PDF《天然气管道内腐蚀的原理及直接评价》

天然气管道内腐蚀的原理及直接评价 李宁(山东省天然气管道有限责任公司, 济南2

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1 ) 摘要:内腐蚀是 H

2 S , C O

2 等酸性气体和水汽对管道内壁造成的腐蚀, 常见于天然气管道埋深, 管径等条件发生改 变处.

目前对内腐蚀的防护主要通过管道内涂层和添加缓蚀剂实现.通过内腐蚀的直接评价技术( D G I C D A) 可有 效对管道做出内腐蚀评价.近年来内腐蚀受到重视的程度提高, 未来对内腐蚀的研究方向主要为新材料、 新的输送 工艺、 气体质量等, 同时继续完善内腐蚀的评价技术等相关理论. 关键词:天然气管道;

内腐蚀;

原理;

直接评价 中图分类号: T G

1 7

4 文献标志码: A 文章编号:

1 0

0 5

7 4

8 X(

2 0

1 3 )

0 4

0 3

6 2

0 5 樽嶙 遄勺蜃 镒 樽LIN i n g ( S h a n d o n gG a sP i p e l i n eC o . , L t d . , J i n a n2

5 0

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1 , C h i n a ) :Internalcorrosionisakindofcorrosioncausedb yH

2 S , C O 2a n d o t h e r a c i d i c g a s e s a n dw a t e r v a p o r o n t h e p i p ew a l l . I n t e r n a l c o r r o s i o nu s u a l l yo c c u r s i n t h ep l a c ew h e r en a t u r a l g a sp i p e l i n e i sb u r i e dd e e p l ya n dt h ed i a m e t e r c o n d i t i o nc h a n g s . A t p e e s e n t , t h em a i np r o t e c t i o nm e t h o do f i n t e r n a l c o r r o s i o n i s i n t e r n a l c o a t i n gw i t h i n h i b i t o r . I n a d d i t i o n , i n t e r n a l c o r r o s i o nd i r e c t a s s e s s m e n t t e c h n i q u e s( D G I C D A) c a ne f f e c t i v e l ye v a l u a t e t h ep i p e l i n ec o r r o s i o n . I nr e c e n ty e a r s , i n t e r n a lc o r r o s i o na t t r a c t sm o r ea t t e n t i o n . I nt h ef u t u r e , t h em a i nd i r e c t i o n so fs t u d yo f i n t e r n a l c o r r o s i o na r en e wm a t e r i a l s , n e wt r a n s p o r t a t i o n t e c h n o l o g y a n dg a s q u a l i t y . A n d c o n t i n u i n g t o i m p r o v e t h e c o r r o s i o n e v a l u a t i o n t e c h n i q u e s a n d t h e o r i e s a r e a l s on e e d e d . :naturalgasp i p e l i n e ;

i n t e r n a l c o r r o s i o n ;

p r i n c i p l e ;

d i r e c t e v a l u a t i o n 天然气管道的内腐蚀是指由 H

2 S , C O

2 等酸性 气体和水汽共同引起的发生在管道内壁的腐蚀现 象.内腐蚀是影响天然气管道安全的主要因素之 一, 它能在局部使厚壁减薄, 从而降低管道强度, 严 重时可能导致泄漏事故.内腐蚀引起的事故大都具 有隐蔽性和突发性, 后果十分严重.我国大部分长 输管道使用年限已超过2 0年[

1 ] , 逐步进入事故高发 阶段.我国新疆雅克拉气田集输管道于2

0 0 5年投 用, 因所输气体含 C O 2,

2 0

0 7年1月开始发现大面 积腐蚀穿孔, 同年3月发现局部管道腐蚀断裂, 截至

2 0

0 9年5月, 气田集输系统共腐蚀穿孔2 8次[

2 ] .目前, 天然气长输管道外腐蚀的研究及评价已相对成 熟, 对于管道的内腐蚀, 同样需要做出相对准确的评 价.本文总结了天然气管道内腐蚀的发生条件、 控制 以及评价方法, 为进一步探讨防治措施提供帮助. 收稿日期:

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0 6

1 9 通信作者: 李宁, 助理工程师, 学士, n i c k l l e e @

1 2

6 . c o m

1 内腐蚀发生的条件 目前, 国内所输天然气大多都含有 H

2 S , C O

2 等酸性气体和水汽, 且天然气管道距离普遍较长, 经 过区域环境气候多样, 内腐蚀十分常见.干燥的气 体不会造成内腐蚀, 当H2S,CO2等酸性气体溶解 在水中时会具有较强的腐蚀性.

1 .

1 影响内腐蚀的介质 (

1 ) 水汽 管道内部的水只以气态存在时, 不 会造成严重的内腐蚀.液态水是发生较严重内腐蚀 的必要条件.在一定条件下, 管道中的水汽会液化 形成水 膜吸附在管道表面, 这时输送介质中的H2S,CO2等酸性气体会溶解在管道内壁表面的水 中, 水膜吸附处的管道被腐蚀. 目前管道输送的天然气大部分都经过处理成为 干气, 常温常压下不易析出游离水.但在一定的温 度压力下, 天然气具有一定的饱和含水率, 在相同条 件下, 饱和含水率低的气体较容易出现液态水.当・263・第3 4卷第4期2013年4月 腐蚀与防护 C O R R O S I O N &P R O T E C T I O N V o l .

3 4 N o .

4 A p r i l

2 0

1 3 压力高、 温度低时, 天然气的饱和含水率就低.不同 温度和压力下天然气的饱和含水率见表1 [

3 ] . 表1 不同压力和温度下的天然气饱和含水率 管道压力 / M P a 天然气的饱和含水率/ % -1 0℃ -5℃ 0℃ 5℃

1 0℃

3 0 .

0 8

89 0 .

1 3

20 0 .

1 9

19 0 .

2 7

41 0 .

3 8

17 4

0 .

0 6

66 0 .

0 9

73 0 .

1 3

99 0 .

1 9

95 0 .

2 7

77 5

0 .

0 5

15 0 .

0 7

38 0 .

1 0

02 0 .

1 4

73 0 .

2 0

41 (

2 ) 二氧化碳 C O

2 是天然气管道内部最主 要的腐蚀性介质.影响 C O

2 腐蚀的主要因素有腐 蚀性介质浓度、 温度、 压力和p H 等.C O

2 腐蚀主要 是天然气中的 C O

2 溶于液态水中生成碳酸引起的 电化学腐蚀.C O

2 腐蚀有多种形式, 可能出现的类 型有无碳酸盐覆盖膜情况下的均匀腐蚀、 有碳酸盐 覆盖膜情况下的均匀腐蚀、 流动引起的台面状腐蚀 和无膜区局部腐蚀等.目前, 通常采用以下经验规 律对天然气管道内部的 C O

2 腐蚀程度进行初步 判断[

4 ] . 当 C O

2 ≤

0 .

0 2

1 M P a时, 不发生 C O

2 腐蚀;

当0.021M P a