油氣混輸管道作為油氣開采現場常見的管道輸送方式，具有簡單高效的特點，但受混相流體的影響，流體介質對管道內壁的腐蝕更為嚴重。探討了混輸管道內CO2和H2S對管道內壁的腐蝕機理，提出了相應的腐蝕防護措施，為油氣管道管理工作提供借鑒。

混輸油氣流體包含組分較多，氣相主要為烴類氣體、CO2、H2S、O2、N2 等，液相主要為地層水、地表注入水、原油，固相主要為地層采出的泥沙。復雜的多相流介質對油氣管道腐蝕更加嚴峻，一旦產生管道腐蝕造成的風險事故，將會造成嚴重的經濟損失和環境災害。CO2、H2S 作為原油中通常含有的兩種氣體，與管道內地層水產生一定的化學反應，形成具有強烈腐蝕性的介質，因此這兩種氣體成為了引起管道內壁腐蝕的重要因素。

1 CO2 腐蝕

一般情況下CO2只有在溶于水后產生一系列的電解反應，生成酸性電解質引起金屬管道全面腐蝕及局部腐蝕。總酸度的提高，使得金屬管材整體腐蝕更加嚴重。

01 CO2 腐蝕機理

單純的CO2不具有腐蝕性，但溶于溶解質后對金屬管道產生電化學腐蝕，一般產生全面腐蝕及局部腐蝕的情況，根據電化學反應溫度的差別，分為三種情況：

1）低溫時金屬管道碳鋼產生酸性反應溶解，僅有少量情況FeCO3 腐蝕產物生成。該類情況下一般僅在管道內壁發生全面腐蝕。

2）較高溫度時在管道內壁產生FeCO3 腐蝕產物，并在管道內壁形成分布不均勻的產物薄膜。此時將產生局部腐蝕的情況。

3）在管道內流體溫度較高時，由于高溫促使了電化學反應的產生速率，使得腐蝕產物大量生成，形成的產物薄膜附著在管道內壁。

產生的腐蝕反應見式（1）：

CO2+H2O+Fe → FeCO3+H2

（1）通過以往的室內管道鋼材管片研究表明，CO2 的腐蝕影響一般都是通過局部腐蝕產生。

02 CO2 腐蝕影響因素

經研究表明，CO2對管道內壁腐蝕的影響因素主要為以下幾個方面：

1）CO2 在管道內流體介質中組分分壓。根據SY/T0515-1997 標準，當CO2分壓大于0.1MPa 時，管道內壁將會產生嚴重腐蝕，而分壓小于0.05MPa 時產生的腐蝕影響幾乎不用考慮，總體而言管道內壁腐蝕速率與CO2 分壓有著正相關性。

2）管道內流體介質溫度對腐蝕反應速率的影響。同時受反應速率影響的關系，導致管道內壁附著的反應物產生的速率也大不相同。研究表明，溫度對CO2在管道內壁腐蝕呈現出兩段式影響，在溫度小于130℃之前時，溫度與腐蝕影響成正相關，當溫度大于130℃時，隨著溫度的增加，CO2 對管道內壁腐蝕效果逐漸降

圖1　溫度對CO2 在管道內壁腐蝕速率的影響

3）管道內流體流速的影響。當流體流速較高時，將產生沖刷作用，使得已生成的腐蝕反應產物薄膜損壞，造成管道內壁重新裸露，重復產生電化學腐蝕作用，加大了腐蝕作用的影響。

4）Cl-離子濃度的影響。地層水中常常含有大量的氯離子，吸附在腐蝕反應產生的產物薄膜表明時，破壞了產物膜造成開裂，加大了反應速率。

03 CO2 腐蝕防護

采用含鉻鋼具有較好的抗CO2 腐蝕的特性，同時添加咪唑琳、多胺類等緩蝕劑，在管道內壁涂抹環氧型、改性環氧型、酚醛環氧型抗腐蝕涂層。

2 H2S 腐蝕

01 H2S 腐蝕機理

H2S 作為易溶于水的氣體，溶于管道內地層水后產生電化學腐蝕和應力腐蝕。H2S 在溶液內產生的電解反應見式（2）：

H2S → HS-+H+HS- → H++S2- 　

（2）電解出的H+ 離子使得碳鋼中Fe 發生電化學反應，陽極反應及反應產物見式（3）、（4）。

Fe-2e → Fe2+ 　（3）

Fe2++S2- → FeS ?。?）

應力腐蝕又見氫脆作用，反應生成的氫原子大量結合產生氫氣，在管道內壁缺陷處富集后產生脆化，使得管道內壁產生裂紋。

圖2　硫化氫壁腐蝕機理

02 H2S 腐蝕影響因素

以往研究表明，反應溫度、H2S 分壓、流體pH 值、管道內流體流速、管道自殺材質等，都會影響H2S 腐蝕速率。