魏忠革（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計有限責(zé)任公司北京分公司， 北京 100085）

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天然氣管道腐蝕原因分析與防護(hù)措施

魏忠革（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計有限責(zé)任公司北京分公司， 北京 100085）

摘要：天然氣長輸管道在輸送過程中，途徑崎嶇的地形、惡劣的天氣以及變化的溫差等，大大增加了天然氣管道腐蝕風(fēng)險和幾率。本文主要從天然氣管道內(nèi)外腐蝕原因出發(fā)，詳細(xì)研究了腐蝕發(fā)生的機(jī)理和嚴(yán)重性，并研究溫度和降解產(chǎn)物對管道腐蝕速率的定量關(guān)系，管輸溫度盡量不超過100℃，過高會加劇管道壁面的腐蝕速率，降解物質(zhì)甲基一乙醇胺有機(jī)物腐蝕速率最高，應(yīng)盡量減少生成。從防腐層和陽極保護(hù)方面提出了具體的防腐保護(hù)措施，防腐層材料的選擇應(yīng)具備6條性能要求，陰極保護(hù)分為外加電流法和犧牲陽極保護(hù)法，針對具體腐蝕性質(zhì)做出合理的防腐措施。研究結(jié)果對天然氣管道安全、合理運行具有一定的指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞：天然氣；管道；腐蝕；防護(hù)

1 天然氣管道腐蝕原因

1.1 管道內(nèi)腐蝕

天然氣管道在長期工作過程中，管道內(nèi)壁直接與輸送介質(zhì)接觸，會混雜許多CO2、H2S、Cl-、溶解氧以及高礦化度水等，隨著輸送壓力、溫差以及流體流動速率的變化影響，管道內(nèi)壁會出現(xiàn)不同程度的腐蝕，主要原因如下：①在飽和壓降的條件下，天然氣管道內(nèi)會出現(xiàn)自由液相，管內(nèi)一般會形成氣、固、液三相共存的狀態(tài)，隨著三相混流物沖刷和腐蝕共同作用，會加深對管壁的腐蝕，尤其是在彎頭處管壁因腐蝕變薄，容易形成氣體泄漏事故；②高溫高壓加劇腐蝕速率，輸送溫度的升高，不僅加快了酸性氣體與管壁的反應(yīng)速率，同時也提高了土壤硫化物對外壁的腐蝕程度，然而壓力的升高會激發(fā)酸性物質(zhì)的活性和運動能力，一般情況下，高溫高壓條件下，會加劇管道管材的腐蝕速率；③電化學(xué)腐蝕，天然氣管道內(nèi)存在酸性溶液時，會水解出H+，發(fā)生酸性化學(xué)反應(yīng)后，管內(nèi)壁保護(hù)膜遭到破壞，腐蝕介質(zhì)會進(jìn)入管道管壁晶體內(nèi)，破壞了金屬晶體結(jié)構(gòu)，從而產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕［1-3］。

1.2 管道外腐蝕

天然氣長輸管道外腐蝕現(xiàn)象時有發(fā)生，管道途徑地區(qū)土壤環(huán)境、當(dāng)?shù)販夭钜约肮艿啦馁|(zhì)等是影響管道外壁腐蝕的主要原因，據(jù)調(diào)研，目前選擇外防腐層和陰極保護(hù)防腐比較多，一般會采取外防腐層和陰極保護(hù)等技術(shù)手段來防止外腐蝕的發(fā)生［2-4］。外防腐層材料要參考當(dāng)?shù)赝寥劳临|(zhì)進(jìn)行選取，一旦管道外防腐層的破壞，隨后的采取的陰極保護(hù)效果也會大打折扣。

2 管道腐蝕試驗

2.1 溫度對管道腐蝕影響

圖1 溫度與腐蝕速率關(guān)系

實 驗 溶 液：40%MDEA水 溶 液、1.358mol/L CO2和0.589mol/L H2S，影響結(jié)果如下。

由上圖可知，溫度的增加會導(dǎo)致氣、液相腐蝕速率變快［2-4］。溫度在100℃時，氣、液相腐蝕速率出現(xiàn)拐點，整體還是呈上升的趨勢。實驗結(jié)果表明溫度變化對管壁表面膜結(jié)構(gòu)、密度和穩(wěn)定性產(chǎn)生影響，因此，在保證管道管材的質(zhì)量下，管輸溫度盡量不超過100℃，過高會加劇管道壁面的腐蝕速率。

