长庆长输油气管道X80钢腐蚀调查分析

管线钢的研究与制造主要经过以下三个阶段的发展：通过初级冶炼技术而炼制的C-Mn/C-Mn-Si型普通碳钢，其强度一般通用代号为X52以下；通过合金技术在碳锰钢基础上进行成分改造，加入一定量的铌或钒通过特种热处理后得到的具有一定强度的C-Mn-Nb/V型钢，其代表性代号有X60、X65等；通过多元合金技术在C-Mn 钢基础上按产品要求进行比例调制后添加V、Nb、Ti、B、Mo等多种金属元素，借助控轧控冷和先进的热处理工艺进行特种冶炼。

其代表性代号有X70、X80成熟型二代管线钢。

当前随着冶炼技术的不断提高X90~X120也随着控轧控冷技术成熟而不断完善[1-2]。

高强度管线钢顺应市场需求的变化与发展已经进行了近30年的研究，当前X80钢已经形成成熟产能并大规模运用，X100及X120超高强度钢室内试验成功，量产化方案正在制定中。

其相关现场实用性、安全性和经济性有待进一步完善。

但是以X80钢为代表的上一代中低端产品凭借其经济优势仍占据相当大的市场[3]。

随着我国石油天然气工业的不断发展，在管线钢运用方面，长输管线里程不断增加，现以达2万km以上，其城市终端用气管网建设规模更是不计其数[4]。

所以金属管线的腐蚀分析与防腐工艺的研究对保障输气安全尤为重要。

当前X80级管线钢技术相对成熟且成本低廉，为世界范围内大口径输气管首选材料。

在我国西气东输，川气东送等长输管道项目中X80级管线钢也大面积采用，其中由于管网大多采用埋地敷设，所以腐蚀情况复杂，诱发性因素众多。

因此，开展长输油气管道X80钢腐蚀调研分析，对长输油气管道的安全运行具有重要的意义。

1　腐蚀机理分析
1.1　硫酸盐还原菌（SRB）对X80钢腐蚀机理
硫酸盐还原菌（SRB）：一种能将SO42-还原成H2S 而自身获得能量的菌群及某一细菌个体，为一种广泛存在与土壤、自然水、地下设施等处的厌氧类细菌。

根据前人研究成果，当前的SRB腐蚀机理主要有阴极去极化机理、浓差电池机理、局部电池机理、代谢产物机理、沉积物下的酸腐蚀机理、阳极区固定机理等学说。

但根据以上实验研究，笔者认为SRB腐蚀机理主要还是集中在阴极去极化机理。

其中该机理的几种具体研究表现如下：1）氢化酶阴极去极化表现。

硫酸盐还原菌中的氢作为中介体使氢化酶中的电子进行运营最终到细菌本体上使其具备能运用阳极产生的氢将硫酸盐还原成H2S。

从而在厌氧环境中产生有效的金属电化学腐蚀产生相应破坏。

2）代谢产物去极化表现。

其中H2S代谢产物浓度与腐蚀速率成正比。

其FeS。

能将SO42-还原成S2-或者H2S最终形成硫铁化物，包裹并改变金属表面微观环境产生局部不均匀点蚀。

3）含磷化合物去极化表现。

硫酸盐还原菌在极限厌氧环境下会产生含磷化合物并与金属表面产生反应生成Fe2P导致腐蚀的发生[5]。

以上各腐蚀表现会产生互相交叉作用，具体来说较为复杂。

但是归根结底SRB腐蚀机理主要还是集中在阴极去极化机理的离子还原硫酸盐，反应为：
反应式见式（1）：
SO42-+8H S2-+4H2O （1）
doi：10.3969/j.issn.1004-275X.2018.07.007
长庆长输油气管道X80钢腐蚀调查分析
田　源1，2，张　库2
（1.西安石油大学，陕西　西安　710065；2.长庆油田分公司第二输油处，甘肃　庆阳　745000）
摘　要：油气管道腐蚀防护分析对油气储运安全管理具有重要意义，目前大口径长输油气管道采用X80钢材质较多，特别是针对含硫油气介质管道，对此类管道腐蚀仍然需要进一步分析。

探讨了X80钢材常见了两种腐蚀
情况，即硫酸盐还原菌和土壤腐蚀，分析了腐蚀的机理。

并利用室内试验分析了X80钢抗硫管道腐蚀情况，研究
表明，腐蚀速率在0.88mm/a，未见局部腐蚀产生。

关键词：油气管道；化学腐蚀；X80钢；腐蚀机理
中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1004-275X（2018）07-016-02
Investigation and Analysis on the corrosion of X80 steel in the Changqing long oil and gas pipeline
Tian Yuan1，2，Zhang Ku2
（1.Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China；
2.No.2 oil transportation department of PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang 745000，China）
Abstract：The analysis of corrosion protection for oil and gas pipelines is of great significance to the safety management of oil and gas storage and transportation.At present，the large diameter long long oil and gas pipeline with X80 steel is
more material，especially for the sulfur containing oil and gas medium pipeline，which still needs further analysis for such
pipeline corrosion.Two common corrosion conditions of X80 steel were discussed，that is，sulfate reducing bacteria and soil
corrosion，and the mechanism of corrosion was analyzed.The corrosion resistance of X80 steel was analyzed by laboratory tests.The corrosion rate was 0.88mm/a and no local corrosion occurred.
Key words：Oil and gas pipeline；Chemical corrosion；X80 steel；Corrosion mechanism
·16·
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可见SRB 作用能释放出强碱性阳离子，其产生的硫化物能与铁为代表性的金属起化学反应破坏金属稳定性。

