抑制CO2腐蚀的缓蚀剂室内筛选

实验ｘ，Ｊｔ－－究　Ｃ石　油　化　工　腐　蚀　与　防　护　ｏｒｒｏｓｉｏｎ＆Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ　２　０　０　６　，　２　３　（６　）　・　３　，　抑制ＣＯ２腐蚀的缓蚀剂室内筛选　张林霞　袁宗明　王　勇　（Ｉ．中国石油西南油气田分公司天燃气研究院，￣ｔ　Ｊｌｌ成都６１０２１３；２．西南石油大学石油工程学院，四川成都６１０５００；　３．西南石油大学信息工程学院，四川成都６１０５００）　摘要：利用挂片失重试验方法研究了ＣＯ，腐蚀环境中的腐蚀介质、缓蚀剂质量浓度以及时阃对缓　蚀剂缓蚀率的影响规律。试验证明缓蚀剂Ａ和Ｃ对抑制ｃｏ’引起的天然气管道内腐蚀有很好的效　果，从而为上述缓蚀荆应用于现场提供了技术基础。　关键词：Ｎ８０钢　二氧化碳腐蚀　缓蚀剂　失重法　质量浓度　时间　中图分类号：ＴＧＩ７４．４２　文献标识码：Ａ　文章编号：１００７—０１５Ｘ（２００６）０６—０００３—０４　ＣＯ　腐蚀也叫“甜腐蚀（Ｓｗｅｅｔ　Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ）”。ＣＯ，　溶于水后对部分金属材料有极强的腐蚀性，由此而　引起的材料破坏统称为ＣＯ，腐蚀。油气工业中广　泛存在着ＣＯ　的腐蚀问题，因此油气采输系统中　的管线、设备腐蚀时有发生。　国外权威机构估计，如果防腐蚀技术得到充分　应用，腐蚀损失的３０％～４０％可以挽回。目前控　制油管腐蚀的方法主要有选用耐蚀材料、有机或无　道同材质，采用Ｎ８０钢标准斌片。　１．２试验步骤　试验按ＧＢ１０１２４—８８（金属材料试验室均匀腐　蚀全浸试验方法》和ＳＹ５３２９—８８有关室内腐蚀试　验的规定进行。　根据ＧＢｌＯ１２４—８８推荐的试验规格尺寸加工　成５０　ｍｍ×２０　ｍｍ×３　ｍｍ的试片，先用３２０号、４００　号、６００号金相砂纸逐级打磨抛光，使其表面及棱、　机涂层、金属镀层或渗层、加缓蚀剂、水介质处理　等。试验和现场应用表明，加注缓蚀剂能大大提高　油田设备的使用寿命，在控制油管的腐蚀中已普遍　采用。…　下文主要介绍采用失重法进行ＣＯ　腐蚀环境　的缓蚀剂室内筛选，并对筛选结果进行分析和　评价。　角、孔各处的光洁度一致。然后用去离子水冲洗，　放入盛有丙酮的器皿中，用脱脂棉除去试片表面油　脂后，再放入无水乙醇中浸泡５　ｍｉｎ，进一步脱脂和　脱水。取出试片放在滤纸上，用冷风吹干后再用滤　纸将试片包好，放入干燥器中放置４～７　ｈ后再测　量尺寸和称重，精确到０．１　ｍｇ。　将缓蚀剂溶液按设计质量浓度值用移液管分　别加入试验容器中。用氮气吹扫试验容器，排除其　１挂片失重法测定　中的空气，按试片面积与试验溶液体积比为１　ｃｍ２：　２５　ｍＬ量取已配制的试验介质，用橡胶管将试验介　质分别导入试验容器中　然后充入ＣＯ　约１０　ｍｉｎ　使之饱和。将处理好的试样全部浸入溶液中，用橡　胶瓶塞密封。　将试验装置在室温下放置一个试验周期后，将　失重法是一种最可靠的直接测定法，现在仍被　广泛地用来评价、筛选缓蚀剂，而且还被用来验证　其它测试方法的准确性　Ｊ。　试验选择了３种对抑制ＣＯ，腐蚀较好的缓蚀　剂，采用失重法测定常温常压下Ｎ８０钢在饱和ＣＯ，　的腐蚀介质中添加不同缓蚀剂的腐蚀速率，比较不　同缓蚀剂的缓蚀性能，从而选出缓蚀效果好的缓　蚀剂。　试片取出，观察、记录表面腐蚀状态及腐蚀产物粘　附情况后，立即用清水冲洗掉试验介质，并用滤纸　擦干。　