埋地输油管道防腐技术研究

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。

表2 腐蚀实验结果正交表

3 防腐药剂的优化选择

3.1 防腐剂的优选

对于现有生产系统的防腐措施，添加合适的化学缓蚀剂是行之有效的方法。[9-10]在影响埋地输油管道腐蚀因素分析的基础上，要使缓蚀剂能够达到预期的效果，有以下要求：适用矿化度范围广，能够抑制多种因素引起的腐蚀；缓蚀效率高；具有适当的溶解速度；良好的配伍性。

基于对影响埋地输油管道的腐蚀因素分析，在实验过程中对几种常用缓蚀剂进行了筛选评价，试验结果如图1所示。

图1 缓释剂缓释效果筛选评价

由图1可以看出，KL-601改进型在几种药剂中缓蚀效果较好，在130 mg/L的加药量下，可将管道的腐蚀率控制在0.11 mm/a，缓蚀率为65%，具有较好的缓蚀作用。

3.2 药剂用量的确定

为了定量判定缓蚀剂的防腐效果，从而获得药剂的防护周期，采用示踪剂跟踪的方法来实现。通过示踪剂与缓蚀剂配伍性研究，选用三聚磷酸钠作为配合使用的示踪剂。

本次实验将药剂中掺入5%示踪剂，通过对示踪剂的动态跟踪，可检测缓蚀剂的防腐效果。通过计算，缓蚀剂年消耗量约在60～80 kg之间，目前需采取防腐措施的缓蚀剂使用量定为90 kg。

4 结论

温度对埋地输油管道腐蚀速率的影响最大，Cl-对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。

在实验分析的基础上，优选了KL-601改进型缓蚀剂，并通过示踪剂跟踪技术对防腐效果进行动态跟踪评价，优化了防护周期。这对管道采取腐蚀防护措施以及提高管道的使用寿命，减少损失具有一定的指导意义。■

[1]李兵. 金属的腐蚀与防护[J]. 金属世界，2005（4）:42，44.

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[4]刘凯，马丽敏，陈志东，等.埋地管道的腐蚀与防护综述[J].管道技术与设备，2007（4）:36-38，42.

[5]焦卫东，张清，张耀宗.CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律[J].全面腐蚀控制，2003，17（6）:13-15.

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