管道腐蝕速率機理及預測方法

2023年12月31日發(作者：社會調查研究)

管道腐蝕速率機理及預測方法

謝 明1，劉一存2，李蒲智3

(1.中國石油西南油氣田分公司天然氣研究院，四川成都 610213；2.中國石油西南管道蘭成渝輸油分公司，四川廣元 628000；3.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川瀘州 646000)

摘要：為控制管道腐蝕，減小管道腐蝕速率，對腐蝕機理開展研究，以進一步預測管道腐蝕速率與趨勢。通過分析管道腐蝕的各種因素及其相互作用，結合現場管道運行工況、輸送介質組分分析及管道腐蝕產物測試結果，確定管道腐蝕主要為CO2腐蝕，從而合理選擇腐蝕預測模型。通過對CO2腐蝕預測模型與計算公式的分析，利用軟件建立管道腐蝕預測模型，找到管道腐蝕速率范圍與位置，進而確定腐蝕控制手段。

關鍵詞：管道；腐蝕速率；預測方法；模型

0 引言

隨著管道使用年限的不斷增加，腐蝕狀況日益嚴重，影響管道的安全運營。為預測整條管道的腐蝕狀況，掌握腐蝕對管道結構完整性的危害程度，有必要對腐蝕速率進行預測和計算。

管道輸送過程中，導致腐蝕的原因很多，腐蝕速率不僅與水質組分、氣質組分、流速流態、環境條件等因素有關，還與鋼材和時間有關。通常，導致管道腐蝕的各因素相互影響，組成了非常復雜的腐蝕體系。同時，腐蝕體系內的大部分影響因素都在隨機變化。因此，為了得到準確的腐蝕速率，必須從腐蝕機理入手，分析并研究不同條件下的腐蝕狀況，進而通過腐蝕預測模型和軟件[1]，模擬、計算得到腐蝕速率的大小和趨勢。

1 管道腐蝕機理

1.1 管道表面的吸氧腐蝕

在鋼鐵表面吸附的水膜酸性很弱或是呈中性、且輸送介質中含有氧氣的情況下，氧氣會不斷溶解于水膜并擴散到陰極，O2比H+的氧

化能力更強，更容易得到電子。其腐蝕機理為：

陽極反應：

Fe-2e→Fe2+

(1)

陰極反應：

O2+2H2O+4e→4OH-

(2)

在此之后繼續發生反應：

Fe2++2OH-→Fe(OH)2

(3)

4Fe(OH)2+O2+2H2O→4Fe(OH)3

(4)

2Fe(OH)3+nH2O→Fe2O3·nH2O+3H2O

(5)

Fe2O3不溶于水，但可溶于酸性溶液中，反應式為

Fe2O3+6H+?2Fe3++3H2O

(6)

1.2 酸性溶液中的析氫腐蝕

管道輸送天然氣時含有一定量的CO2。研究結果表明[2]，在含有自由水的情況下，CO2將會對鋼質管道造成腐蝕。

在常溫無氧的CO2溶液中，析氫反應控制著鋼的腐蝕速率。CO2在水中的溶解度很高，一旦溶于水便形成碳酸，釋放出氫離子。氫離子是強去極化劑，極易奪取電子還原，促進陽極鐵溶解而導致腐蝕。這個電化學腐蝕過程如下：

陽極反應：

Fe-2e→Fe2+

(7)

陰極反應：

(8)

2H++2e→H2

(9)

CO2腐蝕總的表達式為

Fe+CO2+H2O→FeCO3+H2

(10)

研究結果表明[3]，在溫度高于60 ℃時，CO2腐蝕所形成的腐蝕產物為疏松的FeCO3，不能在管道表面形成保護膜。FeCO3不溶于水，但能溶于酸性溶液中，反應式如下：

FeCO3+H+?

