程远鹏等：集输管道C0,/油/水环境中X65钢的腐蚀特征 ·595· 70%的失效归因于C02,30%的失效主要归因于硫 影响不是很明显[1,15-16) 酸盐还原菌(sulfate-reducing bacteria,.SRB),CO,已 材料的耐蚀性能与腐蚀产物膜有着密切关系， 成为集输管道腐蚀的主要因素.近年来，集输管道 管材表面所形成的腐蚀产物膜决定着腐蚀形态和腐 CO,腐蚀造成的井口装置失灵、闸门丝杆断裂、油套 蚀速率.目前对于C0,/油/水环境中腐蚀产物膜的 管穿孔、集输管道爆破等问题日益突出，腐蚀损失约 演变机理已经开展了一些研究4-6].相关研究主要 占石油石化行业产值的6%左右1-2].油气集输管 是针对常压条件或者高温高压苛刻的井下环境，而 道的内腐蚀问题已经引起现场和有关防腐科研机构 对集输管道C0,/油/水腐蚀环境的实验研究相对较 的广泛重视，集输管道的内腐蚀机理研究日益成为 少，特别是对于C0,/油/水环境下的腐蚀速率、腐蚀 研究的热点和重点. 特征、腐蚀形态以及可能存在的失效形式与腐蚀介 集输管道的腐蚀主要受到原油含水率、C0,分 质影响因素之间的关系，目前仍然需要进一步的深 压、温度、流速和pH值等因素的影响.国内外许多 入探讨.本文通过模拟集输管道内的C0,/油/水腐 学者已经针对这些因素对金属管道腐蚀行为的影响 蚀环境，实验研究了原油含水率和温度对X65钢腐蚀 开展了大量的研究工作36)，得出的结论一般认为： 行为的影响规律，对腐蚀产物膜进行微观分析，研究膜 ①含水率对金属管道腐蚀速率的影响明显，随着含 的表面形貌、组织结构及元素组成等对腐蚀速率的影 水率的上升，原油对管材表面的屏障作用减弱，腐蚀 响.探讨有油存在时的X65钢C02腐蚀行为.为更真 速率增加7-9.②随着C0,分压的增加，腐蚀速率 实、准确地描述考虑含油影响的集输管道CO,腐蚀规 增加.当C02分压增加时，H,C0,在腐蚀介质中的 律及机理提供一定的指导作用，为油田集输管道的选 溶解度增加，腐蚀介质的pH值不断下降，去极化反 材和采取具有针对性的防腐措施提供参考. 应变快，腐蚀速率加快0-).③温度变化影响管材 1实验材料与方法 表面保护膜的生成，随着温度的升高，不同管材的腐 蚀速率均呈现先增加后降低的趋势，但不同材质最 1.1实验材料及腐蚀介质 大腐蚀速率所对应的温度不同2-14).④无膜覆盖 实验材料选用油田集输常用的管线钢X65,其 状态下，流速的增大会提高金属表面的腐蚀速率. 化学成分如表1所示.试样尺寸为40mm×13mm× 这主要是由于流速增大会加快物质和电荷之间的传 2mm的长条状挂片，实验前分别用320·、800" 递速率，阻碍了碳酸亚铁保护膜的形成，当金属表面 1000和1200砂纸将试样表面打磨至镜面，然后分 生成或存在保护性产物膜时，物质的传输受到了已 别用去离子水清洗、无水乙醇脱水、丙酮脱脂，并用 形成的表面膜的阻碍，此时流速增大对腐蚀速率的 吹风机冷风吹干，放置于真空干燥器中待用. 表1X65管线钢的化学成分（质量分数） Table 1 Chemical composition of X65 steel C Si Mn Ni Cu Mo N Nb Al Ti 0.030 0.170 1.5100.0110.003 0.170 0.040 0.160 0.0060.060 0.020 0.010 腐蚀介质为某油田原油和采出水模拟液的混合 是一种较轻的含硫中间基原油，其基本物性如表3 物，采出水模拟液离子组成如表2所示.实验用油 所示. 表2采出水模拟液成分（质量浓度） Table 2 Compositions of the simulated produced water (mgL-1) K'Na* Ca2 Mg2. C1" HCO so- 总矿化度 5809.5 195.3 124.6 8702.9 1006.0 427.3 16265.7 表3实验用原油的基本物性 Table 3 Physical properties of the testing crude oil 20℃密度/ 凝点/ 硫质量 NaCl质量 黏度/(mPa"s) 酸值/mg (kg.m-3) t 分数/% (每升原油)/mg 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 0.73 877.3 30.5 0.52 63.7 888.1 118.6 34.0 21.5程远鹏等: 集输管道 CO2 / 油/ 水环境中 X65 钢的腐蚀特征 70% 的失效归因于 CO2 ,30% 的失效主要归因于硫 酸盐还原菌(sulfate鄄reducing bacteria, SRB),CO2 已 成为集输管道腐蚀的主要因素. 