基于腐蝕缺陷的管道失效風險分析綜述

高俊杰 石保忠 洪雷 費詠麟

（1.交通運輸部水運科學研究院，北京 100088；2.渤海石油研究院，天津 300459；3.中化興中石油轉運(舟山)有限公司，浙江 舟山 316000）

0 引言

油氣管道內腐蝕是復雜的化學和電化學腐蝕交互反應過程[1-2]，管輸流體所攜帶的CO2、H2S、Cl-、沙粒，管內流體溫度、壓力、流速及pH 值是油氣管網內腐蝕發(fā)生的重要影響因素?？傮w而言，多相流管道內腐蝕主要分為傳質腐蝕、沖刷腐蝕、相轉變腐蝕[3]。傳質腐蝕是管內流體中腐蝕性介質與腐蝕產物在金屬表面的相對運動；沖刷腐蝕是機械沖刷產生應力破壞與電化學腐蝕交互作用的結果[4]，指高速紊流狀態(tài)下的流體將金屬表面的腐蝕產物膜從金屬表面剝離；相轉變腐蝕受流體的潤濕性與流態(tài)影響顯著。由于不同油氣區(qū)塊井流產物中所含腐蝕性介質以及區(qū)塊油氣管網路由起伏，導致管道內腐蝕的控制因素不同，油氣管道內腐蝕又可分為CO2腐蝕、H2S 腐蝕、沖刷腐蝕、段塞流腐蝕以及微生物腐蝕。

1 內腐蝕機理及影響因素

1.1 CO2 腐蝕

1.1.1 CO2的腐蝕機理

CO2是油氣管道中最常見的腐蝕介質，管道內有水存在時易生成H2CO3。在相同的pH 值溶液中，金屬在H2CO3中的腐蝕速率要大于其在HCl 中的腐蝕速率。CO2水溶液對鋼材的腐蝕呈現(xiàn)出多種形式：有或無腐蝕產物膜時的均勻腐蝕；流動引起的臺地腐蝕；金屬表面膜的破壞導致的局部腐蝕等[5]。實際工程中，管道的局部腐蝕破壞最嚴重，應該以局部腐蝕來進行腐蝕評價及預測模型的建立。

CO2腐蝕主要電極反應為陽極金屬溶解與陰極析氫。常溫常壓下，H2CO3溶液極易電離出H+。H+是強去極化劑，易發(fā)生得電子的還原反應，促進陽極Fe的腐蝕反應。

1.1.2 CO2腐蝕影響因素

CO2腐蝕速率受溶液中CO2分壓、溫度、腐蝕產物膜、Cl-濃度、pH 值、流動狀態(tài)、含水量等眾多因素影響[6]。

1）CO2分壓的影響。CO2分壓對腐蝕存在兩方面影響[7]：一方面CO2分壓增大，pH 值降低，腐蝕環(huán)境酸性增強，強化了陰極反應，提高腐蝕反應速率；另一方面CO2分壓增大，腐蝕環(huán)境中CO32-濃度增大，所形成的腐蝕產物溶解度降低，可有效減緩金屬基體的腐蝕。

鐘功祥等人[8]分別研究CO2分壓及腐蝕環(huán)境溫度對腐蝕速率的影響，認為CO2腐蝕速率隨其分壓的增大而增大，但忽略了溫度與分壓對腐蝕的交互影響。該結論僅適用于環(huán)境溫度低于60 ℃的腐蝕工況。也有學者提出，當CO2分壓大于20 kPa 時，管內流體具備一定的腐蝕性[9]。

2）溫度的影響。在CO2腐蝕過程中，溫度對金屬腐蝕速率的影響體現(xiàn)在以下3 個方面：一是溫度影響CO2在溶液中的溶解度，進而影響腐蝕環(huán)境的pH 值；二是溫度影響溶液中各種化學和電化學反應速率；三是溫度對腐蝕產物膜的性質及組成影響重大。諸多研究均表明，CO2腐蝕速率隨溫度升高先增大后減小，在60 ℃左右達到極大值。當腐蝕環(huán)境溫度大于90 ℃時，均勻腐蝕開始向局部點蝕過度。但也有學者認為當溫度在100 ℃附近，CO2速率最大。