(11)

1.3 硫酸鹽還原菌(SRB)腐蝕

在存在硫酸鹽和硫酸鹽還原菌的情況下，腐蝕機理為：

(12)

Fe2++S2-→FeS

(13)

在上述3種腐蝕機理的共同作用下，固體中的主要腐蝕產物為Fe2O3、FeCO3和FeS，含CO2液體中的腐蝕產物為Fe3+、Fe2+和

OLGA軟件中共有3個模型可用于腐蝕預測，分別為Norsok、Top-of-Line模型和模型。其中Norsok模型是一種高溫腐蝕預測模型，在100～150 ℃之間精度較高，不適用于pH<>T<20>2分壓、pH值，Fe2+濃度、與流速無關的腐蝕動力學過程、與流速相關的傳質過程以及腐蝕產物膜等因素，在溫度低于80 ℃時具有較高的精度。目前，95模型應用廣泛，BP公司、InerTech公司都2 腐蝕預測模型選擇與計算

基于該模型開發了適用于特定情況的腐蝕預測模型[4]。

2.1 修正后的模型

該模型綜合考慮了CO2溶于水的傳遞過程以及電化學動力反應速率對腐蝕的影響，該模型的數學表達式為：

=(14)

logvr=4.93-0.34(pHact+pHCO2)

(15)

vm=2.45(16)

pHCO2=3.82+0.003 84t-0.5logpCO2

(17)

式中：vcorr為腐蝕速率，mm/a；vr為反應速率，mm/a；vm為傳質速率，mm/a；t為介質溫度，℃；pCO2為CO2分壓，MPa；

pHact為實際pH值；pHCO2為CO2飽和溶劑的pH值；u為介質的液相流動速度，m/s；d為管道直徑，m。

2.2 Norsok M506 腐蝕速率預測模型

該模型適用于海上和陸地油氣田的CO2腐蝕預測，包含多個參數，綜合考慮了分壓、溫度、剪切力和pH值對腐蝕速率的影響。

當溫度為20、40、60、80、90、120、150 ℃時：

(18)

pCO2

+0.58logpCO2-+

式中：CRt為腐蝕速率，mm/a；Kt為與溫度有關的常數；fCO2為修正后的CO2分壓，bar(1 bar=0.1 MPa)； τw為壁面剪切力，Pa；f(pH)t為pH影響因子。

分析修正后的模型可知，管道的腐蝕速率是由反應速率和傳質速率兩部分組成的。反應速率隨著溫度和CO2分壓的升高而增大。傳質速率隨流速和CO2分壓的升高而增大，隨管徑的增大而減小。

2.3 實例計算

根據某管道腐蝕產物實驗室測試分析，得到結果如表1所示。

表1 垢樣分析結果 %

組分質量分數組分質量分數FeCO345.1Na4Al3Si3O12Cl5.6酸不溶物18.0其他3.9油垢27.4

根據該管道注水水相實驗室測試分析，得到結果如表2所示。表2中1 ppm=10-6。

表2 水相分析結果

Fe2+含量/(mg·L-1)鐵離子總含量/(mg·L-1)CO2含量/ppmO2含量/ppm11.5280

分析結果顯示，介質中含有一定量鐵離子，表明管道內部可能發生腐蝕行為。產物中油垢含量較高，腐蝕產物以FeCO3為主，通常FeCO3是CO2氣體腐蝕的主要產物，表明管道內部發生CO2氣體腐

蝕[3]。根據水相分析結果可知，生產水中含有一定量CO2氣體，是注水系統CO2氣體的主要來源，也是導致CO2氣體腐蝕的主要原因。在之前的檢測中，該管線介質中Ca2+、Mg2+離子含量較高，水介質總硬度較大，該管線有結垢的趨勢，容易發生垢下腐蝕。介質中不含離子，因此可以判斷腐蝕產物中離子來源于

