长输天然气管道内腐蚀分析与对策

关键词：腐蚀管道

内腐蚀是指天然气管道中的水汽与CO2、H2S等酸性气体共同发生化学反应产生腐蚀物质, 使得管壁发生腐蚀现象。内腐蚀是管道系统严重老化的重要因素之一, 其使得管壁厚度减少, 从而导致管道强度不断降低, 随着时间的推移将可能出现泄漏事故。由于内腐蚀隐蔽性较强, 出现事故时突发性较大, 因此, 酿成的后果较为严重。而我国绝大多数的长输管道投入使用年限超过20年, 管道系统老化性凸显, 已进入事故多发阶段。

1 内腐蚀发生的原因分析

(1) 二氧化碳浓度的作用根据已发生的内腐蚀案例归纳统计结果显示, 随着长输管道的投入年限的不断增加, 因内腐蚀造成穿孔而引起管道泄漏或者断裂的比例不断增加。这主要是因为随着气田的开采的进展, 特别是到了中后期, 天然气中的H2S、CO2和水汽的含量越来越多, 浓度越来越大, 从而使得管道的内腐蚀加速。由于在干气管道中的H2S含量一般都非常低, 远远小于国家规定的含量, 由H2S和CO2共同存在时的腐蚀产物与温度、压力及含量的关系可知, H2S含量非常低的干气长输管道的内腐蚀主要以CO2为主, 对于H2S的影响基本不考虑。

(2) 水汽的作用根据腐蚀的机理可知, 水汽是发生内腐蚀的必要条件之一。如果天然气管道内壁出现内腐蚀, 那么在该处一般都会有水汽的存在。将天然气处理成干气后, 在长输管道中输送过程中, 一般较难析出游离水。但在某种温度和压力作用下, 天然气具有相当的饱和含水率。因此, 应严把进入管道的天然气的水汽含量关, 预防管道内壁的水分析出。

(3) 管道倾角大部分的长输天然气管道的气体流速<7m/s, 也就是属于层流性质。根据层流理论可知, 腐蚀液体大多数积聚在管道的底部, 一般出现在低洼地段, 特别是四季积水变化段, 而内腐蚀就是出现在这些部分。根据研究显示, 内腐蚀一般分布在管道侧面的八九点或者四五点的位置。因此, 在设计天然气管道时, 应根据设计的温度、流量和压力, 对内腐蚀进行直接评价, 推算出某段管道液体积聚的最大倾角, 然后应确保管道倾角小于该最大倾角。

2 内腐蚀的常规预防方法

(1) 管道内涂层管道内涂层是指在管道的内壁喷涂上一层涂料, 以达到降低摩擦阻力, 增加管壁的光滑度和提高防腐能力的目的。内涂层一般分为无机涂层和有机涂层两种。无机涂层一般有陶瓷类涂层和耐腐蚀金属涂层, 技术较为先进。而有机涂层因其工艺简单、成本较低、自动化和涂覆效率较高等特点被广泛运用。但是有机涂层的老化速度较快, 一般使用年限少于20年。由于管道内涂层在输气运行中容易老化脱落, 甚至会导致某些设备损毁, 比如涡轮叶片等。因此, 目前已趋于淘汰状态。

(2) 使用缓蚀剂缓蚀剂的使用依据是运用了成膜、吸附和电化学等理论, 认为缓蚀剂中所含的原子以化学键形式跟管壁金属结合形成一层保护膜, 可以有效地保护管道。由于缓蚀剂使用较为方便、见效快和成本低等特点, 发展前景较好。目前常用的缓蚀剂有低毒性咪唑啉类、极性基团 (含氧、氮、磷和硫等原子) 和非极性基团 (含碳和氯原子) 。其中低毒性咪唑啉类运用在酸性环境中的缓蚀效果较为明显。但是缓蚀剂本身对环境有一定的危害, 对天然气也有一定的影响。因此, 应根据具体情况对缓蚀剂进行选用。

3 内腐蚀的对策

首先, 应尽快完善我国天然气长输管道内腐蚀监测、调查、管理、评估和应急处理等机制, 对内腐蚀问题引起重视, 加强内腐蚀的维护和管理;其次, 应积极地学习国外的先进的内腐蚀标准化管理机制, 根据自身环境和国情, 研究出适合现状的内腐蚀管理办法与标准, 并落实到位;再次, 应成立专门的预防腐蚀机构, 对内腐蚀的情况进行收集和分析, 建立相关的防护数据库, 有效地保证天然气气质不受破坏。定期地对管线清理出来的固体和液体进行检验, 采取合理的评价方法对管道的风险系数较高的部位进行有效的处理。最后, 应加快天然气长输管道安全的立法的进程, 完善天然气管道内腐蚀的维护、运行、管理及评价办法, 完善内腐蚀减缓控制机制, 确保天然气管道安全。