3）腐蝕產物膜的影響。當金屬表面腐蝕產物膜連續(xù)完整時，腐蝕速率通常降低近2 個數量級；當腐蝕產物膜疏松有孔時，溶液中Cl-容易穿過腐蝕產物膜，在膜與金屬表面之間聚集，發(fā)生Cl-自催化的局部腐蝕。

1.2 H2S 腐蝕

1.2.1 H2S 腐蝕機理

油氣管道內H2S 腐蝕形式主要有電化學腐蝕和氫損傷。目前，眾多研究表明，H2S 分壓的不同，其對碳鋼腐蝕影響亦不同[10]。低濃度的H2S 能夠對鋼鐵的腐蝕起到明顯的抑制作用[11]，但對其影響機制尚無統(tǒng)一結論，僅將其歸結為H2S 分壓不同，導致腐蝕產物膜的形狀結構不同。

1.2.2 H2S 腐蝕影響因素

H2S 腐蝕主要影響因素有H2S 濃度、H2S 分壓、溶液pH 值、溫度、Cl-以及管道材料等。

1）H2S 濃度的影響。Ma 等人[12]實驗發(fā)現(xiàn)，濃度是H2S 腐蝕的一個重要影響因子。白真全等人[13]經實驗得出，當H2S 濃度較低（70 mg/m3）和較高（6 000 mg/m3）時，對腐蝕反應起抑制作用，腐蝕速率較低。但高濃度的H2S 中金屬易發(fā)生應力腐蝕開裂，降低金屬結構的機械強度。

2）壓力的影響。壓力增加，一方面H2S 分壓增加導致溶解度增大，溶液pH 值降低，電化學腐蝕加速；另一方面，壓力增大加速氫向金屬中融入，促進硫化物應力腐蝕開裂[14]。

3）溫度的影響。溫度對H2S 腐蝕的影響與其對CO2腐蝕的影響近似，腐蝕速率隨著溫度的升高先增大后減小。不同的地方在于，生成致密性良好的腐蝕產物所需溫度不一樣，當溫度為100 ℃左右H2S 腐蝕速率達到極大值。

1.3 CO2/H2S 協(xié)同腐蝕作用

近些年，國際上針對CO2和H2S 協(xié)同腐蝕作用規(guī)律的研究逐漸增多，但對協(xié)同腐蝕機理的研究不夠清晰，至今尚未形成統(tǒng)一理論體系。目前普遍認為CO2和H2S的各自濃度及分壓比不同，腐蝕控制機理不同[15]。

胡麗華等人[16]研究認為，CO2與H2S 共存環(huán)境下金屬材料的腐蝕除了與CO2/H2S 分壓比密切相關，同時受CO2分壓的影響十分顯著。陳榮旗[17]研究發(fā)現(xiàn)，CO2/H2S 腐蝕環(huán)境壓力由0.7 MPa 降至0.25 MPa 時，X65 鋼的腐蝕速率大大降低。劉文會等[18]研究表明，高濃度H2S（如21.5%左右）會降低CO2腐蝕速率；而低溫（環(huán)境溫度為30 ℃左右時），低濃度H2S（0.2%左右）易在陰極發(fā)生析氫反應，加速金屬陽極溶解。然而Choi[19]研究發(fā)現(xiàn)，在常溫、常壓、CO2酸性溶液中加入低濃度的H2S，導致CO2腐蝕速率降低；當移除H2S 時，CO2腐蝕速率增大。

上述學者在實驗研究不同濃度的H2S 與CO2協(xié)同腐蝕作用時，不同學者控制的反應溫度、溶液pH 值以及對低濃度的界定不同導致最終的實驗結論出現(xiàn)相悖的情況。由此可知，反應溫度及pH 值也是影響CO2/H2S 協(xié)同腐蝕的重要因素。

1.4 沖刷腐蝕

1.4.1 沖刷腐蝕機理

沖刷腐蝕是由于高速流動的腐蝕性流體對金屬表面的腐蝕破壞作用，是沖刷磨損和溶解腐蝕共同作用的結果[20]。沖刷腐蝕機制包括以溶解為主的化學、電化學腐蝕和以沖刷為主的機械磨損[21]。然而在管道實際腐蝕過程中，存在二者的協(xié)同作用。

