管道腐蚀速率机理及预测方法

2023年12月31日发(作者：社会调查研究)

管道腐蚀速率机理及预测方法

谢 明1，刘一存2，李蒲智3

(1.中国石油西南油气田分公司天然气研究院，四川成都 610213；2.中国石油西南管道兰成渝输油分公司，四川广元 628000；3.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646000)

摘要：为控制管道腐蚀，减小管道腐蚀速率，对腐蚀机理开展研究，以进一步预测管道腐蚀速率与趋势。通过分析管道腐蚀的各种因素及其相互作用，结合现场管道运行工况、输送介质组分分析及管道腐蚀产物测试结果，确定管道腐蚀主要为CO2腐蚀，从而合理选择腐蚀预测模型。通过对CO2腐蚀预测模型与计算公式的分析，利用软件建立管道腐蚀预测模型，找到管道腐蚀速率范围与位置，进而确定腐蚀控制手段。

关键词：管道；腐蚀速率；预测方法；模型

0 引言

随着管道使用年限的不断增加，腐蚀状况日益严重，影响管道的安全运营。为预测整条管道的腐蚀状况，掌握腐蚀对管道结构完整性的危害程度，有必要对腐蚀速率进行预测和计算。

管道输送过程中，导致腐蚀的原因很多，腐蚀速率不仅与水质组分、气质组分、流速流态、环境条件等因素有关，还与钢材和时间有关。通常，导致管道腐蚀的各因素相互影响，组成了非常复杂的腐蚀体系。同时，腐蚀体系内的大部分影响因素都在随机变化。因此，为了得到准确的腐蚀速率，必须从腐蚀机理入手，分析并研究不同条件下的腐蚀状况，进而通过腐蚀预测模型和软件[1]，模拟、计算得到腐蚀速率的大小和趋势。

1 管道腐蚀机理

1.1 管道表面的吸氧腐蚀

在钢铁表面吸附的水膜酸性很弱或是呈中性、且输送介质中含有氧气的情况下，氧气会不断溶解于水膜并扩散到阴极，O2比H+的氧

化能力更强，更容易得到电子。其腐蚀机理为：

阳极反应：

Fe-2e→Fe2+

(1)

阴极反应：

O2+2H2O+4e→4OH-

(2)

在此之后继续发生反应：

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，反应式为

Fe2O3+6H+↔2Fe3++3H2O

(6)

1.2 酸性溶液中的析氢腐蚀

管道输送天然气时含有一定量的CO2。研究结果表明[2]，在含有自由水的情况下，CO2将会对钢质管道造成腐蚀。

在常温无氧的CO2溶液中，析氢反应控制着钢的腐蚀速率。CO2在水中的溶解度很高，一旦溶于水便形成碳酸，释放出氢离子。氢离子是强去极化剂，极易夺取电子还原，促进阳极铁溶解而导致腐蚀。这个电化学腐蚀过程如下：

阳极反应：

Fe-2e→Fe2+

(7)

阴极反应：

(8)

2H++2e→H2

(9)

CO2腐蚀总的表达式为

Fe+CO2+H2O→FeCO3+H2

(10)

研究结果表明[3]，在温度高于60 ℃时，CO2腐蚀所形成的腐蚀产物为疏松的FeCO3，不能在管道表面形成保护膜。FeCO3不溶于水，但能溶于酸性溶液中，反应式如下：

FeCO3+H+↔

(11)

1.3 硫酸盐还原菌(SRB)腐蚀

在存在硫酸盐和硫酸盐还原菌的情况下，腐蚀机理为：

(12)

Fe2++S2-→FeS

(13)

在上述3种腐蚀机理的共同作用下，固体中的主要腐蚀产物为Fe2O3、FeCO3和FeS，含CO2液体中的腐蚀产物为Fe3+、Fe2+和

OLGA软件中共有3个模型可用于腐蚀预测，分别为Norsok、Top-of-Line模型和模型。其中Norsok模型是一种高温腐蚀预测模型，在100～150 ℃之间精度较高，不适用于pH<>T<20>2分压、pH值，Fe2+浓度、与流速无关的腐蚀动力学过程、与流速相关的传质过程以及腐蚀产物膜等因素，在温度低于80 ℃时具有较高的精度。目前，95模型应用广泛，BP公司、InerTech公司都2 腐蚀预测模型选择与计算

基于该模型开发了适用于特定情况的腐蚀预测模型[4]。

2.1 修正后的模型

该模型综合考虑了CO2溶于水的传递过程以及电化学动力反应速率对腐蚀的影响，该模型的数学表达式为：

=(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为腐蚀速率，mm/a；vr为反应速率，mm/a；vm为传质速率，mm/a；t为介质温度，℃；pCO2为CO2分压，MPa；

pHact为实际pH值；pHCO2为CO2饱和溶剂的pH值；u为介质的液相流动速度，m/s；d为管道直径，m。

2.2 Norsok M506 腐蚀速率预测模型

该模型适用于海上和陆地油气田的CO2腐蚀预测，包含多个参数，综合考虑了分压、温度、剪切力和pH值对腐蚀速率的影响。

当温度为20、40、60、80、90、120、150 ℃时：

(18)

pCO2

+0.58logpCO2-+

式中：CRt为腐蚀速率，mm/a；Kt为与温度有关的常数；fCO2为修正后的CO2分压，bar(1 bar=0.1 MPa)； τw为壁面剪切力，Pa；f(pH)t为pH影响因子。