将试片放入丙酮器皿中，用脱脂棉除去试片表　面油污后，再放入无水乙醇中浸泡５　ｍｉｎ，进一步脱　收稿日期：２００６—０３—２１；修稿日期：２００７—０８—０３。　作者简介：张林霞（１９７８一），女，汉族，！ｉ￣Ｊ　Ｊ　Ｊ南充人，西南石　油大学油气储运专业硕士研究生，主要从事管道腐蚀研究　工作。　１．１　试验条件　以某气田为研究背景，模拟气田气井实际采出　液为腐蚀：介质，其化学成分为：ＣａＣｌ　，ＭｇＣＩ　，　ＮａＨＣＯ　和ＮａＣ１。配制溶液所用的化学药品均为　分析纯化学试剂，用５００　ｍＬ蒸馏水配制成含Ｃｌ一，　Ｃａ２’和Ｍｇ２　不同质量浓度的溶液。腐蚀试片与管　维普资讯 http://www.cqvip.com

石油化工腐蚀与防护　第２３卷　脂和脱水。将试片取出放入配制的酸清洗液中浸　泡５　ｍｉｎ，同时用镊子夹少量脱脂棉轻轻擦洗试片　表面的腐蚀产物。从清洗液中取出试片，用自来水　冲去表面残酸后，立即将试片浸入质量浓度为　６０　ｇ／Ｌ的氢氧化钠溶液中，３０　ｓ后取出再用自来水　冲洗，然后放入无水乙醇中浸泡约５　ｍｉｎ，清洗脱水　两次。取出试片放在滤纸上，用冷风吹干，然后用　滤纸将试片包好，贮于干燥器中，放置１　ｈ后称量，　精确至０．１　ｍｇ。　利用公式（１）和（２）计算腐蚀速率及缓蚀率，研　究腐蚀介质、缓蚀剂种类和质量浓度、时间等对腐　蚀速率的影响。　腐蚀速率：Ｖ＝Ｃ　（１）　式中：　一试片钢的腐蚀速率，ｍｍ／ａ；　△Ｇ一试片钢试验前后的质量差，ｇ；　．ｓ一试片钢表面积，ｃｍ２；　ｆ一腐蚀时间，ｈ；　』Ｄ一试片钢材质密度，ｇ，ｃｍ２；　Ｃ一换算系数，且Ｃ　８．７６　ｘ　１０　。　缓蚀剂的缓蚀率可用下式表示：　７７（％）：　×ｌ００　Ｏ　式中：　和　一分别表示空白和在介质中添加缓蚀　剂后的金属腐蚀速率。　２试验结果及分析　２．１　腐蚀介质对缓蚀率的影响　在缓蚀剂的质量浓度为１０００　ｍｇ／Ｌ、腐蚀温度　为室温ｌ０℃、腐蚀时间为７２　ｈ、压力为常压情况下　改变腐蚀液矿化度，测得钢片的腐蚀速率和缓蚀率　（见图ｌ，图２）。　从试验结果可以看出，在所研究的矿化度范围　内，３种缓蚀剂的腐蚀速率开始随着矿化度的增加　逐渐增大，缓蚀率逐渐减弱。当矿化度增加到　５０　ｇ／Ｌ以后，腐蚀速率随着矿化度的增加逐渐减　小，缓蚀率逐渐增强，但趋势逐渐变慢。此时的腐　蚀速率最大，缓蚀率最差。其中缓蚀剂Ａ缓蚀效　果最好为９９．２％。由此可以看出，使用相同浓度　的３种缓蚀剂时，在所研究的腐蚀条件下，缓蚀剂　Ａ对Ｎ８０钢的保护作用更为显著。　图ｌ和图２是３种缓蚀剂在矿化度为３０～１００　ｇ／Ｌ的腐蚀速率和缓蚀率对照图。从图２中可以看　出，缓蚀剂在矿化度为１００　ｇ／Ｌ中的模拟腐蚀介质　中的缓蚀率高于矿化度为３０　ｇ／Ｌ的腐蚀介质中。　这是因为缓蚀剂为吸附成膜型缓蚀剂，当它吸附于　电极表面后，对电极的阴极和阳极腐蚀都有抑制作　用，不但阻止阳极铁的溶解，同时也阻碍了Ｃｌ一的　侵蚀，有效地降低了腐蚀速率。结果表明，Ｎ８０钢　在５０　ｇ儿的盐水溶液中腐蚀最为严重，因此确定矿　化度为５０　ｇ／Ｌ的腐蚀溶液为试验环境。　吕　目　。　＼　瓣　嘲　商　蜒　图１　腐蚀速率随溶液矿化度变化曲线　图２缓蚀率随溶液矿化度变化曲线　２．２缓蚀剂质量浓度对缓蚀率的影响　基本腐蚀环境定为室温ｌ０　ｃｃ，腐蚀时间７２　ｈ　常压，腐蚀溶液矿化度为５０　ｇ／Ｌ，然后分别改变各　缓蚀剂质量浓度。测定钢片的腐蚀速率以及缓蚀　率并观察钢片的表面腐蚀情况（见图３，图４。）　