近年来,集输管道 CO2 腐蚀造成的井口装置失灵、闸门丝杆断裂、油套 管穿孔、集输管道爆破等问题日益突出,腐蚀损失约 占石油石化行业产值的 6% 左右[1鄄鄄2] . 油气集输管 道的内腐蚀问题已经引起现场和有关防腐科研机构 的广泛重视,集输管道的内腐蚀机理研究日益成为 研究的热点和重点. 集输管道的腐蚀主要受到原油含水率、CO2 分 压、温度、流速和 pH 值等因素的影响. 国内外许多 学者已经针对这些因素对金属管道腐蚀行为的影响 开展了大量的研究工作[3鄄鄄6] ,得出的结论一般认为: 淤 含水率对金属管道腐蚀速率的影响明显,随着含 水率的上升,原油对管材表面的屏障作用减弱,腐蚀 速率增加[7鄄鄄9] . 于 随着 CO2 分压的增加,腐蚀速率 增加. 当 CO2 分压增加时,H2CO3在腐蚀介质中的 溶解度增加,腐蚀介质的 pH 值不断下降,去极化反 应变快,腐蚀速率加快[10鄄鄄11] . 盂 温度变化影响管材 表面保护膜的生成,随着温度的升高,不同管材的腐 蚀速率均呈现先增加后降低的趋势,但不同材质最 大腐蚀速率所对应的温度不同[12鄄鄄14] . 榆 无膜覆盖 状态下,流速的增大会提高金属表面的腐蚀速率. 这主要是由于流速增大会加快物质和电荷之间的传 递速率,阻碍了碳酸亚铁保护膜的形成,当金属表面 生成或存在保护性产物膜时,物质的传输受到了已 形成的表面膜的阻碍,此时流速增大对腐蚀速率的 影响不是很明显[1,15鄄鄄16] . 材料的耐蚀性能与腐蚀产物膜有着密切关系, 管材表面所形成的腐蚀产物膜决定着腐蚀形态和腐 蚀速率. 目前对于 CO2 / 油/ 水环境中腐蚀产物膜的 演变机理已经开展了一些研究[4鄄鄄6] . 相关研究主要 是针对常压条件或者高温高压苛刻的井下环境,而 对集输管道 CO2 / 油/ 水腐蚀环境的实验研究相对较 少,特别是对于 CO2 / 油/ 水环境下的腐蚀速率、腐蚀 特征、腐蚀形态以及可能存在的失效形式与腐蚀介 质影响因素之间的关系,目前仍然需要进一步的深 入探讨. 本文通过模拟集输管道内的 CO2 / 油/ 水腐 蚀环境,实验研究了原油含水率和温度对 X65 钢腐蚀 行为的影响规律,对腐蚀产物膜进行微观分析,研究膜 的表面形貌、组织结构及元素组成等对腐蚀速率的影 响,探讨有油存在时的 X65 钢 CO2 腐蚀行为. 为更真 实、准确地描述考虑含油影响的集输管道 CO2 腐蚀规 律及机理提供一定的指导作用,为油田集输管道的选 材和采取具有针对性的防腐措施提供参考. 1 实验材料与方法 1郾 1 实验材料及腐蚀介质 实验材料选用油田集输常用的管线钢 X65,其 化学成分如表1 所示. 试样尺寸为40 mm 伊 13 mm 伊 2 mm 的长条状挂片,实验前分别用 320 # 、800 # 、 1000 #和 1200 #砂纸将试样表面打磨至镜面,然后分 别用去离子水清洗、无水乙醇脱水、丙酮脱脂,并用 吹风机冷风吹干,放置于真空干燥器中待用. 表 1 X65 管线钢的化学成分(质量分数) Table 1 Chemical composition of X65 steel % C Si Mn P S Ni Cu Mo N Nb Al Ti 0郾 030 0郾 170 1郾 510 0郾 011 0郾 003 0郾 170 0郾 040 0郾 160 0郾 006 0郾 060 0郾 020 0郾 010 腐蚀介质为某油田原油和采出水模拟液的混合 物,采出水模拟液离子组成如表 2 所示. 实验用油 是一种较轻的含硫中间基原油,其基本物性如表 3 所示. 表 2 采出水模拟液成分(质量浓度) Table 2 Compositions of the simulated produced water (mg·L - 1 ) K + 、Na + Ca 2 + Mg 2 + Cl - HCO - 3 SO 2 - 4 总矿化度 5809郾 5 195郾 3 124郾 6 8702郾 9 1006郾 0 427郾 3 16265郾 7 表 3 实验用原油的基本物性 Table 3 Physical properties of the testing crude oil 酸值/ mg 20益密度/ (kg·m - 3 ) 凝点/ 益 硫质量 分数/ % NaCl 质量 (每升原油) / mg 黏度/ (mPa·s) 30益 40益 50益 60益 0郾 73 877郾 3 30郾 5 0郾 52 63郾 7 888郾 1 118郾 6 34郾 0 21郾 5 ·595·