分析修正后的模型可知，管道的腐蚀速率是由反应速率和传质速率两部分组成的。反应速率随着温度和CO2分压的升高而增大。传质速率随流速和CO2分压的升高而增大，随管径的增大而减小。

2.3 实例计算

根据某管道腐蚀产物实验室测试分析，得到结果如表1所示。

表1 垢样分析结果 %

组分质量分数组分质量分数FeCO345.1Na4Al3Si3O12Cl5.6酸不溶物18.0其他3.9油垢27.4

根据该管道注水水相实验室测试分析，得到结果如表2所示。表2中1 ppm=10-6。

表2 水相分析结果

Fe2+含量/(mg·L-1)铁离子总含量/(mg·L-1)CO2含量/ppmO2含量/ppm11.5280

分析结果显示，介质中含有一定量铁离子，表明管道内部可能发生腐蚀行为。产物中油垢含量较高，腐蚀产物以FeCO3为主，通常FeCO3是CO2气体腐蚀的主要产物，表明管道内部发生CO2气体腐

蚀[3]。根据水相分析结果可知，生产水中含有一定量CO2气体，是注水系统CO2气体的主要来源，也是导致CO2气体腐蚀的主要原因。在之前的检测中，该管线介质中Ca2+、Mg2+离子含量较高，水介质总硬度较大，该管线有结垢的趋势，容易发生垢下腐蚀。介质中不含离子，因此可以判断腐蚀产物中离子来源于

生产水流程中的CO2气体，进一步说明管道内部发生CO2气体腐蚀。

综上所述，该管道以CO2气体腐蚀为主，同时管线内部结垢后极易发生垢下腐蚀。

该管道未变径，影响总腐蚀速率的主要因素就是温度、CO2分压以及介质流速。通过在多相流仿真模型基础上添加相应模块即可建立管道腐蚀预测模型。考虑到管道中添加了缓蚀剂，根据文献[5]中缓蚀效率按90%～95%计算，在分析时取保守值90%。采用常规天然气组分进行模拟，CO2含量为3%，采用OLGA软件建立的管道腐蚀预测模型。

已知参数为管道入口压力、入口温度及入口介质体积流量，可计算得到出口压力及出口温度，并与现场实际值对比。基于管道实际运行情况、软件整体模拟结果及管道历年的监测/检测报告，OLGA能较准确地模拟出CO2腐蚀状况与腐蚀速率。结合预测模拟结果，通过分析可以得到以下结果：

(1)管道入口底部的腐蚀速率最大值为0.04 mm/a，此处介质流动速度较大；

(2)大部分管段腐蚀速率为0.015～0.022 mm/a；

(3)管道高程上升段腐蚀速率变小，而下降段腐蚀速率变大，主要与介质流速有关，上升段介质流速减小而下降段介质流速增大。

3 结束语

通过对管道输送介质(水样、气样)和管道腐蚀产物的成分测试分析，明确了管道的腐蚀原因和腐蚀类型。针对OLGA软件中3个可用于腐蚀预测模块的使用条件与使用特点，选择了适用于本管道的腐蚀预测模块，建立了管道腐蚀预测模型，经过计算分析得到管道腐蚀速率与腐蚀趋势。与此同时，还可在清管死角或容易发生垢下腐蚀的地方(如管道拐点、管道低洼处等部位)，每月定点定时开展超声波测厚工作，即可得到管道壁厚变化数据，进一步对预测结果进行验证和补充，从理论计算和现场测试两方面掌握管道腐蚀程度，进而有效控制管道腐蚀。

参考文献：

[1] 帅健,许葵.腐蚀管线的失效概率评定方法[J].石油学报,2003,24(4):86-89.

[2] 蔡文军,陈国明,潘东民,等.腐蚀管线可靠性的研究[J].石油机械,2000,28(3):25-28.

[3] 张学元,邸超,雷良才.二氧化碳腐蚀与控制[M].北京:化学工业出版社，2000.

[4] H·E·毕勒，D·维斯腾贝格.合理的防腐蚀设计[M].赵克清，译.北京:化学工业出版社,1990:16-20.

[5] 王朝晖,朱欢勤,于佰俭.管道防腐技术[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

中图分类号：TE8

文献标识码：A

文章编号：1004-9614(2017)04-0042-03

作者简介：谢明(1989—)，助理工程师，主要从事管道腐蚀与防腐方面的工作。E-mail:****************