而反应中的H 主要来自有机物，氧会抑制反应的发生。

管道一般埋在土壤中，处于缺氧环境下。

阴极极化机理为SRB 金属腐蚀主要表现形式，这种阴极极化机理加速了H 的析出，从而加速上述腐蚀反应。

所以SRB 腐蚀机理综合来说就是SRB 的代谢产物与金属溶解的相互作用，对金属产生腐蚀。

总反应式见式（2）：
4Fe+SO 42-+4H 2O FeS+3Fe(OH)2+2OH - （2）1.2　土壤对X80钢腐蚀机理
土壤是一种较为复杂的物质，在金属埋地土壤电化学腐蚀研究中由于土壤含水率受其土壤透气性与各相态（固、液、气）分布性影响，并且土壤水分还会和可溶性离子、pH 等产生交叉影响，对金属电化学腐蚀过程中产生的表明电解质分布及性质产生改变，从而导致腐蚀产物不规律发育进而使得土壤电化学腐蚀整体行为错综复杂。

无论是极化曲线还是交流阻抗实验结果其均无一例外的显示了X80钢样片在土壤中腐蚀速率在含水率增大情况下成对数关系，及腐蚀速率随含水率增加先极具上升然后减小。

这就是土壤中离子浓度、氧含量与土壤结构，电阻率等多方面因素综合影响的结果。

通过图1含水率对土壤电阻率的影响图形来看含水率与电阻成负相关性，且影响较大。

ω(H 2O)/%
土壤电阻率/Ω·m
图1　含水率对土壤电阻率的影响
水是有效的导体，较干土壤电导率往往高于较湿土壤。

所以土壤含水率的增加会促进带电离子传输，稀释其他离子百分比，相对降低土壤中含盐量浓度，减小土壤的容气率。

而上述综合影响对土壤环境下金属腐蚀程度影响不一。

从当前研究来看，当土壤含水率有限时，电导性是引起腐蚀反应的根源。

若土壤含水率上涨到一定时，腐蚀反应物会积聚到一定浓度并发生更为复杂的化学腐蚀作用，成为金属腐蚀的主导。

在较干燥土壤环境下，金属腐蚀速率较低。

因为该种环境下土壤结构较为均质且氧含量充足，由于缺少水的作用导致盐离子化程度低，电荷活跃传导弱。

再者综合腐蚀下产生的有限腐蚀产物会包裹聚集在金属表面阻碍电极反应；在含水率中等的土壤环境下，金属会发生严重性局部腐蚀，且整体腐蚀速率最大。

因为该种环
境下土壤会因为水分作用而不均匀的显现出颗粒黏结团块，并在金属表面进行不均匀的各相态接触包裹，使其电化学性质复杂而活跃。

在电解质接触到阳极表面时会呈现不均匀性局部高电流密度导致局部腐蚀。

再者水份溶解了一部分盐离子促进了复杂带电离子下的传递与扩散，极大的促进了腐蚀参数的产生。

最终在多种原因综合作用下导致了中等含水率条件下的高腐蚀速率；在最为湿润的高含水率土壤环境中，金属腐蚀速率较低。

因为高含水导致氧传递受到严重阻碍导致电化学腐蚀以阴极为主。

2　抽样实验检测
参考GB10124-1988《金属材料实验室均匀腐蚀全浸试验方法》，对X80钢材所制备的抗硫管道进行试验分析，高温高压试验结果见表1、图2。

表1　高温高压腐蚀试验结果
挂片前重/g 后重/g 失重/g 腐蚀速率/(mm/a)
19.609.460.140.8529.659.500.150.9139.729.580.140.844
9.76
9.61
0.15
0.92
图2　高温高压试验后宏观腐蚀形貌
3　结语
探讨了X80钢材常见的两种腐蚀机理，并在温度为80℃，H 2S 分压0.02MPa，CO 2分压1.35MPa，总压20MPa，矿化度69g/L，实验时间168h 时间下，抗硫管材未见局部腐蚀。

参考文献：
[1] 黄志强.天然气长输管道腐蚀机理及防护技术[J].云南化工,
2018,45(5):206.
[2] 孙燕,李海军.油田集输管道防腐技术探究[J].云南化工,
2018,45(4):159.
[3] 艾键,曾亚飞.石油天然气管道腐蚀及其防护措施分析[J].化工
设计通讯,2018,44(1):167.
[4] 代佳赟,李长俊,谢萍.西气东输二线X80管线钢内腐蚀行为的
研究[J].石油与天然气化工,2015,44(2):73-77.
[5] 赵茜,徐士祺.土壤中各类离子对X80埋地管道钢腐蚀行为研
究[J].辽宁化工,2013,42(8):916-918.
收稿日期：2018-04-23
作者简介：田源（1986- ），男，汉族，工程师，西安石油大学石油与天然气工程专业硕士研究生，从事油气储运工程工作。