Tan[22]與Briak[23]等人在高速流體噴射沖刷實驗中，證明沖刷腐蝕過程中存在沖刷與腐蝕的交互負作用。

1.4.2 沖刷腐蝕影響因素

沖刷腐蝕影響因素眾多，包括流體流速、溫度、pH 值，沙粒尺寸、含量，沖刷角和金屬材料等。

1）液體流速。液體流速對沖刷腐蝕機理影響顯著。Stack 等眾多學者[24,25]在各自的金屬材料沖刷損傷實驗中均發(fā)現(xiàn)，當流體沖刷速度大于臨界值時，腐蝕機制由電化學腐蝕主導轉變?yōu)榻饘俦砻嫒モg化的沖刷磨損腐蝕，材料失重顯著增加。

2）沙粒。沙粒的形狀、尺寸、硬度及濃度等對沖刷腐蝕速率影響十分重要。Hu[26]和Neville[27]等在研究中均證明了沙含量臨界值的存在。沙含量大于臨界值時，腐蝕機制由電化學腐蝕轉變?yōu)闆_刷磨損腐蝕，腐蝕速率快速增加。

3）沖刷角。高速流體沖刷腐蝕時，金屬表面受到垂直方向正應力與水平方向切應力的合力。剪切應力可加速移除金屬表面腐蝕產物膜；正應力沖擊金屬表面腐蝕產物膜，導致產生坑點，使得管內局部腐蝕惡化。Tang 等學者[28,29]的研究均表明，沖刷腐蝕在沖刷角45°時金屬失重率最大，設計管道時應避免存在45°沖擊角結構。

4）金屬成分。張安峰[30]通過對不銹鋼與碳鋼的沖刷腐蝕特性研究認為，不銹鋼耐電化學腐蝕性能良好，但機械磨損嚴重，碳鋼恰好相反。但總體而言，碳鋼的沖刷腐蝕失重率遠大于不銹鋼。因此，金屬材料具備良好的耐沖刷腐蝕性能的前提是具有良好的耐腐蝕性。

1.5 段塞流腐蝕

1.5.1 段塞流結構及腐蝕機理

段塞流是油氣田開采及油氣水多相混輸過程中最常見的流型。段塞流對管道內壁的腐蝕速率總結為以下兩個方面：一方面強化腐蝕性介質向金屬表面?zhèn)鬏敚涣硪环矫嫫茐牧斯艿纼缺诿嫔闲纬傻母g產物膜。Jepson[31]將段塞結構劃分成4 個區(qū)域，即液塞，段塞混合區(qū)，塞體，塞尾。Suhor[32]等開展多相流環(huán)道實驗，分析了氣液相表觀流速、段塞頻率、弗勞德數、壓降梯度和段塞頻率等段塞流參數對腐蝕速率的影響。

1.5.2 段塞流腐蝕影響因素

1）氣液比的影響。曲世元等人[33]利用電子顯微鏡對腐蝕掛片進行觀察，隨著氣液比逐漸增大，管內流型逐漸轉變?yōu)槎稳?，最終變?yōu)榄h(huán)狀流，全面腐蝕速率也呈現(xiàn)先增后減的趨勢。

2）弗勞德數的影響。段塞前液膜的弗勞德數決定段塞的特性。弗勞德數增大，段塞內湍動能增強，混合區(qū)增大，段塞前段的空隙增加和高紊流度均導致管內壁剪切應力增加，使得管道的腐蝕速率增加。

1.6 微生物腐蝕

微生物腐蝕即微生物的生命活動及其代謝產物對金屬材料的腐蝕破壞過程。根據環(huán)境中氧含量及細菌種類，微生物腐蝕可分為好氧腐蝕和厭氧腐蝕[34]。厭氧環(huán)境下，硫酸鹽還原菌SRB 引起的金屬材料微生物腐蝕最普遍，是評價微生物腐蝕主要指標之一[35]。目前，研究認為SRB 腐蝕機理主要有陰極去極化機理，代謝產物機理，濃差電池機理，沉積物下的酸腐蝕等機理[36]。