2.2 降解產(chǎn)物對管道腐蝕影響

室內(nèi)溫度為130℃，溶液：體積分?jǐn)?shù)為0.7%的降解有機(jī)物和MDEA溶液，觀察實驗反應(yīng)變化，如圖2所示。

由圖2可知，不同的降解產(chǎn)物在40%的MDEA水溶液腐蝕速率均有所不同，降解產(chǎn)物的存在導(dǎo)致了腐蝕速率不同程度的加快。甲基一乙醇胺有機(jī)物腐蝕速率為0.06mm/a，比其他降解產(chǎn)物腐蝕速率都要高，相對于空白試驗腐蝕速率增加了11倍以上。N，N，N，N-四（羥乙基）乙二胺腐蝕速率為0.05mm/ a。腐蝕速率最低的是1，4-二甲基哌嗪，僅為0.01mm/a。實驗結(jié)果表明：管輸過程中應(yīng)嚴(yán)格控制降解產(chǎn)物的產(chǎn)生，防止管道進(jìn)一步腐蝕。

3 防護(hù)措施

3.1 防腐層

天然氣輸送過程中，一般具有壓力高、距離長、范圍廣和流量大等特點，沿途會遇到崎嶇的地形、惡劣天氣以及溫度變化。天然氣在管道輸送過程中，對管壁防腐層選材方面要綜合考慮土壤土質(zhì)、運輸條件以工藝技術(shù)要求，才能在保證輸送量的基礎(chǔ)上，做到經(jīng)濟(jì)、合理和可靠［3-4］。選擇防腐層一般要具備以下幾個條件：①電絕緣性好；②耐陰極剝離能力強(qiáng)；③機(jī)械強(qiáng)度高；④抗彎耐磨性能高；⑤粘接性好；⑥化學(xué)穩(wěn)定性高。

圖2 降解產(chǎn)物與腐蝕速率關(guān)系

3.2 陰極保護(hù)法

陰極保護(hù)分為外加電流法和犧牲陽極保護(hù)法。①外加電流法；將被保護(hù)管道與外加直流電源負(fù)極相連，而把另一輔助陽極接到電源的正極，在管道和輔助陽極間建立較大的電位差。便于調(diào)節(jié)電流和電壓，具有保護(hù)距離長且保護(hù)距離可調(diào)和使用范圍廣等優(yōu)點。②犧牲陽極保護(hù)法：在待保護(hù)管道上連接更低電位的金屬或合金，從而形成一個新的腐蝕電池。保護(hù)原理是用電極電勢比被保護(hù)金屬更低的金屬。

圖3 外加電流的陰極保護(hù)法示意圖

圖4 犧牲陽極保護(hù)法示意圖

4 結(jié)語

天然氣輸送過程中，一般具有壓力高、距離長、范圍廣和流量大等特點，沿途會遇到崎嶇的地形、惡劣天氣以及溫度變化，詳細(xì)分析了外輸管道內(nèi)、外壁腐蝕原因，并針對腐蝕問題進(jìn)行了防腐措施研究，管道內(nèi)腐蝕是長輸天然氣管道腐蝕的主要形式，管輸溫度盡量不超過100℃，過高會加劇管道壁面的腐蝕速率，同時盡量減少降解產(chǎn)物的生成。從防腐層和陽極保護(hù)方面提出了具體的防腐保護(hù)措施。選擇合適的材料和防腐措施可以有效的降低管道的腐蝕性。

參考文獻(xiàn)：

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作者簡介：魏忠革（1967- ），男，山東聊城人，工程師，2007年畢業(yè)于長江石油大學(xué)石油與天然氣開采專業(yè)，主要從事油氣田集輸及處理，原油和成品油庫及原油和成品油管道設(shè)計、施工、投產(chǎn)工作。