天然气集输管道积液对有机胺缓蚀性能的影响

扈俊颖,陈龙俊

(1. 西南石油大学 油气藏地质开发工程国家重点实验室，成都 610500； 2. 西南石油大学 石油与天然气工程学院，成都 610500； 3. 西南石油大学 油气消防四川省重点实验室，成都 610500)

天然气集输管道积液对有机胺缓蚀性能的影响

扈俊颖1,3,陈龙俊2

(1. 西南石油大学 油气藏地质开发工程国家重点实验室，成都 610500； 2. 西南石油大学 石油与天然气工程学院，成都 610500； 3. 西南石油大学 油气消防四川省重点实验室，成都 610500)

采用室内动态循环多相流高温高压釜模拟气田集输管线的服役环境，在流速5 m/s,有无积液存在条件下进行腐蚀试验、电化学试验和接触角测量，研究了积液对于有机胺缓蚀剂缓蚀性能的影响。结果表明：积液的存在使管材的腐蚀速率增大，相对降低了有机胺缓蚀剂的缓蚀率，且加大了试样发生点蚀的概率。建议合理设计各设施的位置、管线的走向和适当的监测，尽量减少管道的落差，从而减少管道中的积液的形成，同时使用具有一定抗冲刷能力的缓蚀剂。

集输管道积液；有机胺缓蚀剂；动态循环高压釜；电化学方法；接触角

由于管道运输具有密闭、不受地形限制和价格性能比合理等特点，已经成为天然气输送的主要方式。管道输送的天然气中往往含有H2S、CO2等酸性腐蚀介质，这些腐蚀介质会与管道中的水发生反应而形成酸，酸会与管道内壁发生电化学反应，导致管道发生内壁腐蚀，这会对输气管道的安全运行造成威胁，一旦发生腐蚀穿孔还将产生巨大的财产损失和人员伤亡[1-3]。

我国集输管道高低起伏，部分低洼管段容易出现积液，这会加速管道的电化学腐蚀。相对于单纯气流，有积液存在时管道的腐蚀将更为严重。

由于缓蚀剂具有用量少、使用方便、缓蚀效果明显等特点[4-6]，其已经成为国内外控制管道内腐蚀的主要手段。缓蚀剂成膜的好坏将直接影响其缓蚀效率[7-8]。集输管道中若存在积液,势必会影响缓蚀剂的成膜效果。

对此，本工作用自制的高温高压釜环路腐蚀试验装置模拟了酸性气田集输系统工况,通过腐蚀试验，结合电化学测试方法和接触角测试，对比研究了积液对缓蚀剂在L360碳钢表面的成膜性和缓蚀率的影响。

1 试验

1.1 试样与溶液

试验材料为L360碳钢，经淬火+回火处理，其化学成分如表1所示。将试样切割成30 mm×10 mm×3 mm，表面用40号～1 200号的水砂纸逐级打磨，使表面少划痕、平滑、光亮，然后丙酮除油、无水乙醇除水干燥。将试样置于有机胺缓蚀剂中反应8 s，使试样表面涂覆一层缓蚀剂膜(以下称缓蚀剂膜试样)，另外以没有缓蚀剂膜的空白试样做对比(以下称空白试样)。管道积液取自某气田集输管线中，其成分如表2所示，pH为6.5，粒径中值为3.08 μm。

表1 L360碳钢的化学成分(质量分数)Tab. 1 Chemical composition of L360 carbon steel (mass) %

表2 管道积液的化学成分Tab. 2 Chemical composition of the fluid in pipeline mg/L

1.2 试验方法

1.2.1 腐蚀模拟试验

采用自主研制的容积为5 L的动态循环多相流高温高压釜模拟现场工况，试验装置如图1所示。将试样卡入聚四氟乙烯制备的试验夹具，并将夹具放置在高温高压釜内，向釜内通入500 mL积液(模拟管道有积液条件)或150 mL积液(模拟管道无积液条件)。测试前向釜内依次通入H2S、CO2至预定分压(pH2S=1 MPa,pCO2=1.2 MPa,总压10 MPa)，以模拟气流流速为5 m/s时对试样的冲蚀作用，试验时间为7 d。采用失重法计算试样在有、无积液的现场工况中的腐蚀速率。

