宋成立，朱衛(wèi)民，任玉潔，李昊陽，魏曉峰，劉新寶

(1.中國石油集團工程材料研究院有限公司，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室 陜西 西安 710077；2.西北大學化工學院 陜西 西安 710069；3.中國石油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

油田集輸管道服役環(huán)境屬于油-氣-水三相快速流動狀態(tài)下的復雜混合體系，且輸送介質常常含有H2S、CO2等酸性組分以及Ca2+、Mg2+、Cl-等無機離子[1-2]，極易出現(xiàn)金屬腐蝕，造成管道結構完整性的降低，直接威脅管道的使用壽命，成為制約油田發(fā)展的至關重要的因素[3]。針對集輸管道腐蝕引發(fā)的安全問題，我國許多油田雖然采取了對在役管道進行內防腐、檢測和安全評價等一系列措施，一定程度上緩解了管道腐蝕帶來的安全問題[4-5]。但是，從管道安全生產和安全管理的角度來看，主要運行參數(shù)對腐蝕速率的相關性研究深度不夠，缺少腐蝕影響因素顯著性的探究，導致腐蝕防控措施的針對性和有效性不足。本文將對典型的油-氣-水集輸管道開展系列高溫高壓腐蝕試驗，對試驗結果進行方差分析，探究主要環(huán)境參數(shù)與均勻腐蝕速率之間的相關性，明確影響腐蝕的顯著因素，為管道的腐蝕防控提供精準依據(jù)。

1 試 驗

1.1 材料

試驗材料選用油田常用的20#低碳鋼，其化學成分見表1。將20#低碳鋼加工成矩形掛片，規(guī)格為50 mm(長度)×10 mm(寬度)×3 mm(厚度)(含Φ5 mm的孔)，如圖1所示。

表1 20#鋼材料化學成分(質量分數(shù)) %

圖1 掛片的外觀示意圖

1.2 腐蝕試驗

表2 腐蝕試驗參數(shù)

每組試驗采用3個平行掛片，試驗前用砂紙逐級(240#、400#、600#、800#)打磨后浸入丙酮中超聲清洗5 min+無水乙醇中超聲清洗5 min，吹干貯于干燥器中1 h后再測量掛片尺寸和質量(精確至0.1 mg)。地層模擬水樣配制采用NaHCO3(分析純)、Na2SO4(分析純)、CaCl2(分析純)、MgCl2(分析純)、NaCl(分析純)、去離子水(一級水)等。試驗中將己預除氧的模擬水注入Cortest 10 L高溫高壓釜中，掛片懸掛于模擬水中部，釜密封后用高純氮氣進行二次除氧，時間為2 h。除氧完畢后，關閉氮氣閥門，按表2中的試驗參數(shù)通入氣體，逐漸升壓至所需分壓后關閉閥門。然后升溫到預定溫度，此時開始計時并記錄系統(tǒng)壓力。

試驗168 h后，泄壓并降溫后拆釜，將掛片取出，用蒸餾水清洗+無水酒精除水后烘干，再采用配制的去膜液對掛片進行清理(鹽酸0.1 L、六亞甲基四胺7 g、水1 L)，并依據(jù)式(1)計算腐蝕速率。

V均=g×365 000/(γ·t·S)

(1)

式中：g為試樣腐蝕前后的失重質量，g；γ為材料的密度，7.8 g/cm3；t為試驗時間，d；S為試樣表面積，mm2；V均為均勻腐蝕速率，mm/a。

1.3 方差分析

方差分析是檢驗“多個正態(tài)總體均值是否有顯著差異”的一種有效的方法[8-9]。利用方差分析得到上述6種腐蝕影響因素(自變量)對均勻腐蝕速率(因變量)的相關關系，并獲得顯著影響程度的排序。

2 結果與討論

2.1 CO2分壓的影響分析

圖2是不同CO2分壓的均勻腐蝕試驗結果。由圖2可知，在CO2分壓0.002～0.05 MPa范圍內，隨CO2分壓的增大，溶液中溶解的CO2濃度增大，溶液的酸性更強，對金屬的腐蝕作用增大，試樣的均勻腐蝕速率隨之增大[10-11]。

圖2 不同CO2分壓下的均勻腐蝕速率

表3是CO2分壓對均勻腐蝕速率影響的方差分析結果。由表3可知，由于在顯著性水平α=0.01下，CO2分壓的統(tǒng)計檢定值F大于臨界值F0.01(3, 8)=7.590 991 948，其概率P小于臨界值0.01，故CO2分壓對均勻腐蝕速率具有十分顯著的影響。

表3 CO2分壓對均勻腐蝕速率的影響大小

2.2 H2S分壓的影響分析

圖3是不同H2S分壓的均勻腐蝕試驗的結果。由圖3可知，在H2S分壓0～0.01 MPa范圍內，隨H2S分壓的增大，試樣的均勻腐蝕速率隨之增大，但變化緩慢，主要由于H2S的腐蝕產物FexSy通常比較致密，與金屬表面的結合力較高，減緩了腐蝕進程[12]。