从图３和图４可以看到，缓蚀剂Ａ，ｃ在所添加　的质量浓度范围内对Ｎ８０钢的腐蚀均有很好的抑　制作用，但缓蚀剂Ｂ缓蚀效果较差。３种缓蚀剂先　随着缓蚀剂质量浓度的增大金属的腐蚀速率下降，　缓蚀率增大。当质量浓度增大到一定值后（缓蚀剂　Ａ为８００　ｍｇ／Ｌ，缓蚀剂Ｂ，Ｃ均为ｌ　０００　ｍｇ／Ｌ），缓蚀　剂Ａ，Ｃ缓蚀率逐渐趋于稳定，而缓蚀剂Ｂ缓蚀率　下降。这是由于缓蚀剂Ａ和Ｃ为咪唑啉化合物，是　一种吸附成膜型有机缓蚀剂，当其使用质量浓度足　维普资讯 http://www.cqvip.com

第６期　张林霞等，抑制ｃＯ　腐蚀的缓蚀剂室内筛选　以在碳钢表面上形成完整的吸咐膜后，再增加使用　质量浓度对缓蚀率的影响不大。目视检查挂片试　验结束后金属的表面状态，可以看到在加有缓蚀剂　的溶液中。试片表面光亮，而在空白腐蚀介质中，试　片呈现典型的均匀腐蚀特征。　日　＼　讣　Ｉ｛晕　翅　诞　４００　５００　６００　７００　８００　９００　１０００　ｌ　１００　１２００　１３００　１４００　１５００　缓蚀剂质量浓度／（ｒａｇ－　）　图３腐蚀速率随缓蚀剂质量浓度变化曲线　４００　５００　６００　７００　８００　９００　１０１３０　１　１００　１２００　１３００　１４００　Ｉ５００　缓蚀剂质量浓度／（ｍｇ・Ｌ　）　图４缓蚀率随缓蚀剂质量浓度变化曲线　２．３　时间对缓蚀效果的影响　在室温、常压下，腐蚀溶液矿化度为５０　ｇ／Ｌ，缓　蚀剂Ａ的质量浓度为８００　ｍｇ／Ｌ，缓蚀剂Ｃ为　１　０００　ｍｇ／Ｌ，评价时间对缓蚀剂缓蚀率的影响（见图　５一图７）。　图５空白样时间与腐蚀速率曲线　从图５不加注缓蚀剂的情况下可以看出，在室　温条件下，Ｎ８０钢在腐蚀介质中随斌验周期的延长　腐蚀速率先减小，后增大。这是因为试验刚刚开　始，试样光滑的表面直接暴露于腐蚀介质的原因。　随着浸泡时间的延长，斌样表面生成了一定的腐蚀　产物覆盖在金属试样表面，在一定程度上阻止了腐　蚀介质到达金属表面，所以腐蚀速率开始下降。试　验周期９６　ｈ时腐蚀速率增大到比试验周期４８　ｈ还　要高，说明材料不仅发生了严重的均匀腐蚀也发生　了严重的局部腐蚀，生成的腐蚀产物不均匀或很疏　松，介质容易穿过产物膜造成的。在９６　ｈ以后至　１２０　ｈ的这段时间内腐蚀速率略有下降，这是因为　局部腐蚀影响减弱的原因。　日　各　＼　讣　基　诞　图６加注缓蚀剂时间与腐蚀速率曲线　９７　９６　—９５　ｄ　９４　昌９３　＼９２　墓９１　鼍ｆ《９０　８９　８８　８７　围７加注缀蚀剂时间与缓蚀率曲线　图６、图７是加注缓蚀剂的情况下腐蚀速率和　缓蚀率与时间的关系图，可以看出初期腐蚀速率较　小，随着腐蚀时间变长腐蚀速率逐渐变大，但是增　大的幅度逐渐减小。这是因为腐蚀一段时间后，缓　蚀剂在Ｎ８０钢表面的吸附已经达到稳态，形成一　层保护膜从而使得腐蚀初期的腐蚀速率变小。随　着时间的推移，缓蚀剂又会发生脱附，使得保护膜　效率降低，从而腐蚀速率增大。在腐蚀９６　ｈ后缓　蚀剂Ａ和Ｃ的缓蚀率达到９１％。　３　结论　（１）在所研究的矿化度范围内，３种缓蚀剂的　腐蚀速率先随着矿化度的增加逐渐增大，缓蚀效率　逐渐减弱，而后腐蚀速率随着矿化度的增加逐渐减　小，矿化度为５０　ｇ／Ｌ的腐蚀最严重。　维普资讯 http://www.cqvip.com

