天然氣管道腐蝕原因分析與防護措施

魏忠革（中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司， 北京 100085）

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天然氣管道腐蝕原因分析與防護措施

魏忠革（中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司， 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險和幾率。本文主要從天然氣管道內外腐蝕原因出發，詳細研究了腐蝕發生的機理和嚴重性，并研究溫度和降解產物對管道腐蝕速率的定量關系，管輸溫度盡量不超過100℃，過高會加劇管道壁面的腐蝕速率，降解物質甲基一乙醇胺有機物腐蝕速率最高，應盡量減少生成。從防腐層和陽極保護方面提出了具體的防腐保護措施，防腐層材料的選擇應具備6條性能要求，陰極保護分為外加電流法和犧牲陽極保護法，針對具體腐蝕性質做出合理的防腐措施。研究結果對天然氣管道安全、合理運行具有一定的指導意義。

關鍵詞：天然氣；管道；腐蝕；防護

1 天然氣管道腐蝕原因

1.1 管道內腐蝕

天然氣管道在長期工作過程中，管道內壁直接與輸送介質接觸，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，管道內壁會出現不同程度的腐蝕，主要原因如下：①在飽和壓降的條件下，天然氣管道內會出現自由液相，管內一般會形成氣、固、液三相共存的狀態，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酸性物質的活性和運動能力，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電化學腐蝕，天然氣管道內存在酸性溶液時，會水解出H+，發生酸性化學反應后，管內壁保護膜遭到破壞，腐蝕介質會進入管道管壁晶體內，破壞了金屬晶體結構，從而產生電化學腐蝕［1-3］。

1.2 管道外腐蝕

天然氣長輸管道外腐蝕現象時有發生，管道途徑地區土壤環境、當地溫差以及管道材質等是影響管道外壁腐蝕的主要原因，據調研，目前選擇外防腐層和陰極保護防腐比較多，一般會采取外防腐層和陰極保護等技術手段來防止外腐蝕的發生［2-4］。外防腐層材料要參考當地土壤土質進行選取，一旦管道外防腐層的破壞，隨后的采取的陰極保護效果也會大打折扣。

2 管道腐蝕試驗

2.1 溫度對管道腐蝕影響

圖1 溫度與腐蝕速率關系

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

由上圖可知，溫度的增加會導致氣、液相腐蝕速率變快［2-4］。溫度在100℃時，氣、液相腐蝕速率出現拐點，整體還是呈上升的趨勢。實驗結果表明溫度變化對管壁表面膜結構、密度和穩定性產生影響，因此，在保證管道管材的質量下，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 降解產物對管道腐蝕影響

室內溫度為130℃，溶液：體積分數為0.7%的降解有機物和MDEA溶液，觀察實驗反應變化，如圖2所示。

由圖2可知，不同的降解產物在40%的MDEA水溶液腐蝕速率均有所不同，降解產物的存在導致了腐蝕速率不同程度的加快。甲基一乙醇胺有機物腐蝕速率為0.06mm/a，比其他降解產物腐蝕速率都要高，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。實驗結果表明：管輸過程中應嚴格控制降解產物的產生，防止管道進一步腐蝕。

3 防護措施

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、運輸條件以工藝技術要求，才能在保證輸送量的基礎上，做到經濟、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；③機械強度高；④抗彎耐磨性能高；⑤粘接性好；⑥化學穩定性高。

圖2 降解產物與腐蝕速率關系

3.2 陰極保護法

陰極保護分為外加電流法和犧牲陽極保護法。①外加電流法；將被保護管道與外加直流電源負極相連，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。便于調節電流和電壓，具有保護距離長且保護距離可調和使用范圍廣等優點。②犧牲陽極保護法：在待保護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。保護原理是用電極電勢比被保護金屬更低的金屬。

圖3 外加電流的陰極保護法示意圖

圖4 犧牲陽極保護法示意圖

4 結語

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，詳細分析了外輸管道內、外壁腐蝕原因，并針對腐蝕問題進行了防腐措施研究，管道內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物的生成。從防腐層和陽極保護方面提出了具體的防腐保護措施。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：

［1］祝馨.長輸管道的腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2006，23（1）：51-53.

［2］ Berdzenishvili I G.Functional Corrosion-Resistant Enamel Coatings and Their Adherence Strength［J］.Acta Physica Polonica A，2012，121（1）：178-180．

［3］ Hosseini S M A，Jafari A H，Jamalizadeh E.Selfhealing corrosion protection by nanostructure sol-gel impregnated with propargyl alcohol［J］. Electrochimica Acta，2009，54（28） ：7207-7213.

［4］唐誼平，李建新，黃子陽，等.長輸管線外防護腐層技術的現狀與發展討論［J］.腐蝕與防護，2009，30（12） ：860-864.

作者簡介：魏忠革（1967- ），男，山東聊城人，工程師，2007年畢業于長江石油大學石油與天然氣開采專業，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計、施工、投產工作。