天然气管道腐蚀及其防腐分析

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摘要：腐蚀对管道系统的可靠性和使用寿命起到关键作用。在天然气集输过程中，一些伴生气体的存在，往往会对集气管道有腐蚀作用，严重者会造成集气管道的破裂、破坏正常平稳供气、影响用户的生产和生活。每年因腐蚀引发的事故不胜枚举，造成经济损失和人员伤亡的严重后果。

关键词：天然气管道；腐蚀；防腐措施

1、然气管道外腐蚀

1.1土壤腐蚀

土壤是具有固、液、气三相的多孔性胶质体，其中的土壤空隙被气体和溶液充满，具有离子导电性。由于管道所埋土壤各处的物化性质不同、管道各部分的金相结构不同，其中还存在着数量不等的若干种土壤微生物，因此，土壤腐蚀的影响因素众多。

1.2大气腐蚀

大气腐蚀是金属腐蚀中最普遍的一种，我国油气资源分布地区辽阔，气候条件差异大，导致不同地区的管道腐蚀速率不同。在含有硫化物、氯化物、煤烟、尘埃等杂质的环境中金属腐蚀会大大加重。如钢在海岸上的腐蚀速度要比在沙漠中大400～500倍，离海岸越近，腐蚀也越严重。按暴露场地所处地区环境通常把大气腐蚀分为工业性大气、海洋性大气、农村大气、城郊大气等，造成大气腐蚀的主要成分是水和氧，其中的水汽含量是决定腐蚀速率的主要因素。

1.3海水腐蚀

海水是典型的电解质溶液，其中包含有地球上几乎所有的化学元素，成分复杂。主要影响因素有：

（1）盐含量。含盐量直接影响到水的导电率和含氧量，因此必然对腐蚀产生影响。

（2）溶解氧。大多数金属在海水中的腐蚀受氧去极化的作用控制，溶解氧的多少是海水腐蚀的重要因素。

（3）温度。温度升高会加快油气管道的腐蚀速度，通常海水温度每升高10℃，化学反应速度就会提高大约14%，金属管道腐蚀速度大约增加一倍。

（4）pH值。海水表层通常比深海对钢的腐蚀性大，但是在深海地区，pH值随着深度的增加而减小，腐蚀速度加快。

2、天然气管道内腐蚀

油气管道内壁与输送介质直接接触，但输送介质中常混杂有许多腐蚀性杂质，如高矿化度的水、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、硫酸盐还原菌和氯离子等，在温度、压力、流速及交变应力等因素交错作用下，使得钢管内壁腐蚀严重。据统计，管道内腐蚀造成的事故远远比管道外腐蚀造成的事故多，应引起足够重视。影响内腐蚀的因素主要有如下几方面：

2.1多相流冲刷腐蚀

天然气管道中的饱和天然气在压力降的作用下会出现自由液相，且管道中通常会混有一定量的固体杂质，导致管道中出现气、固、液三相共存的状态。冲刷腐蚀是冲刷和腐蚀共同作用而引起的钢铁表面损伤现象，主要由较高流速引起，当腐蚀性液体中含有固体颗粒（如不溶性盐类、砂粒、钻井液等）就更容易产生这种破坏作用。与单相介质相比，多相介质对管道腐蚀情况更复杂，受流速、流态影响大，在气体流速较高时，管道内的腐蚀产物被直接冲击的气流带走，导致新的金属面不断，从而加速了腐蚀过程，曾经发生过多次由于气流冲击而导致弯头处管壁减薄引起的泄漏事故。

2.2高温高压腐蚀

在油气井方面，随着采油深度、采油压力和温度的显著提高，油气管道多在高参数工况下工作。在高温高压条件下，材料的腐蚀规律和腐蚀机理往往不同于常温常压下的情况。温度的升高不但能提高酸与管道的反应速率，同时也能加快土壤硫化物对管外壁的腐蚀速率，是管道腐蚀的重要因素。但当温度超过70℃时，腐蚀速率增长程度缓慢，而压力的增加会提高酸性物质的活性，从而提高其与金属的反应能力。通常情况下，高温高压容易导致材料更严重的腐蚀，但有时高温状况有助于材料抗介质腐蚀能力的提高，比如大于100℃时材料不会发生硫化物应力腐蚀破裂。

