; L485, L360 and L245; Gathering line

TE 832

A

1671-0460（2015）08-1855-03

2015-03-08

魏思達(dá)（1990-），男，遼寧盤錦人，碩士，2015年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，研究方向：油氣集輸。E-mail：603632436@qq.com。