天然气集输管线二氧化碳腐蚀研究

魏思达，吴 明，梅宏林

（1. 辽宁石油化工大学 天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001; 2. 辽河油田油建二公司，辽宁 盘锦 124000）

天然气集输管线二氧化碳腐蚀研究

魏思达1，吴 明1，梅宏林2

（1. 辽宁石油化工大学 天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001; 2. 辽河油田油建二公司，辽宁 盘锦 124000）

天然气管道工程中二氧化碳腐蚀问题是天然气集输过程中亟待解决的重大难题。由于天然气是多组分气体，尤其是含酸性二氧化碳的天然气遇水生成腐蚀性极强的酸液，对集输管道内壁会产生严重的腐蚀。二氧化碳腐蚀不仅对集输管线和设备安全构成极大威胁，而且易导致管道破裂，造成严重的经济损失和人员伤亡。由于天然气集输管线材质基本选用L485、L360和L245三种管线钢，对某天然气管道拟采用L485、L360和 L245三种钢材集输二氧化碳多相介质进行腐蚀研究。由于在该条件下腐蚀的本质是电化学反应过程，故应用电化学方法直接进行研究。通过研究，分析三种管线钢的耐腐蚀性能、程度，并对以后集输同样介质的管材的选用得出科学的依据。

天然气管道；二氧化碳腐蚀；L485、L360和L245；集输管线

油气输送管与油井管是油气田用量最大的两大类线，一般在一定的载荷和环境条件下服役。然而，油气管线构件往往在特定的服役条件下易发生变形、断裂和表面损伤等破坏而失去其原有的功能，导致失效。油气管线，投资巨大，一旦发生失效不仅造成巨额的经济损失而且易发生泄漏、爆炸等安全事故危及企业安全生产。因此，提高油气管线的安全可靠性与使用寿命对企业节约维护开支、降低运营成本、稳产、增产、增效等有着积极的影响。

腐蚀作为油气管线失效的三大主要形式之一，在“石油管工程”中占据着非常重要的地位[1]。国内某调峰储气库的注入气是来自天然气管道来的干气，组分分析显示采出气为湿气，其中二氧化碳的含量较高，极易形成二氧化碳腐蚀[2]。本文拟采用主要针对L485、L360和L245三种钢材的腐蚀行为和腐蚀抑制进行了研究，重点研究 L485油管钢。为了提高 L485等三种石油管的安全可靠性与使用寿命。

1 实验目的

油气集输管线是油气田经常使用的管线，一般在一定的载荷和环境条件下服役[3]。然而，集输管线往往在特定的服役条件下易发生变形、断裂和表面损伤等破坏而失去其原有的功能，导致失效。油气管线一次投资巨大，一旦发生失效不仅造成巨额的经济损失而且易发生泄漏、爆炸等安全事故危及企业的安全生产。因此，提高油气管线的安全可靠性与使用寿命对企业节约维护开支、降低运营成本、稳产和增效等有着积极的作用。

油气田的储气库开发项目中，注气阶段基本采用含CO2的干气，通过按照API标准中腐蚀速率公式计算得出的结果，采用含CO2的干气对管线钢没有腐蚀[4]；在采气阶段，采出气中往往含有饱和水汽或地下水，CO2溶于水后的总酸度较高，会对钢管产生严重的腐蚀，高的运行压力、运行温度及采出水中含有的 CL-离子或其它矿物离子均会进一步加剧管道的腐蚀。本实验采用动电位扫描极化法的电化学方法研究某天然气管道工程在役L485、L360和 L245三种管线钢在含二氧化碳多相介质中腐蚀随时间的变化规律与腐蚀产物膜对电极反应的影响，提出工程中在役L485、L360和L245三种油管钢在含二氧化碳多相介质中腐蚀的作用机制。本篇研究目的在于为三种管线钢在集输腐蚀环境中的服役提供基础数据和理论依据[5]。