生產水流程中的CO2氣體，進一步說明管道內部發生CO2氣體腐蝕。

綜上所述，該管道以CO2氣體腐蝕為主，同時管線內部結垢后極易發生垢下腐蝕。

該管道未變徑，影響總腐蝕速率的主要因素就是溫度、CO2分壓以及介質流速。通過在多相流仿真模型基礎上添加相應模塊即可建立管道腐蝕預測模型。考慮到管道中添加了緩蝕劑，根據文獻[5]中緩蝕效率按90%～95%計算，在分析時取保守值90%。采用常規天然氣組分進行模擬，CO2含量為3%，采用OLGA軟件建立的管道腐蝕預測模型。

已知參數為管道入口壓力、入口溫度及入口介質體積流量，可計算得到出口壓力及出口溫度，并與現場實際值對比。基于管道實際運行情況、軟件整體模擬結果及管道歷年的監測/檢測報告，OLGA能較準確地模擬出CO2腐蝕狀況與腐蝕速率。結合預測模擬結果，通過分析可以得到以下結果：

(1)管道入口底部的腐蝕速率最大值為0.04 mm/a，此處介質流動速度較大；

(2)大部分管段腐蝕速率為0.015～0.022 mm/a；

(3)管道高程上升段腐蝕速率變小，而下降段腐蝕速率變大，主要與介質流速有關，上升段介質流速減小而下降段介質流速增大。

3 結束語

通過對管道輸送介質(水樣、氣樣)和管道腐蝕產物的成分測試分析，明確了管道的腐蝕原因和腐蝕類型。針對OLGA軟件中3個可用于腐蝕預測模塊的使用條件與使用特點，選擇了適用于本管道的腐蝕預測模塊，建立了管道腐蝕預測模型，經過計算分析得到管道腐蝕速率與腐蝕趨勢。與此同時，還可在清管死角或容易發生垢下腐蝕的地方(如管道拐點、管道低洼處等部位)，每月定點定時開展超聲波測厚工作，即可得到管道壁厚變化數據，進一步對預測結果進行驗證和補充，從理論計算和現場測試兩方面掌握管道腐蝕程度，進而有效控制管道腐蝕。

參考文獻：

[1] 帥健,許葵.腐蝕管線的失效概率評定方法[J].石油學報,2003,24(4):86-89.

[2] 蔡文軍,陳國明,潘東民,等.腐蝕管線可靠性的研究[J].石油機械,2000,28(3):25-28.

[3] 張學元,邸超,雷良才.二氧化碳腐蝕與控制[M].北京:化學工業出版社，2000.

[4] H·E·畢勒，D·維斯騰貝格.合理的防腐蝕設計[M].趙克清，譯.北京:化學工業出版社,1990:16-20.

[5] 王朝暉,朱歡勤,于佰儉.管道防腐技術[J].石油商技,2000,18(3):36-39.

Mechanism and Prediction Method of Pipeline Corrosion

Rate

XIE Ming1, LIU Yi-cun2, LI Pu-zhi3

(ch Institute of Natural Gas Technology， PetroChina

Southwest Oil&Gas Field Company, Chengdu 610213, China;

ngYu Oil Company， PetroChina Southwest Pipeline,

Guangyuan 628000, China; Gas Mine， PetroChina

Southwest Oil&Gas Field Company, Luzhou 646000,China)

Abstract:In order to control pipeline corrosion, reduce the

pipeline corrosion rate, corrosion mechanism was rearched in

order to predict corrosion rate and trend of pipeline. By analyzing

of various factors of pipeline corrosion and interactions,

combining with on-site pipeline operating conditions,

transmission medium composition analysis and pipeline

corrosion product test results, it was determined that the

corrosion of pipeline was mainly CO2 corrosion, and thus the

corrosion prediction model was reasonably lected. Through

the analysis of CO2 corrosion prediction model and calculation

formula, the pipeline corrosion prediction model was established

by software, the range and location of pipeline corrosion rate

were found, and the corrosion control method was determined.

Keywords:pipeline; corrosion rate; method of prediction;

model

收稿日期：2016-11-15

中圖分類號：TE8

文獻標識碼：A

文章編號：1004-9614(2017)04-0042-03

作者簡介：謝明(1989—)，助理工程師，主要從事管道腐蝕與防腐方面的工作。E-mail:****************