正交試驗法研究X90管線鋼在CO2環境中的腐蝕行為

劉倩倩,李自力,程遠鵬

(中國石油大學(華東) 儲運與建筑工程學院 山東省油氣儲運安全重點實驗室，青島 266580)

正交試驗法研究X90管線鋼在CO2環境中的腐蝕行為

劉倩倩,李自力,程遠鵬

(中國石油大學(華東) 儲運與建筑工程學院 山東省油氣儲運安全重點實驗室，青島 266580)

通過正交試驗法研究了CO2環境中各因素對X90管線鋼腐蝕行為的影響。結果表明：各因素對X90管線鋼在CO2環境中腐蝕速率的影響按大小順序是原油含水率、溫度、CO2分壓、流速；X90管線鋼腐蝕產物膜表面布滿網狀裂紋，呈鱗片狀，產物膜結構疏松，對基體保護作用較弱，表面點蝕坑較多，點蝕嚴重，X90管線鋼抗CO2腐蝕性能較差；產物膜成分隨腐蝕環境變化而不相同，所有產物中都含有FeCO3和Fe，部分試樣產物膜中還有腐蝕介質析出的碳酸鹽。

正交試驗；X90管線鋼；CO2腐蝕

一般情況下干燥的CO2對鋼材沒有腐蝕性，但在潮濕環境中CO2會與水相溶形成碳酸，相同pH條件下，它對碳鋼的腐蝕比完全電離的鹽酸還要嚴重[1-2]。由CO2引起的管道腐蝕失效，不僅會帶來巨大的經濟損失，而且會造成惡劣的社會影響[3]。X90管線鋼是目前第三代超高強管線鋼(X90、X100、X120)中最具應用性的管道工程用鋼[4-5]，關于其在國內外的應用研究還較少[6]，尤其是X90管線鋼在CO2環境中的腐蝕。CO2腐蝕的影響因素主要有環境因素和材料因素兩方面[7-8]。本工作選擇溫度、CO2分壓、原油含水率、流速作為腐蝕影響因素，通過正交試驗，研究了環境因素對X90管線鋼在CO2環境中腐蝕行為的影響，為X90管線鋼的實際應用提供一定的理論參考。

1 試驗

1.1 試驗材料

試驗材料采用寶鋼生產的X90管線鋼，化學成分如表1所示，試樣尺寸為40 mm×13 mm×2 mm。試驗前，試樣表面經360號，800號，1 000號，1 200號金相砂紙逐級打磨至鏡面，然后用去離子水清洗，脫脂棉擦干，并用無水乙醇脫水、丙酮除油，置于真空干燥器中備用。

表1 X90管線鋼化學成分(質量分數)Tab. 1 Chemical composition of X90 pipeline steel (mass) %

腐蝕介質為某油田原油和該油田產出水模擬液的混合液，產出水模擬液是按表2所示實際產出水成分配制，即將541.9 mg CaCl2，632.1 mg Na2SO4，493.3 mg MgCl2，1 385.3 mg NaHCO3，12 978.9 mg NaCl，234.2 mg KCl溶于1 L去離子水中。

1.2 試驗方法

采用四因素五水平正交試驗方法進行腐蝕試驗，研究溫度、CO2分壓、原油含水率、流速四個因素對X90鋼在CO2環境中腐蝕行為的影響，其因素水平見表3。

表3 正交試驗的因素水平表
Tab. 3 Factors and levels of orthogonal test

因數水平12345溫度/℃4050607080CO2分壓/MPa0.51.01.52.02.5原油含水率/%4050708090流速/(m·s-1)0.60.751.01.52.0

試驗設備為容積3L的FCZ-9.8/200磁力驅動反應釜，將原油與產出水模擬液按試驗設定的原油含水率裝入反應釜中，然后將試樣裝到夾具上，迅速封閉反應釜，通入CO2，除氧2 h以上。除氧完畢后，升溫至所需溫度，然后升壓至所需分壓后關閉CO2閥門，調節轉速，此時開始計時，試驗時間為25 h。

試驗結束后，取出試樣，用石油醚浸泡除油，然后用無水乙醇脫水、丙酮脫脂，冷風干燥。去除試樣表面產物膜，即依次在清洗劑(1.19 g/mL 500 mL鹽酸+3.5 g六次甲基四胺+1 000 mL去離子水配制)中浸泡15 min，6%(質量分數)NaOH溶液中浸泡2 min，去離子水清洗，并用毛刷或橡皮擦拭表面，最后無水乙醇脫水、丙酮脫脂，冷風吹干，真空干燥器中放置24 h，稱量，按腐蝕前后質量差計算腐蝕速率。

用3D體式顯微鏡和S4800型場發射掃描電子顯微鏡觀察腐蝕產物膜形貌；用X′Pert Pro MPD型多晶粉末X-射線衍射儀檢測腐蝕產物成分。

2 結果與討論

2.1 正交試驗結果分析

正交試驗結果及極差分析結果如表4所示。

表4 正交試驗結果極差分析
Tab. 4 Range analysis results of orthogonal experiment

試驗號溫度/℃CO2分壓/MPa原油含水率/%流速/(m·s-1)腐蝕速率/(mm·a-1)1400.5400.62.35782401.0500.754.87133401.5701.07.91254402.0801.510.19665402.5902.012.75836500.5501.03.95277501.0701.59.60128501.5802.010.57819502.0900.612.927610502.5400.755.973011600.5702.010.115812601.0800.612.177113601.5900.7516.189814602.0401.06.424615602.5501.511.984016700.5800.759.323117701.0901.018.270118701.5401.54.689519702.0502.011.715420702.5700.617.055021800.5901.522.883622801.0402.05.372823801.5500.66.623024802.0700.7523.124225802.5801.025.7803k17.619309.726604.9635410.22810k28.6065210.058507.8292811.89628k311.378269.1985813.5617412.46804k412.2106212.8776813.6110411.87098k517.4466614.7101216.6058810.10808極差R9.827365.5115411.642342.35996腐蝕速率最大組合802.5901