2.3酸性气体及O2和Cl-腐蚀

酸性油气通常指的是湿的含有H2S、CO2等酸性组分的油气。H2S和CO2是引起酸性油气环境下金属腐蚀的最危险因素，在管道表面将发生电化学腐蚀。

（1）化学腐蚀

当管道内的溶液呈酸性时，酸性溶液中会水解出H+，并发生如下反应：

2H++FeFe2++H2（1）

当酸性化学腐蚀发生后，管道表面的固有保护膜会遭到破坏，使得腐蚀介质进入金属晶体内部，进而产生电化学腐蚀。

（2）电化学腐蚀

当发生电化学腐蚀时，会形成腐蚀原电池，其阳极过程为金属的溶解反应：

FeFe2++2e（2）

阴极发生氢去极化反应。其中，H2S的氢去极化阴极腐蚀过程为：

H2SHS-+H+（3）

HS-S2-+H+（4）

2H++2eH2（或进入金属）（5）

CO2的氢去极化阴极腐蚀过程为：

CO2+H2OH2CO3HCO3-+H+（6）

2H++2eH2（7）

O2腐蚀是氧去极化腐蚀（吸氧腐蚀），其阴极反应在酸碱性溶液中的过程为：

弱酸性溶液：O2+4H++4e2H2O（8）

中性和碱性溶液：O2+2H2O+4e4OH-（9）

Cl-本身带有负电荷，基于电荷平衡原理，其会优先吸附到钢铁表面。因此，Cl-的存在会阻碍保护性的硫化铁膜的形成，Cl-可以渗入到硫化铁膜内部，使膜发生显微开裂并进而形成孔蚀核，加速了孔蚀破坏，起到了催化腐蚀发生的作用。大部分天然气管道经过长期运行，其内部很难处于绝对干燥的环境，只要有少量的水存在，便会产生电化学腐蚀。如上所述，可概括为H2S、CO2和O2是腐蚀剂，Cl-相当于催化剂，而水则是反应载体。在实际情况中，钢管的电化学腐蚀过程远比上述反应复杂，且阴极反应过程的腐蚀产物也随着杂质的不同而变化。

3、防腐措施

每年全球由于油气管道腐蚀而造成的经济损失都达数百亿美元，因此，对管道防腐问题的研究具有重大的经济效益。目前，防腐采取的措施主要有以下几种：

①加缓蚀剂抑制腐蚀；②利用涂层保护隔离管道与腐蚀介质；③选用具有良好耐蚀性能的合金钢；④采用清管作用清除管内水、污物和沉积物、防止管线堵塞、减小垢下腐蚀穿孔等。

以上几种防腐措施，各有其优缺点，在天然气的输送过程中，除了加强对材质的选择外，加入缓蚀剂也是一种较为重要的防腐方法，添加缓蚀剂能有效的减缓管道腐蚀，对材料应力腐蚀开裂也有一定的抑制作用。缓蚀剂按其成膜性质可分为吸附膜型、沉淀膜型和钝化膜型。对缓蚀剂的正确应用应考虑以下几点：选配合宜的缓蚀剂，只要很少的用量就可获得较高的缓蚀效率；不改变金属制品或设备构件的材料性质和表面状态；缓蚀剂的保护效果与使用的金属材料、适用的环境介质种类及工况条件（温度、流速等）密切相关，在应用中具有严格的选择性。

对于抗二氧化碳、硫化氢的腐蚀缓蚀剂而言，由于二氧化碳、硫化氢所引起的腐蚀为酸性介质腐蚀，所以对于含二氧化碳、硫化氢气体的天然气的输送而言，多选用吸附膜型缓蚀剂。目前，已开发并应用于油气田管道输送的缓蚀剂种类很多，如脂肪胺、咪唑啉、炔醇、季醇盐、含N、S的杂环化合物以及复合配方的缓蚀剂等。如加拿大的气田多采用胺类、咪唑啉型缓蚀剂，在四川含硫气田管输中，就用较成功的缓蚀剂有CT2-1、CT2-4等，CT2-1缓蚀剂是一种油溶性的有机多胺盐化合物。

结语

天然气在现代社会经济结构中，起着重要作用，由于其环境的复杂性，在天然气输送过程中，备受腐蚀问题的困扰。我们在我国油气管道事业蓬勃发展的同时，必须充分认识到腐蚀问题的严重性，并采取必要的防腐措施。

参考文献

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[2]寇杰等.油气管道腐蚀与防护[M].中国石化出版社，2008.

[3]寇杰，梁法春，陈婧.油气管道腐蚀与防护[M].北京：中国石化出版社，2008.