石油化工腐蚀与防护　第２３卷　（２）３种缓蚀剂在添加质量浓度范围内有较好　剂又会发生脱附，使得保护膜脱落，从而腐蚀速率　的缓蚀效果，先随着缓蚀剂质量浓度的增大金属的　增大。　腐蚀速率下降，缓蚀率增大。当缓蚀剂Ａ和Ｂ质　量浓度增大到一定值后，缓蚀率逐渐趋于稳定，而　参考文献　缓蚀剂ｃ缓蚀效率下降。　（３）腐蚀一段时间后，由于缓蚀剂在Ｎ８０钢表　１　油气田腐蚀与防护技术手册编委会．油气田腐蚀与防护技术　面的吸附已经达到稳态，形成一层保护膜从而使得　手册［Ｍ］．北京：石油＿Ｔ业出版社，１９９９．８１—８７　腐蚀初期的腐蚀速率变小。随着时间的推移缓蚀　２杨文治．缓蚀剂［Ｍ］．北京：化学工业出版社，１９８９．２０　ＬＡＢＯＲＡＴＯＲＹ　ＳＥＬＥＣＴＩＯＮ　ＯＦ　ＣＯＲＲＯＳＩＯＮ　ＩＮＨＩＢｌＴＯＲ　ＦＯＲ　ＣＯ２　ＣＯＲＲＯＳＩＯＮ　Ｚｈａｎｇ　Ｌｉｎｘｉａ　，Ｙｕａｎ　Ｚｏｎｇｍｉｎｇ　Ｗａｎｇ　ｙ０　１．Ｎａｔｕｒａｆ　Ｇａｓ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｏｉｌ＆Ｇａｓ　Ｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ　ｏｆ　ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ．（Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ　６１０２１３）　２．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｃｏｌｌｅｇｅ　ｏｆ　Ｘｉ’ｎａｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ（Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ　６１０５００）　３．Ｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ　Ｅｎｇｉｅｎｅｒｉｎｇ　Ｃｏｌｌｅｇｅ　ｏｆＸｉ’ｎａｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｉｓｎｔｉｔｕｔｅ（Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ　６１０５００）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ　ｉｍｐａｃｔ　ｏｆ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｍｅｄｉａ，ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ　ｑｕａｌｉｔｙ，ｄｏｓａｇｅ　ａｎｄ　ｔｉｍｅ　ｉｎ　ＣＯ：ｃｏｒｏｒｓｉｖｅ　ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｉｎｈｉｂｉｔｉｏｎ　ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ　ｉｓ　ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄ　ｂｙ　ｔｈｅ　ｗｅｉｇｈｔ　ｌｏｓｓ　ｉｎ　ｃｏｕｐｏｎ　ｔｅｓｔｓ．