極差R值的大小反映了各因素、水平對腐蝕速率的影響程度。由表4可見，如不考慮因素間的交互作用，原油含水率對腐蝕速率的影響最大，其次是溫度，然后是CO2分壓，流速影響最小；同時，原油含水率、溫度均與腐蝕速率成正比。在試驗范圍內腐蝕速率最大的組合為溫度80 ℃、CO2分壓2.5 MPa、原油含水率90%、流速為1 m/s，在該條件下X90管線鋼的腐蝕速率為27.133 3 mm/a，遠高于NACE RP-0775-1991中規定的標準值(>0.254 mm/a)，屬于極嚴重腐蝕，可見試驗所采用的X90管線鋼抗CO2腐蝕性能特別差。

2.2 腐蝕形貌分析

圖1為掃描電鏡觀察到的腐蝕產物膜形貌。由圖1可見，試樣表面臺地腐蝕嚴重，腐蝕產物膜表面凹凸不平，肉眼觀察可以看到流體沖刷作用下形成的溝槽，腐蝕產物膜表層疏松易剝落，表面附著有基體腐蝕后顆粒狀腐蝕產物，并且布滿網狀裂紋，因而產物膜不能在基體和腐蝕介質間建立良好的保護屏障，腐蝕介質易進入表面裂紋，加速X90管線鋼腐蝕。

圖1 X90管線鋼表面腐蝕產物膜的SEM形貌(80 ℃，2.5 MPa，90%，1 m/s)Fig. 1 SEM images of corrosion products on the surface of X90 pipeline steel

圖2為體式顯微鏡觀察到的腐蝕產物膜形貌。由圖2(a)可見，試樣整個表面凹凸不平，臺地腐蝕顯著，這與掃描電鏡下觀察到的腐蝕形貌相符。由圖2(b)可見，試樣表面點蝕嚴重，一個較深點蝕坑周圍通常還有許多較淺的點蝕坑，其中點蝕坑最大深度可達57.644 9 μm。

(a) 表面整體

(b) 點蝕坑圖2 體式顯微鏡下X90管線鋼表面腐蝕產物膜表面形貌Fig. 2 Surface morphology of corrosion products on the surface of X90 pipeline steel observed under stereomicroscope： (a) whole surface； (b) pits

對不同條件下腐蝕產物膜進行分析，結果如圖3所示。由圖3可見，在腐蝕速率最大組合條件下得到的腐蝕產物膜主要成分為FeCO3和基體腐蝕后殘留的Fe；原油含水率為80%時腐蝕產物膜表面不僅有FeCO3和Fe，還有腐蝕介質在產物膜表面析出的碳酸鹽。

(a) 80 ℃， 2.5 MPa， 90%， 1 m/s

(b) 80 ℃， 2.5 MPa， 80%， 1 m/s圖3 不同條件下腐蝕產物膜XRD譜Fig. 3 XRD patterns of corrosion products under different conditions

3 結論

(1) 試驗中各影響因素與X90管線鋼的抗CO2腐蝕行為的相關性，按大小順序是原油含水率、溫度、CO2分壓、流速。

(2) 試驗所用X90管線鋼抗CO2腐蝕性能差，腐蝕以均勻腐蝕為主，表面點蝕坑較多，腐蝕產物膜表面呈魚鱗狀，布滿網狀裂紋，腐蝕產物結構疏松易剝落，對基體保護作用弱。

(3) X90管線鋼表面腐蝕產物膜以FeCO3和腐蝕殘余的Fe為主，部分試片表面還有從腐蝕介質中析出的碳酸鹽。

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Corrosion Behavior of X90 Pipeline Steel in CO2Environment Evaluated by Orthogonal Test

LIU Qian-qian, LI Zi-li, CHENG Yuan-peng

(Shandong Key Laboratory of Oil and Gas Storage and Transportation Safety, College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)

The effects of different factors on corrosion behavior of X90 pipeline steel in CO2environment were investigated by orthogonal test. The results show that the influence factors on corrosion rate of X90 pipeline steel in CO2environment ranked from big to small were water content ratio of crude oil, temperature, CO2partial pressure, flow velocity. The corrosion product film of X90 pipeline steel covered with net cracks on its surface was scaly. The structure of corrosion product film was loose, so it had weak protection for the matrix. There were a lot of pits on the surface, and the pitting corrosion of the steel was serious. The resistance to CO2corrosion of X90 pipeline steel was comparatively poor. The corrosion products were different when the corrosion conditions changed, but all the corrosion products contained FeCO3and Fe, and part of the corrosion products contained carbonate precipitated from corrosion medium.

orthogonal test; X90 pipeline steel; CO2corrosion

2015-08-21

國家重大科技專項(2011ZX05017-004)

李自力(1963-)，教授，博士，從事油氣儲運設備腐蝕理論與防護技術方面的研究，15053293355，cygcx@163.com

10.11973/fsyfh-201612005

TG172

A

1005-748X(2016)12-0970-03