图1 试验装置示意图Fig. 1 Schematic diagram of test equipment

1.2.2 电化学试验

电化学测试在CS350电化学工作站上，采用三电极体系进行。工作电极为经高温压釜模拟腐蚀试验后的缓蚀剂膜试样和空白试样，工作面积为1.0 cm2,其余表面用环氧树脂密封；参比电极为饱和甘汞电极(SCE)，辅助电极为铂电极。电化学测试的试验介质为集输管道积液，其成分如表2所示。动电位极化曲线测试的扫描范围为-400～400 mV(相对于自腐蚀电位)，扫描速率为1 mV/s。电化学阻抗谱(EIS)测试的频率为10 mHz～10 kHz，交流激励信号为正弦波，幅值为10 mV。然后，分别用Zview和Cview软件对电化学阻抗谱和动电位极化曲线进行拟合。

1.2.3 接触角试验

在模拟腐蚀试验结束后用接触角测定仪SPCA测试了气流冲刷后试样表面对集输管线中积液的润湿性。因缓蚀剂膜表面的浸润性对缓蚀剂的耐蚀能有较大影响，若腐蚀之后的膜层对集输管线中积液的润湿性越差，则表明经腐蚀之后的膜层耐积液中腐蚀性离子侵入的性能越好[9-10]。

2 结果与讨论

2.1 模拟腐蚀试验

由表3可见，在有积液存在条件下，缓蚀剂膜试样的腐蚀速率为0.027 mm/a，远低于行业要求(油气田使用缓蚀剂时的腐蚀速率为0.076 mm/a)，空白试样在此环境中的腐蚀速率高达0.210 mm/a，约是缓蚀剂膜试样的8倍，这表明该缓蚀剂在积液存在时起到了明显的缓蚀作用。而在没有积液存在条件下,缓蚀剂膜试样的腐蚀速率为0.014 mm/a,这表明积液的存在使得试样腐蚀加速，积液对缓蚀剂的缓蚀率和成膜率产生了较大的影响。图2为有积液和无积液存在条件下缓蚀剂膜试样的腐蚀形貌。由图2可见,有积液存在条件下，缓蚀剂膜试样表面会产生点蚀等局部腐蚀情况。这也说明积液的存在会导致腐蚀加速。

表3 模拟腐蚀条件下不同试样的腐蚀速率Tab. 3 Corrosion rates of different samples in the conditions of simulating corrosion mm·a-1

(a) 无积液

(b) 有积液图2 缓蚀剂膜试样腐蚀后的形貌Fig. 2 Corrosion morphology of samples with corrosion inhibitor film:(a) fluid in gathering pipe; (b) no fluid in gathering pipe

2.2 动电位极化曲线

空白试样与缓蚀剂膜试样在有积液和无积液存在情况下的动电位极化曲线见图3，相应的拟合参数见表4。

图3 有无积液存在条件下各试样的动电位极化曲线Fig. 3 Potentiodynamic polarization curves of different samples in the conditions of fluid and no fluid in gathering pipe

表4 有无积液存在下各试样动电位极化曲线的拟合参数Tab. 4 Fitted parameters of polarization curves of different samples in the conditions of fluid and no fluid in gathering pipe

在有积液存在下，空白试样的自腐蚀电位为-0.659 V，缓蚀剂膜试样的自腐蚀电位为-0.617 V，前者比后者低了约40 mV，而空白试样的自腐蚀电流密度为缓蚀剂膜试样的10倍左右；同时，缓蚀剂膜试样与空白试样相比，前者阴极极化曲线的斜率明显小，缓蚀剂膜试样的阳极溶解速率明显低于空白试样的，整个曲线都明显发生左移。此外，有积液存在下，缓蚀剂膜试样的阳极极化曲线还出现一个较小的钝化区，表明在有积液存在下，金属表面生产的腐蚀产物膜具有一定的保护性能，与缓蚀剂膜一起共同减缓了金属的溶解程度。