Ｔｈｅ　ｔｅｓｔｓ　ｄｅｍｎｎｓｔｒａｔｅ　ｔｈａｔ　Ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ　Ａ　ａｎｄ　Ｂ　ｅｘｈｉｂｉｔ　ｅｘｃｅｌｌｅｎｔ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｉｎ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｔｈｅ　ＣＯ：ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｐｉｐｅｌｉｎｅｓ　ａｎｄ　ｐｒｏｖｉｄｅ　ａ　ｇｏｏｄ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｂａｓｉｓ　ｆｏｒ　ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ．　Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｋｅｙｗｏｒｄｓ　ＮｇＯ　ｓｔｅｅｌ，ＣＯ２　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｉｎｈｉｂｉｔｏｒ，ｗｅｉｇｈｔ　ｌｏｓｓ　ｍｅｔｈｏｄ，ｍａｓｓ　ｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎ，ｔｉｍｅ　（上接第２页）　采取经济、合理的防腐蚀措施，如：涂层、非金属管　线等。　参考文献　（３）初步确定广利联合站污水区腐蚀严重的原　１赵永贵，王世杏．张炎明．浅析防腐蚀工作在石油、石化和化工　因为溶解氧和ｃｌ一促进作用下的氧浓差腐蚀，并且　生产安全管理工作中的重要性［Ｊ］．全面腐蚀控制。２００２．１６（４）：　ＣａＣＯ３结垢严重，应进行定期的溶解氧含量测试，严格　３—６　控制溶解氧含量，并采取适当的防垢、阻垢措施。　２秦熊浦．设备腐蚀与防护［Ｍ］．西安：西北工业大学出版社．　１９９５．３７—３８　（４）鉴于广利联合站输送介质及工艺存在着即　３周玉，武高辉．材料分析测试技术［Ｍ］．哈尔滨：哈尔滨ｓＥ．，ｌｋ大　时的轻微变化以及对防腐蚀工艺的选择存在一定的　学出版社．２００１．１９０—１９７　盲目性，应建立腐蚀在线监测系统，随时监测介质及　４周玉。武高辉．材料分忻测试技术［Ｍ］．哈尔滨：哈尔滨工业大　工艺的变化对系统腐蚀速率的影Ⅱ向，了解腐蚀控制　学出版社，２００１．８４—９０　情况，指导职能部门随时调整生产操作参数，控制腐　５舒勇．防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中　蚀的发生与发展，以便使设备处于良性运行状态。　的应用［Ｊ］．石油工程建设．２００３，２９（２）：２６—２９　ＣＯＲＲＯＳＩＯＮ　ＯＦ　ＴＹＰＩＣＡＬ　ＯＩＬ　ＧＡＴＨＥＲＩＮＧ＆ＤＩＳＴＩＵＢＵＴＩＯＮ　ＳＹＳＴＥＭ　ＯＦ　ＳＨＥＮＧＬＩ　ＯＩＬ　ＦＩＥＬＤ　ＡＮＤ　ＰＲＯＴＥＣＴＩＯＮ　Ｌｏｎｇ　ＹｕａｎＴｕａｎ　Ｓｈｅｎｇｌｉ　Ｏｉｌ　Ｆｉｅｌｄ　Ｃｏ．，Ｌｔ．／ＳＩＮＯＰＥＣ（Ｄｏｎｇｙｉｎｇ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ　２５７０００）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｒｏｕｇｈ　ｆｉｅｌｄ　ｃｏｕｐｏｎ　ｔｅｓｔｓ，ｔｈｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　Ｃａｕｓｅｓ　ａｎｄ　ｌａｗｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅｓ　ｏｆ　ｏｉｌ　ｇａｔｈｅｒｉｎｇ＆ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｓｙｓｔｅｍ　ｏｆ　Ｄｏｎｇｘｉｎｇ　Ｏｉｌ　Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　Ｐｌａｎｔ　ｏｆ　Ｓｈｅｎｇｌｉ　Ｏｉ１　Ｆｉｅｌｄ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ　ａｒｅ　ｓｔｕｄｉｅｄ　ｗｉｔｈ　ｔｈｅ　ｈｅｌｐ　ｏｆ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｂｙ　ＸＲＤ　ａｎｄ　ＳＥＭ／ＥＤＸ．Ｔｈｅ　ｃｏｕｐｏｎ　ｔｅｓｔｓ　ｓｈｏｗ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　ｍａｘｉｍｕｍ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｒａｔｅ　ｉｓ　３．８　ｍｍ／ａ　ｗｈｉｃｈ　ｉｓ　ｍｕｃｈ　ｇｒｅａｔｅｒ　ｔｈａｎ　０．０７６　ｍｍ／ａ　ｓｐｅｃｉｉｆｅｄ　ｉｎ　ｏｉｌ　ｉｎｄｕｓｔｒｙ　ｓｔａｎｄａｒｄ“ＳＹ５３２９—９４”．Ｉｔ　ｉｓ　ｐｒｅｌｉｍｉｎａｒｉｌｙ　ｃｏｎｃｌｕｄｅｄ　ｆｒｏｍ　ｔｈｅ　ｓｔｕｄｙ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｉｓ　ｔｈｅ　ｍａｅｒｏｃｅｌｌ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｕｎｄｅｒ　ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔ　ｏｆ　ｄｉｓｓｏｌｖｅｄ　ｏｘｙｇｅｎ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｗａｓｔｅ　ｗａｔｅｒ　ａｎｄ　ｐｒｏｍｏｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｃｌ　．Ｔｈｅｒｅ　ｉｓ　ａ　ｓｅｒｉｏｕｓ　ｆｏｕｌｉｎｇ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｓｙｓｔｅｍ　Ｔｈｅ　ｐｒａｃｔｉｃａｌ　ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ　ｍｅａｓｕｒｅｓ　ｏｆ　Ｃ０１ＴＯＳＩＯｎ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ａｒｅ　ｐｒｏｐｏｓｅｄ　ｆｏｒ　ｄｉｆｅｒｅｎｔ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｇａｔｈｅｒｉｎｇ　ａｎｄ　ｄｉｓｔｉｒｂｕｔｉｏｎ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ，ｍａｃｒｏｃｅｌｌ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ，ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