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油气混输管道作为油气开采现场常见的管道输送方式，具有简单高效的特点，但受混相流体的影响，流体介质对管道内壁的腐蚀更为严重。探讨了混输管道内CO2和H2S对管道内壁的腐蚀机理，提出了相应的腐蚀防护措施，为油气管道管理工作提供借鉴。混输油气流体包含组分较多，气相主要为烃类气体、CO2、H2S、O2、N2等，液相主要为地层水、地表注入水、原油，固相主要为地层采出的泥沙。复杂的多相流介质对油气管道腐蚀更加严峻，一旦产生管道腐蚀造成的风险事故，将会造成严重的经济损失和环境灾害。CO2、H2S作为原油中通常含有的两种气体，与管道内地层水产生一定的化学反应，形成具有强烈腐蚀性的介质，因此这两种气体成为了引起管道内壁腐蚀的重要因素。

一、CO2腐蚀

一般情况下CO2只有在溶于水后产生一系列的电解反应，生成酸性电解质引起金属管道全面腐蚀及局部腐蚀。总酸度的提高，使得金属管材整体腐蚀更加严重。

二、CO2腐蚀机理

单纯的CO2不具有腐蚀性，但溶于溶解质后对金属管道产生电化学腐蚀，一般产生全面腐蚀及局部腐蚀的情况，根据电化学反应温度的差别，分为三种情况：

1）低温时金属管道碳钢产生酸性反应溶解，仅有少量情况FeCO3腐蚀产物生成。该类情况下一般仅在管道内壁发生全面腐蚀。

2）较高温度时在管道内壁产生FeCO3腐蚀产物，并在管道内壁形成分布不均匀的产物薄膜。此时将产生局部腐蚀的情况。

3）在管道内流体温度较高时，由于高温促使了电化学反应的产生速率，使得腐蚀产物大量生成，形成的产物薄膜附着在管道内壁。

产生的腐蚀反应见式（1）：

CO2+H2O+Fe→FeCO3+H2 （1）

通过以往的室内管道钢材管片研究表明，CO2的腐蚀影响一般都是通过局部腐蚀产生。

三、CO2腐蚀影响因素

经研究表明，CO2对管道内壁腐蚀的影响因素主要为以下几个方面：

1）CO2在管道内流体介质中组分分压。根据SY/T 0515-1997标准，当CO2分压大于0.1MPa时，管道内壁将会产生严重腐蚀，而分压小于0.05MPa时产生的腐蚀影响几乎不用考虑，总体而言管道内壁腐蚀速率与CO2分压有着正相关性。

2）管道内流体介质温度对腐蚀反应速率的影响。同时受反应速率影响的关系，导致管道内壁附着的反应物产生的速率也大不相同。研究表明，温度对CO2在管道内壁腐蚀呈现出两段式影响，在温度小于130℃之前时，温度与腐蚀影响成正相关，当温度大于130℃时，随着温度的增加，CO2对管道内壁腐蚀效果逐渐降

图1 温度对CO2在管道内壁腐蚀速率的影响

3）管道内流体流速的影响。当流体流速较高时，将产生冲刷作用，使得已生成的腐蚀反应产物薄膜损坏，造成管道内壁重新裸露，重复产生电化学腐蚀作用，加大了腐蚀作用的影响。

4）Cl-离子浓度的影响。地层水中常常含有大量的氯离子，吸附在腐蚀反应产生的产物薄膜表明时，破坏了产物膜造成开裂，加大了反应速率。

四、CO2腐蚀防护

采用含铬钢具有较好的抗CO2腐蚀的特性，同时添加咪唑琳、多胺类等缓蚀剂，在管道内壁涂抹环氧型、改性环氧型、酚醛环氧型抗腐蚀涂层。

H2S腐蚀

H2S腐蚀机理

H2S作为易溶于水的气体，溶于管道内地层水后产生电化学腐蚀和应力腐蚀。H2S在溶液内产生的电解反应见式（2）：

H2S→HS-+H+

HS-→H++S2- （2）

电解出的H+离子使得碳钢中Fe发生电化学反应，阳极反应及反应产物见式（3）、（4）。

Fe-2e→Fe2+ （3）

Fe2++S2-→FeS （4）

应力腐蚀又见氢脆作用，反应生成的氢原子大量结合产生氢气，在管道内壁缺陷处富集后产生脆化，使得管道内壁产生裂纹。

图2 硫化氢壁腐蚀机理

五、H2S腐蚀影响因素

以往研究表明，反应温度、H2S分压、流体pH值、管道内流体流速、管道自杀材质等，都会影响H2S腐蚀速率。

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