天然气管道腐蚀原因分析与防护措施

魏忠革（中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司， 北京 100085）



天然气管道腐蚀原因分析与防护措施

魏忠革（中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司， 北京 100085）

摘要：天然气长输管道在输送过程中，途径崎岖的地形、恶劣的天气以及变化的温差等，大大增加了天然气管道腐蚀风险和几率。本文主要从天然气管道内外腐蚀原因出发，详细研究了腐蚀发生的机理和严重性，并研究温度和降解产物对管道腐蚀速率的定量关系，管输温度尽量不超过100℃，过高会加剧管道壁面的腐蚀速率，降解物质甲基一乙醇胺有机物腐蚀速率最高，应尽量减少生成。从防腐层和阳极保护方面提出了具体的防腐保护措施，防腐层材料的选择应具备6条性能要求，阴极保护分为外加电流法和牺牲阳极保护法，针对具体腐蚀性质做出合理的防腐措施。研究结果对天然气管道安全、合理运行具有一定的指导意义。

关键词：天然气；管道；腐蚀；防护

1 天然气管道腐蚀原因

1.1 管道内腐蚀

天然气管道在长期工作过程中，管道内壁直接与输送介质接触，会混杂许多CO2、H2S、Cl-、溶解氧以及高矿化度水等，随着输送压力、温差以及流体流动速率的变化影响，管道内壁会出现不同程度的腐蚀，主要原因如下：①在饱和压降的条件下，天然气管道内会出现自由液相，管内一般会形成气、固、液三相共存的状态，随着三相混流物冲刷和腐蚀共同作用，会加深对管壁的腐蚀，尤其是在弯头处管壁因腐蚀变薄，容易形成气体泄漏事故；②高温高压加剧腐蚀速率，输送温度的升高，不仅加快了酸性气体与管壁的反应速率，同时也提高了土壤硫化物对外壁的腐蚀程度，然而压力的升高会激发酸性物质的活性和运动能力，一般情况下，高温高压条件下，会加剧管道管材的腐蚀速率；③电化学腐蚀，天然气管道内存在酸性溶液时，会水解出H+，发生酸性化学反应后，管内壁保护膜遭到破坏，腐蚀介质会进入管道管壁晶体内，破坏了金属晶体结构，从而产生电化学腐蚀［1-3］。

1.2 管道外腐蚀

天然气长输管道外腐蚀现象时有发生，管道途径地区土壤环境、当地温差以及管道材质等是影响管道外壁腐蚀的主要原因，据调研，目前选择外防腐层和阴极保护防腐比较多，一般会采取外防腐层和阴极保护等技术手段来防止外腐蚀的发生［2-4］。外防腐层材料要参考当地土壤土质进行选取，一旦管道外防腐层的破坏，随后的采取的阴极保护效果也会大打折扣。

2 管道腐蚀试验

2.1 温度对管道腐蚀影响

图1 温度与腐蚀速率关系

实 验 溶 液：40%MDEA水 溶 液、1.358mol/L CO2和0.589mol/L H2S，影响结果如下。

由上图可知，温度的增加会导致气、液相腐蚀速率变快［2-4］。温度在100℃时，气、液相腐蚀速率出现拐点，整体还是呈上升的趋势。实验结果表明温度变化对管壁表面膜结构、密度和稳定性产生影响，因此，在保证管道管材的质量下，管输温度尽量不超过100℃，过高会加剧管道壁面的腐蚀速率。

2.2 降解产物对管道腐蚀影响

室内温度为130℃，溶液：体积分数为0.7%的降解有机物和MDEA溶液，观察实验反应变化，如图2所示。

由图2可知，不同的降解产物在40%的MDEA水溶液腐蚀速率均有所不同，降解产物的存在导致了腐蚀速率不同程度的加快。甲基一乙醇胺有机物腐蚀速率为0.06mm/a，比其他降解产物腐蚀速率都要高，相对于空白试验腐蚀速率增加了11倍以上。N，N，N，N-四（羟乙基）乙二胺腐蚀速率为0.05mm/ a。腐蚀速率最低的是1，4-二甲基哌嗪，仅为0.01mm/a。实验结果表明：管输过程中应严格控制降解产物的产生，防止管道进一步腐蚀。

3 防护措施

3.1 防腐层

天然气输送过程中，一般具有压力高、距离长、范围广和流量大等特点，沿途会遇到崎岖的地形、恶劣天气以及温度变化。天然气在管道输送过程中，对管壁防腐层选材方面要综合考虑土壤土质、运输条件以工艺技术要求，才能在保证输送量的基础上，做到经济、合理和可靠［3-4］。选择防腐层一般要具备以下几个条件：①电绝缘性好；②耐阴极剥离能力强；③机械强度高；④抗弯耐磨性能高；⑤粘接性好；⑥化学稳定性高。

图2 降解产物与腐蚀速率关系

3.2 阴极保护法

阴极保护分为外加电流法和牺牲阳极保护法。①外加电流法；将被保护管道与外加直流电源负极相连，而把另一辅助阳极接到电源的正极，在管道和辅助阳极间建立较大的电位差。便于调节电流和电压，具有保护距离长且保护距离可调和使用范围广等优点。②牺牲阳极保护法：在待保护管道上连接更低电位的金属或合金，从而形成一个新的腐蚀电池。保护原理是用电极电势比被保护金属更低的金属。

图3 外加电流的阴极保护法示意图

图4 牺牲阳极保护法示意图

4 结语

天然气输送过程中，一般具有压力高、距离长、范围广和流量大等特点，沿途会遇到崎岖的地形、恶劣天气以及温度变化，详细分析了外输管道内、外壁腐蚀原因，并针对腐蚀问题进行了防腐措施研究，管道内腐蚀是长输天然气管道腐蚀的主要形式，管输温度尽量不超过100℃，过高会加剧管道壁面的腐蚀速率，同时尽量减少降解产物的生成。从防腐层和阳极保护方面提出了具体的防腐保护措施。选择合适的材料和防腐措施可以有效的降低管道的腐蚀性。

参考文献：

［1］祝馨.长输管道的腐蚀与防护［J］.石油化工腐蚀与防护，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］唐谊平，李建新，黄子阳，等.长输管线外防护腐层技术的现状与发展讨论［J］.腐蚀与防护，2009，30（12） ：860-864.

作者简介：魏忠革（1967- ），男，山东聊城人，工程师，2007年毕业于长江石油大学石油与天然气开采专业，主要从事油气田集输及处理，原油和成品油库及原油和成品油管道设计、施工、投产工作。