天然气集输管网腐蚀类型及特征研究*

艾昕宇，同 航，梁裕如，胡耀强，何 鹏

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司 研究院，陕西 西安710065；2.延长油田股份有限公司 勘探开发技术研究中心，陕西 延安716000）

集输管道的腐蚀不仅会造成管线破坏、气体泄漏，进而引发安全事故、环境污染，造成巨大的财产损失，危及人身安全。比如美国输气管道发生的事故中，腐蚀造成的事故占7.8%，俄罗斯占8.9%。而我国也经常发生管道腐蚀造成的人员及财产损害事件，胜利油田东辛输气管道因腐蚀穿孔造成的损失高达1200万元，因腐蚀引发的安全事故在四川威远-成都输气管道更是高达75%。集输管网腐蚀环境十分复杂，并且很多腐蚀事故具有很强的隐蔽性，往往具有突发性，容易造成不可挽回的损失[1，2]。

川东地区主要包括川东部气矿、重庆气矿，普遍含硫高，开江-梁平海槽中三叠系飞仙关组H2S含量＞10%，大池干井飞仙关组、威远气田威基井震旦系灯影组、铁山气田铁2井石炭系黄龙组等等均为高硫化氢型气层，从震旦纪到二叠、三叠纪均可见H2S[3]。H2S对于集输管道具有极强的破坏性、腐蚀性、剧毒性，会加速管道腐蚀，缩短管道使用寿命，增加集输管线事故风险。管道腐蚀类型通常分为内腐蚀、外腐蚀，不同腐蚀类型的影响因素是不同的，卓苗等（2016）进一步将腐蚀分为酸性气体腐蚀、氧腐蚀、微生物腐蚀、无机盐腐蚀、多相流腐蚀，冉海波等（2015）将腐蚀分为全面腐蚀、局部腐蚀、环境敏感开裂腐蚀[4-6]。只有明确集输管网的腐蚀类型及腐蚀特征，才能有针对性的采取方法措施，降低管道泄漏风险[7]。因此，明确集输管道的腐蚀类型、腐蚀特征，为下一步防腐做好理论指导尤为重要。

1 实验部分

1.1 仪器与材料

HH80型数显恒温水浴锅（江苏常州国华电器有限公司）；SEM扫描电子显微镜（北京天耀科技优有限公司）；XRD（上海泽权仪器设备有限公司）；TG328S型电子分析天平（上海锦流源电子仪器有限公司）；研磨器（广州伯奇生物科技有限公司）；脱脂棉（山东博通医疗器材有限公司）；定性滤纸（山东博通医疗器材有限公司）。

APIX52钢（江苏恒智材料有限公司），规格50mm×25mm。

1.2 实验方法

首先，将试片放在60～90℃石油醚中，用无水乙醇冲洗，并用吹风机吹干，在此过程中保持试片的干净、无污染，待试片干燥后，放在电子天平称取重量；将试片放在介质溶液中，反应7d，观察试片，记录腐蚀情况，去除试片上的腐蚀物，用清水清洗后称取重量，比较前后的重量。现场工艺参数见表1。

表1 现场工艺参数Tab.1 Process parameters on-site

1.3 实验原理

利用腐蚀速率来表明腐蚀程度，腐蚀速率快，说明腐蚀程度大；腐蚀速率慢，说明腐蚀程度小。

式中V：腐蚀速度，mm·a-1；K：常数，7.86×104；m：腐蚀前质量，g；m1：腐蚀后质量，g；s：碳钢表面积，cm2；t：碳钢腐蚀时间，h；d：常数，7.8g·cm-3。

2 结果与分析

2.1 腐蚀因素

2.1.1 温度因素 在一定范围内，腐蚀速率与温度呈正相关，随温度的上升腐蚀速率增大。结果见图1。

图1 温度对腐蚀速率的影响曲线Fig.1 Curve of influence of temperature on corrosion rate

由图1可以看出，在40～70℃间，样品腐蚀速率是逐渐增大的，当温度高于70℃后，速率仍然增大，但增大的幅度变小。温度升高，导致溶液内离子活跃度的增加，溶液导电率增高，进而导致腐蚀速率的增加[8]。

2.1.2 Cl-因素 针对Cl-的影响，进行了同一温度下和不同温度下Cl-对腐蚀速率的影响实验。结果见图2。

图2 Cl-对腐蚀速率的影响曲线Fig.2 Cl-influence curve on corrosion rate

由图2可见，同一温度下，随着Cl-浓度的增加，腐蚀速率先增大后减小，尤其当温度达到80℃时，效果更明显。Cl-的存在增加了溶液的导电性，介质的电导率增加，加快了腐蚀，当Cl-浓度继续增加时，会在金属表面富集，由于Cl-具有较强的吸附能力，会取代离子，进而阻碍腐蚀的进行，降低腐蚀速率[9]。

图3 对腐蚀速率的影响曲线Fig.3 influence curve on corrosion rate

2.1.4 矿化度因素 当溶液中离子含量增多，矿化度增大，溶液的导电率变大。按照矿化度大小，可以将腐蚀性分为3类：（1）矿化度小于1.2g·L-1，称为轻腐蚀采出水；（2）类矿化度介于1.2~2.0g·L-1，称为中腐蚀采出水；（3）类矿化度大于2.0g·L-1，称为重腐蚀采出水。矿化度对腐蚀速率的影响见图4。