无论是缓蚀剂膜试样还是空白试样，有积液存在下极化曲线的斜率都比无积液存在下的大，自腐蚀电流密度与极化曲线斜率的变化趋势一致。动电位极化曲线的分析结果表明，积液的存在会使腐蚀介质对试样的冲刷加剧，并且容易形成液膜，加速腐蚀，积液对缓蚀剂的缓蚀率和成膜率有较大的影响，这与模拟腐蚀试验的结果是一致的。

2.3 电化学阻抗谱

图4为有无积液存在下空白试样与缓蚀剂膜试样的电化学阻抗谱，其拟合数据如表5所示。由表5可见,在有积液存在下，缓蚀剂膜试样的极化电阻为850 Ω·cm2，空白试样的极化电阻分别为60 Ω·cm2。缓蚀剂膜试样的电化学阻抗谱中有两个容抗弧，高频部分的半圆表示膜层的容抗，低频部分的半圆表示基体的容抗，其极化电阻远远大于空白试样的极化电阻，这表明在有积液存在下，缓蚀剂起到了缓蚀的效果。在无积液存在下，缓蚀剂膜试样的极化电阻为1 754 Ω·cm2，空白试样的极化电阻142 Ω·cm2。无论是缓蚀剂膜试样还是空白试样，在无积液存在下的极化电阻是有积液存在下的2倍左右，这表明积液的存在对腐蚀速率和缓蚀剂的缓蚀效率起到了较大的影响。

图4 有无积液存在下各试样的电化学阻抗谱Fig. 4 EIS of different samples in the conditions of fluid and no fluid in gathering pipe

表5 有无积液存在下各试样电化学阻抗谱的拟合参数Tab. 5 Fitted parameters of EIS of different samples in the conditions of fluid and no fluid in gathering pipe

2.4 接触角

由表6可见，缓蚀剂膜试样与积液的接触角由73.1°减小至69.3°，空白试样与积液的接触角由33.1°减小至25.3°，显然空白试样接触角的减小程度更大。缓蚀剂膜试样和空白试样在积液环境中都会发生腐蚀，腐蚀使表面都变粗糙，而空白试样腐蚀得更为严重,这表明缓蚀剂起到了保护的作用。

表6 各试样与积液的接触角Tab. 6 The contact angle of different samples with fluid (°)

3 结论

积液的存在使得管材的腐蚀速率增大，相对降低了有机胺缓蚀剂的缓蚀率，且积液的存在将加大试样发生点蚀的概率。但集输管道的高低起伏是无法完全避免的，所以在实际的工程中，建议能够合理设计各设施的位置、管线的走向和适当的监测，尽量减少管道的落差，从而减少管道中的积液形成。另外,应该结合各方面的因素，尽量选择具有一定的抗冲刷能力的缓蚀剂。

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Influences of Fluid in Gathering Pipeline of Natural Gas on Corrosion Inhibition of Organic Amine

HU Jun-ying1,3, CHEN Long-jun2

(1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;2. School of Oil and Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;3. Sichuan Key Laboratory of Oil and Gas Firefighting, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

In order to study the influences of fluid in natural gas gathering pipeline on corrosion inhibition of organic amine, a corrosion test was simulated in home-made dynamic multiphase flow autoclave with flow rate of 5m/s in the conditions of fluid and no fluid in gathering pipe. Besides, electrochemical methods and contact angle measurements were also used to analyze the corrosion behavior. The results show that at the presence of fluid in gathering pipe, the corrosion rate of pipe materials increased greatly, the inhibition efficiency of organic amine decreased and the probability of pitting corrosion on the sample surface increased. Rational design of the location of each facility, pipeline direction and proper monitoring were recommended to minimize the gap between the pipes, thus reducing the formation of fluid in pipes. And inhibitor with anti-erosion effect should be used.

fluid in gathering pipe; organic amine; dynamic multiphase flow loop autoclave; electrochemical method; contact angle

10.11973/fsyfh-201703005

2015-08-16

西南石油大学国家重点实验室资助项目(PLN 1308)

扈俊颖(1982-)，讲师，博士，主要从事材料腐蚀与防护研究，hujunying01@yeah.net

TG174.42

A

1005-748X(2017)03-0181-04