2 实验过程

实验选用了L485、L360和L245三种管线钢作为实验材料。实验采用经典的三电极体系，用环氧树脂密封的L485、L360和L245三种管线钢作为工作电极，铂电极作为对电极，饱和甘汞电极作为参比电极，其中饱和甘汞电极用鲁金毛细管作为盐桥与工作介质间接连接。测试采用的腐蚀介质为二氧化碳的饱和溶液（模拟某区块2 400～2 600 m地层水，见表1）。实验前，工作电极均用金相砂纸逐级打磨至工作电极表面呈镜面光亮并用蒸馏水冲洗，再用无水乙醇和丙酮清洗后，冷风吹干。电极在30 ℃腐蚀介质NaHCO3二氧化碳的饱和溶液中浸泡不同时间进行极化曲线测试。测试过程为常压且连续通入二氧化碳。

极化曲线测试扫描速度为0.5 mV·s-1。交流阻抗图与极化曲线采用ZView 软件分析。

表1 某区块地层水性质Table 1 A block formation water nature

3 分析与讨论

图1为L485管线碳钢试样浸泡于30 ℃二氧化碳腐蚀环境中测得的极化曲线图谱。如图1所示，研究表明当浸泡时间小于1 h时，碳钢试样在腐蚀环境中最负，随着浸泡时间的增加均有不同程度的“正移”。当浸泡时间小于12 h时，碳钢试样表面还没大量的腐蚀产物膜，因此可以视为“裸金属”的腐蚀过程。此过程，随着浸泡时间的推移腐蚀电流增加，自腐蚀电位增大，表明阶段 L485管线碳钢受到二氧化碳腐蚀。当浸泡时间大于12 h小于24 h时，碳钢试样表面生成大量的腐蚀产物膜，属于“膜覆盖”电极。此过程，随着浸泡时间的推移腐蚀电流几乎增加，自腐蚀电位有降低的趋势，表明阶段腐蚀产物膜对 L485管线碳钢具有一定的保护作用。然而，当浸泡时间大于24 h时小于72 h时，浸泡时间的推移腐蚀电流增加，自腐蚀电位增大。这主要是因为形成的腐蚀产物膜保护性较弱并且不致密性，此过程腐蚀加速。

图2、3分别为L360、L245管线碳钢试样浸泡于30℃二氧化碳腐蚀环境中测得的极化曲线图谱。

图1 L485管线钢试片二氧化碳腐蚀环境极化曲线Fig.1 L485 specimen carbon dioxide pipeline corrosion environment polarization curve

图2 L360管线钢试片二氧化碳腐蚀环境极化曲线Fig.2 L360 specimen carbon dioxide pipeline corrosion environment polarization curve

图3 L245管线钢试片二氧化碳腐蚀环境极化曲线Fig.3 L245 specimen carbon dioxide pipeline corrosion environment polarization curve

如图2、3分别所示，L360、L245管线碳钢试样在腐蚀环境中呈现几乎类似的腐蚀变化趋势。然而，极化曲线（图 1、2、3）研究显示在腐蚀环境中随着浸泡时间的增加L485、L360、L245管线钢的自腐蚀电位均有不同程度的负移，其中 L360、L245管线钢负移程度较L485管线钢更多，其自腐蚀电位越正，耐腐蚀倾向越好。因此，以 L485管线钢为研究重点更具典型性与代表性，研究所得理论数据为工程实施有效的腐蚀安全防护技术提供理论与技术支持更可靠。

图4为 L485管线碳钢试样浸泡于30 ℃二氧化碳（0.1 MPa/0 m·s-1）腐蚀环境中1、12、24和72 h后测得的腐蚀速率。如图图4所示，研究表明L485管线碳钢二氧化碳腐蚀随浸润时间的增加而加剧。

图4 L485管线钢试片在30℃二氧化碳（0.1MPa/ 0 m·s-1）腐蚀环境腐蚀速率Fig.4 L485 pipeline specimen (0.1MPa / 0 m·s-1) corrosive environment corrosion rate of carbon dioxide at 30 ℃