1.7 其他腐蝕影響因素

1.7.1 管道缺陷

管道缺陷分為管道外缺陷和管道內缺陷，管道外缺陷主要是由于埋地管道受到水分、土壤等外部腐蝕出現(xiàn)形狀不同的腐蝕缺陷，地面運動在管道上產生顯著的縱向應變也會加速鋼材的腐蝕，從而產生管線缺陷。管道內缺陷主要由于使用年限較長而產生的內涂層缺陷，或者由于焊接工藝而產生的未焊透等焊接缺陷。

管道缺陷常引起縫隙腐蝕，加劇管道局部腐蝕。當缺陷深度不大時，腐蝕速率變化不大；當缺陷較深時，腐蝕速率成倍增大，產生局部腐蝕穿孔或氫致腐蝕開裂。艾志久等人[37]采用ANSYS 軟件對存在腐蝕缺陷管道進行仿真模擬，結果表明單腐蝕區(qū)域時，等效應力隨腐蝕區(qū)域長度的增加呈上升趨勢，且證明利用有限元模型可以對管道剩余壽命進行有效分析。

1.7.2 溫度

溫度影響著金屬材料腐蝕速度和腐蝕反應進程。對于普通碳鋼而言，腐蝕環(huán)境溫度低于60 ℃時，金屬材料表面無完整致密的腐蝕產物膜；當環(huán)境溫度高于110 ℃時，鐵與水會生成Fe3O4，材料會生成致密的Fe3O4膜；當溫度介于二者之間時，腐蝕產物膜為松散的FeCO3和少量Fe3O4組成[38]。徐士祺[39]也得到了相似的規(guī)律，區(qū)別在于后者的腐蝕速率隨溫度變化的臨界溫度為55 ℃。Tanaka 和Tamamushi 等人[40]認為腐蝕速率隨溫度的升高而增加，溫度每升高20 ℃，腐蝕速率增大近10 倍。但是文中并未給出溫度適用范圍。

1.7.3 pH 值

pH 值對多相流管道內腐蝕的影響體現(xiàn)在，pH 值增加，以FeCO3為主要成分的腐蝕產物膜的溶解度降低，F(xiàn)eCO3膜的穩(wěn)定性提高。部分油田地層水為弱堿型（NaHCO3型），pH 值增加，腐蝕速率呈負指數下降。趙景茂等[41]認為，pH 值升高，金屬的全面腐蝕速度降低。但pH 值大于臨界值（8.5）后，管道易發(fā)生縫隙腐蝕。

諸因素對管道腐蝕的影響均不是單獨作用，各因素之間互相影響，息息相關。因此，在研究某一因素對金屬腐蝕影響時應兼顧其他因素，避免出現(xiàn)片面的結論。

2 研究展望

1）金屬表面腐蝕產物膜的特性是研究各影響因素下腐蝕速率變化規(guī)律的關鍵，因此，通過顯微觀察腐蝕產物膜形成機理，開展不同腐蝕因素下膜的組成和結構對金屬基體的保護性能的研究，是深入探究腐蝕機理的不二法門。

2）目前，采用高強度、高級別管材已成為石油與天然氣管道的發(fā)展趨勢之一，然而行業(yè)內現(xiàn)行的腐蝕預測標準及規(guī)范大部分基于低級別鋼材基礎上制定的，其在進行高級別鋼材的管道腐蝕速率預測時存在過于保守和過度的情況，因此亟需開展針對高級別鋼材管線鋼腐蝕速率的研究。

3）管道本身的缺陷是加速管道腐蝕破壞的重要因素之一，內檢測清管器作為管道清管及管道結構檢測業(yè)已成熟且在行業(yè)內普遍使用，因而清管器在管內工作時產生的振動效應對管道缺陷發(fā)展的影響是未來的一個研究重點。

4）國內東部油田大部分油氣管道已進入“老齡期”，而針對廢棄管道長期腐蝕、廢棄管道結構完整性以及廢棄管道長期腐蝕引起的土壤塌方等問題的研究在國內尚屬空白，需要引起相關學者的重視。