圖3 不同H2S分壓下的均勻腐蝕速率

表4是H2S分壓對均勻腐蝕速率影響的方差分析結果。由表4可知，由于在顯著性水平α=0.01下，H2S分壓的統(tǒng)計檢定值F大于臨界值F0.01(3, 8)=7.590 991 948，其概率P亦小于臨界值0.01，故H2S分壓對均勻腐蝕速率具有十分顯著的影響。

表4 H2S分壓對均勻腐蝕速率的影響大小

2.3 Cl-含量的影響分析

圖4是不同Cl-含量的均勻腐蝕試驗的結果。由圖4可知，在Cl-含量80 000～180 000 mg/L范圍內，隨Cl-含量的增大，試樣的均勻腐蝕速率隨之增大，Cl-的存在致使鋼管內表面鈍化膜在組織結構上發(fā)生改變并加速鈍化膜溶解，進一步促進了腐蝕進程[13]。

圖4 不同Cl-濃度下的均勻腐蝕速率

表5是Cl-含量對均勻腐蝕速率影響的方差分析結果。由表5可知，由于在顯著性水平α=0.01下，Cl-濃度的統(tǒng)計檢定值F大于臨界值F0.01(3, 8)=7.590 991 948，其概率P亦小于臨界值0.01，故Cl-濃度對均勻腐蝕速率具有十分顯著的影響。

表5 Cl-濃度對油水集輸管道均勻腐蝕速率的影響大小

2.4 Ca2++Mg2+含量的影響分析

圖5是不同Ca2++Mg2+含量的均勻腐蝕試驗的結果。由圖5可知，在Ca2++Mg2+含量300～1 200 mg/L范圍內，隨Ca2++Mg2+含量的增大，試樣的均勻腐蝕速率變化較小，主要由于較低含量的Ca2++Mg2+在金屬表面形成保護性沉積層，減緩了腐蝕進程[14]。

圖5 不同Ca2++Mg2+濃度下的均勻腐蝕速率

表6是Ca2++Mg2+含量對均勻腐蝕速率影響的方差分析結果。由表6可知，由于在顯著性水平α=0.05下，Ca2++Mg2+濃度的統(tǒng)計檢定值小于臨界值F0.05(3, 8)=4.066 180 557，其概率P亦大于臨界值0.05，故Ca2++Mg2+濃度對均勻腐蝕速率無顯著影響。

表6 Ca2++Mg2+濃度對均勻腐蝕速率的影響大小

2.5 流速的影響

圖6是不同流速下的均勻腐蝕試驗的結果。由圖6可知，在流速0.01～1 m/s范圍內，介質流動較為緩慢，對試樣表面腐蝕產物的沖刷作用較小，因而試樣的均勻腐蝕速率波動較小[5]。

圖6 不同流速下的均勻腐蝕速率

表7是流速對均勻腐蝕速率影響的方差分析結果。由表7可知，由于在顯著性水平α=0.05下，流速的統(tǒng)計檢定值小于臨界值F0.05(3, 8)=4.066 180 557，其概率P亦大于臨界值0.05，故流速對均勻腐蝕速率無顯著影響。

表7 流速對均勻腐蝕速率的影響大小

2.6 溫度的影響

圖7是不同溫度的均勻腐蝕試驗的結果。由圖7可知，在溫度30～80 ℃范圍內，隨著溫度的增大，不斷提高化學反應速度，金屬“溶解”量不斷增加，試樣的均勻腐蝕速率隨之增大[15]。

圖7 不同溫度下的均勻腐蝕速率

表8是溫度對均勻腐蝕速率影響的方差分析結果。由表8可知，由于在顯著性水平α=0.01下，溫度的統(tǒng)計檢定值F大于臨界值F0.01(3, 8)=7.590 991 948，其概率P亦小于臨界值0.01，故溫度對均勻腐蝕速率具有十分顯著的影響。

表8 溫度對均勻腐蝕速率的影響大小

3 結 論

對于20#鋼的油-氣-水集輸管道在油田典型腐蝕環(huán)境條件下，CO2分壓、H2S分壓、Cl-濃度和溫度對管道均勻腐蝕速率具有十分顯著的影響，其排序為：CO2分壓>Cl-濃度>溫度>H2S分壓；Ca2++Mg2+濃度和流速對其影響不顯著。因此，在生產運行過程中合理限制或有效降低顯著影響因素可以減緩管道腐蝕進程，同時對高含顯著影響因素的管道采用針對性的防腐措施(如材質升級、加注緩蝕劑、清管等)、定期檢測(如腐蝕監(jiān)測、漏磁內檢測、無損探傷等)和安全風險評估等，以保障油田集輸管道的安全可靠運行。