图5为L485管线碳钢试片浸泡于30、40 ℃二氧化碳（0.1 MPa/0 m·s-1）腐蚀环境中1、12、24、72 h后测得的腐蚀速率。如图5所示，研究表明L485管线碳钢二氧化碳腐蚀随温度的增加而加剧。

图6为L485管线碳钢试片浸泡于30 ℃二氧化碳（0.1、0.5 MPa/0 m·s-1）腐蚀环境中1、12、24、72 h后测得的腐蚀速率。如图图6所示，研究表明L485管线碳钢二氧化碳腐蚀随二氧化碳分压的增加而加剧。

图5 L485管线钢试片在30、40℃二氧化碳（0.1 MPa/ 0 m·s-1）腐蚀环境下腐蚀速率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

图6 L485管线钢试片在30 ℃二氧化碳（0.1 MPa/ 0 m·s-1）腐蚀环境下腐蚀速率Fig.6 L485 pipeline specimen corrosion rate of carbon dioxide at 30 ℃ (0.1 MPa / 0 m·s-1) in corrosive environments

图7为L485管线碳钢试片浸泡于30 ℃二氧化碳（0.1、0.5 MPa/0 m·s-1）腐蚀环境中1、12、24、72 h后测得的腐蚀速率。如图7所示，研究表明L485管线碳钢二氧化碳腐蚀随气体流速的增加而加剧。

图7 L485管线钢试片在30 ℃二氧化碳（0.1、0.5 MPa/ 0 m·s-1）环境下腐蚀速率Fig.7 L485 pipeline specimen corrosion rate (0.1,0.5 MPa / 0 m·s-1) under ambient carbon dioxide at 30 ℃

4 结 论

（1）电化学研究表明L485、L360和L245三种管线钢二氧化碳腐蚀电化学行为分为三阶段，即为“裸金属”期，该阶段腐蚀电流密度增加，L485、L360和L245三种管线钢均受到二氧化碳腐蚀；“膜覆盖”期，该阶段腐蚀电流密度增加几乎不增加，形成腐蚀产物膜对二氧化碳腐蚀有一定阻碍作用；“反应”期，该阶段腐蚀电流密度继续增加，腐蚀具有加剧的趋势。

（2）L485管线钢二氧化碳腐蚀影响因素研究显示L485管线钢二氧化碳腐蚀随浸泡时间、温度、二氧化碳分压、气体流速的增加而具有腐蚀加剧的趋势。

上述实验给我们在输送含酸性CO2介质时，一定要充分考虑管线在输送温度、压力交替作用下对管线腐蚀的影响。

因此当我们在进行某储气库天然气集输管线设计时，通过计算和上述试验证明采出气会对管线造成腐蚀破坏，但由于采用不锈钢 316L管线虽然能解决这一技术问题，但由于造价最少提高三倍以上，并且还有些技术问题需要处理，因此我们采用内衬316L材质与管线钢L485、L360和L245复合的管线，成功解决了这一技术难题。

［1］ 马春阳．输气管线腐蚀及防护研究[D].大庆：大庆石油学院，2009．

［2］卜明哲，陈龙，刘欢．高含 CO2储气库集输管道腐蚀防护研究[J].当代化工，2014，43(2)：229-231．

［3］寇杰，梁法春．油气管道腐蚀与防护[M].北京：中国石化出版社，2008．

［4］陈卓元.二氧化碳腐蚀机理及影响因素[J].材料开发与应用，1998，10（13）：34-40.

［5］王凤平．油气开发中的 CO2腐蚀[J].腐蚀科学与防护技术，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

魏思达（1990-），男，辽宁盘锦人，硕士，2015年毕业于辽宁石油化工大学油气储运专业，研究方向：油气集输。E-mail：603632436@qq.com。