埋地输油管道防腐技术研究

2011-08-29刘春雨路平中海油能源发展股份有限公司油田建设工程公司工程设计研发中心天津300452

天津科技 2011年5期

刘春雨路平（中海油能源发展股份有限公司油田建设工程公司工程设计研发中心天津300452）

张小晏（新疆石油勘察设计研究院新疆834000）

0 引言

腐蚀过程是多种多样的，腐蚀现象极为普遍，它给国民经济带来了巨大的损失。[1]而影响腐蚀的因素很多，如温度、压力以及介质的成分、浓度等，[2]其中某些因素对金属材料及构件腐蚀的影响非常严重，且各因素之间又相互影响，大大影响了材料的使用寿命。为了有效控制和消除埋地输油管道的腐蚀，有必要先对这种腐蚀发生、发展的趋势进行研究。

本文以某油田埋地输油管道用钢（Q235钢）为研究对象，测试其腐蚀行为，探讨温度及不同介质浓度等多种因素对Q235钢在模拟埋地输油管道所处环境中的影响规律，研究其腐蚀机理，并进行室内防腐药剂配方研究，从防腐技术体系中优选出合适的药剂体系。通过现场试验优化了防腐方案，确立了以KL-601改进型缓蚀剂为主剂的防腐体系，并通过示踪剂跟踪技术对管道防腐效果进行动态跟踪评价。结果表明，该防腐工艺能够满足生产需要，取得了很好的效果，优化了防护周期，创造出可观的经济效益。这对管道采取腐蚀防护措施及提高管道的使用寿命，减少损失具有一定的指导意义。[3-4]

1 腐蚀机理

埋地管道腐蚀情况比较严重，主要与其所处环境中的温度和离子浓度有很大关系。

1.1 温度

研究结果表明，温度是影响CO2腐蚀的重要因素，其对腐蚀速率的影响主要体现在温度对保护膜生成的影响上。[5-7]在60℃附近，CO2腐蚀在动力学上有质的变化。碳酸亚铁的溶解度随温度的升高而降低，因此在60～110℃之间，Q235钢表面可生成具有一定保护性的腐蚀产物膜，从而使腐蚀速率出现过渡区，此时局部腐蚀较为突出；当温度低于60℃时，Q235钢表面生成不具保护性的少量松软且不致密的FeCO3，且Q235钢的腐蚀速率在此区域出现极大值，此时主要为均匀腐蚀。

1.2 离子浓度

土壤中的氯离子含量较高，氯离子本身不起还原作用，不会成为阴极反应物质，但氯离子可促使Q235钢表面的保护膜不稳定，使得管壁形成的腐蚀产物变疏松，从而在疏松的垢下形成各种浓差的电池腐蚀。由于 FeS、FeCO3、Fe（OH）2等腐蚀产物和垢物的电位都比铁的电位高而成为阴极，铁则成为阳极。氯离子的活化作用会破坏金属保护膜的形成，使其表面的腐蚀产物变疏松，所以在氯离子的作用下，很容易发生垢下腐蚀。

2 实验部分

2.1 实验材料与仪器

材料：Q235钢，规格为30 mm×15 mm×3 mm；氯化钠、碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙、氢氧化钠、浓盐酸、丙酮、无水乙醇。

仪器：腐蚀实验仪、干燥器、游标卡尺、电子天平、烧杯等。

2.2 实验方法

2.2.1 原始试样的测定清洗干净试样表面，然后放入无水乙醇中进行脱脂清洗。清洗完后，用滤纸吸去试样表面残余液体，放入干燥器中24 h。然后将其取出后称重并测量表面尺寸。

2.2.2 配制地层水采出液以模拟某油田地层水采出液为实验介质，配制地层水采出液，所用的化学试剂均为分析纯，用去离子水配制而成。由于影响Q235钢腐蚀的因素很多，有些因素单独起作用，有些因素联合起作用，因此本文采用正交试验设计法进行实验。根据埋地输油管道所处环境，主要考虑温度、Cl-浓度浓度、Ca2+浓度、Mg2+浓度和浓度 6个因素，各因素选取3个水平进行正交实验。腐蚀时间为72 h，每种因素水平的平行试样为3个，各离子浓度及相应步长如表1所示。

表1 实验因素水平

2.2.3 腐蚀实验根据上述各因素及相应步长，采用正交设计方法，制定正交实验设计表，[8]分别配制不同离子浓度的溶液，装入腐蚀试验仪中的烧杯中。将试样也分别放入烧杯中，每个烧杯内放入3个，密封烧杯。达到预定时间后，取出试样并除去其表面的污锈，然后用电子天平分别称量，计算腐蚀速率。

2.3 实验结果与分析

各因素水平的正交实验结果如表2所示。从中可看出，影响埋地管道腐蚀速率的主次因素依次为：温度、其他因素以及Mg2+。各因素的最佳水平分别为：温度为 45 ℃，Cl-浓度为 6 000 mg/L，浓度为 1 200 mg/L，浓度为 150 mg/L，Ca2+浓度为 250 mg/L，Mg2+浓度为 80 mg/L，此时试样的腐蚀速率最小。实验结果表明，温度对埋地输油管道腐蚀速率的影响最大，温度对其腐蚀特性影响较为显著，Cl-对金属的腐蚀也产生一定影响。从温度和有关离子及浓度对Q235钢腐蚀的影响可看出，要想使管材具有一定的使用寿命，就必须采取相应的防护措施。