图4 矿化度对腐蚀速率的影响曲线Fig.4 Curve of influence of salinity on corrosion rate

由图4可知，研究区内当矿化度小于2.0g·L-1，腐蚀速率逐渐增大，当矿化度大于2.0g·L-1，腐蚀速率逐渐变小。随着矿化度的增大，溶液的导电率增大，但离子结垢能力增强，Ca2+、Mg2+等更加容易在样品表面形成保护膜，阻碍腐蚀速率。

2.1.5 pH值因素

pH值对腐蚀速率的影响见图5。

图5 pH值对腐蚀速率的影响曲线Fig.5 Influence curve of pH value on corrosion rate

由图5可以看出，当氧的质量浓度为0时，pH值小于8时，随着pH值的增加，腐蚀速率逐渐减少；当pH值大于8时，随着pH值的增加，腐蚀速率几乎不变。当氧的质量浓度为0.5mg·L-1时，pH值小于9时，随着pH值的增加，腐蚀速率逐渐变小；当pH值大于9时，随着pH值的增加，腐蚀速率几乎不变。pH值增加，代表水中酸的减少，进而导致溶蚀速率变低，当到达一定极限以后，pH值增加，但腐蚀产物的溶解度很低，从而导致溶蚀速率变小。

2.2 腐蚀类型

2.2.1 内腐蚀 内腐蚀分为3类：应力腐蚀开裂、坑蚀、微生物作用加速腐蚀。天然气集输管道富含H2S、CO2，其应力腐蚀主要是H2S应力腐蚀开裂和CO2应力腐蚀开裂。坑蚀是由于CO2与水反应生成H2CO3，促使铁腐蚀，坑蚀是一种优先腐蚀，集中发育在材料缺陷、表面不均一的地方，具有极强的隐蔽性和破坏性。微生物内腐蚀具有不可见性、难预测性，硫酸盐还原细菌易产生H2S、厌氧细菌易产生HAc，这些都会导致腐蚀。

2.2.2 埋地金属腐蚀 埋地金属腐蚀包括电化学腐蚀、土壤腐蚀、微生物腐蚀。电化学腐蚀是由于金属管道与土壤相接触导致的，金属管道多为阳离子，大地多为阴离子，两者接触后，会导致金属的阳离子发生溶解成为金属离子，导致腐蚀。土壤腐蚀取决于土壤的温度、含水量、电阻率等，土壤的电阻率越低、透气性越高、含盐量越大，以及土壤pH值（＜4或＞8）都会加快管道腐蚀。微生物作用主要是指土壤当中的微生物种类，与管道内的微生物不同，该类微生物通常不直接作用于金属管道，而是通过影响土壤的环境加快腐蚀。

2.2.3 大气腐蚀 绝大多数的管网腐蚀都与大气腐蚀相关。大气中水会分离成H+和OH-，与金属管道中的Na+、Fe2+等金属离子发生化学反应产生腐蚀。套管是大气腐蚀的高发区，当出现破损的时候易发生大气腐蚀，而套管在使用过程中会不可避免的发生损坏，而这加大了大气腐蚀的概率。包覆层指为了避免大气腐蚀而包裹金属的一种材料，通常指的涂料层、缠绕带，当包覆层破坏后，金属管道与大气直接接触，增加大气腐蚀。

2.3 防腐措施

针对内腐蚀类型，首先明确腐蚀机理，针对性选择缓蚀剂注入输送介质中。防止内腐蚀的关键在于缓蚀剂的选择，错选缓蚀剂起不到防腐的作用。此外缓蚀剂浓度的确立也十分重要，应该选择合适的缓蚀剂浓度，才能保证缓蚀剂与管壁充分接触，形成保护膜。针对川东地区高含硫的特征，胡永碧等（2012）提出利用CT2-4水溶液环空缓蚀剂具有效果好、成本低的特点。在管道施工过程中，涂装内层防腐材料也起到防腐作用。

埋地金属腐蚀的关键在于隔绝土壤与管道的接触，大气防腐的关键在于隔绝大气与管道的接触，包覆层可以实现将钢管与电解质隔离。目前，常用油漆、塑料和橡胶作为包覆层，在施工的过程中，注意包覆层的质量，及时更换破损、剥落的包覆层，定期检查包覆层的状况。

3 结论

（1）川东地区天然气管道腐蚀受温度、Cl-浓度、浓度、矿化度、pH值等因素的影响，每种因素都有自己的影响规律。温度与腐蚀速率呈正相关，温度升高，腐蚀速率逐渐增大；而腐蚀速度随着Cl-浓度、浓度、矿化度的增加，呈现先增大后减小的趋势；腐蚀速率随pH值的增大，呈现先减小后不变的趋势。

（2）根据腐蚀因素，结合腐蚀特征，将川东地区常见的腐蚀类型划分为3类：内腐蚀、埋地金属腐蚀、大气腐蚀，并对每一种腐蚀类型的腐蚀机理进行了阐述。

（3）根据腐蚀类型，每种腐蚀类型的主控因素，针对性提出防腐措施研究，对于内腐蚀，应该选择合适的缓蚀剂；对于埋地金属腐蚀、大气腐蚀应该增加包覆层的使用。当时增加腐蚀预测响应机制，可以有效的预测危险。