导航：安全管理网>> 安全论文>> 化工安全论文>>正文

对硫化氢二氧化碳腐蚀天然气管道如何防护的探讨

文档作者：王安宁何长乐文瑞文档来源：长庆油田公司第三采气厂		点击数：	更新时间： 2024年06月30日
下载地址：点击这里	文件大小： 2.02 MB 共2页	文档格式： PDF	下载点数： 1 点（VIP免费）

全屏查看

内容预览 [文件共2页]

本文件共2页，如需编辑使用，请下载。

注：预览效果可能会出现部分文字乱码（如口口口）、内容显示不全等问题，下载是正常的。

	文件大小：2.02 MB 共2页文件格式：PDF 下载点数：1 点（VIP会员免费）

上一篇：对油田集输管道腐蚀监测与防护的对策研究

文本预览

仅提取页面文字内容，供快速阅读使用。

2014 年9 月
对硫化氢、二氧化碳腐蚀天然气管道如何防护的探讨
王安宁何长乐文瑞（长庆油田公司第三采气厂）
摘要：本文主要介绍天然气生产过程中伴生的硫化氢、二氧
化碳对输气管道的腐蚀机理和近年来油气企业应用于天然气管
道的几种常用防腐技术的基础上，对我国伴生硫化氢、二氧化碳
气田管输防腐工艺进行综述，提出添加药剂的内防腐技术。
关键词：腐蚀；防腐机理；防腐技术；防腐探讨
引言
在自然界中，除少数性质稳定的金属（如Au、Pt）外，其它性
质活跃的金属在酸性环境下都会发生氧化还原反应，导致固态的
金属单质转化为游离态的金属离子被侵蚀掉，这种现象叫金属腐
蚀。输气管道被蚀漏后会造成天然气泄漏、污染环境，遇明火会
爆炸、引起火灾，造成恶性事故。严重威胁企业及人民的生命安
全，给国家和人民造成巨大的经济损失，2013年11月22日，发生
在我国山东青岛的油气管道泄漏爆炸事故就是管道腐蚀泄漏的
典型案例，它造成了62人死亡和30多亿的经济损失，因此作好天
然气管道的防腐蚀工作是非常有必要的。
一、硫化氢、二氧化碳对输气管道腐蚀的成因及类型
干硫化氢、二氧化碳气体不会对金属管道产生腐蚀，但是它
们溶于水后就形成了酸性的H+离子，在天然气生产过程中伴生
出的硫化氢、二氧化碳溶于伴生出的水后产生H+离子，通过冲刷
管道壁与Fe单质反应，生成H2气及游离态的Fe+ 离子，对管道
产生腐蚀。降低管道的应力，加快管道的老化，增加安全隐患。
硫化氢、二氧化碳对输气管道的腐蚀有以下几种类型：
1. 均匀腐蚀是由于天然气中含有一定的水汽，水汽凝结在管
壁形成水膜, 硫化氢和二氧化碳等酸性气体溶于水膜中, 对管
道产生腐蚀;
2. 管道钢在气相和液相环境中都有可能发生坑蚀, 如管壁
腐蚀物不均匀、硫及多硫化物的沉积、腐蚀产物保护膜部分出
现结晶剥裂，在不均匀及剥裂处可能产生坑蚀，形成沙眼。
3. 在含湿硫化氢的天然气介质中应力腐蚀主要是硫化物应
力腐蚀开裂, 硫化氢水解后吸附在钢表面的HS- 会加速阴极
放氢, 从而导致材料韧性下降、脆性增加, 在应力远低于材料
屈服强度的情况下发生滞后断裂; 形成氢脆。
4. 二氧化碳对钢材的腐蚀主要是天然气中的二氧化碳溶于
水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致, 同硫化氢一样, 只有与水
共存时, 二氧化碳才会腐蚀钢材, 二氧化碳水溶液对钢材的腐蚀
存在多种不同的形式, 其腐蚀速度也不相同, 可能出现的腐蚀
类型是: 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、无膜区局部腐蚀
等。
二、天然气管道的防护机理及常用防腐蚀技术
1．金属管道的防腐机理
金属管道的防腐蚀的方法很多，目前主要使用的方法有两种
（1）是作防护膜，把被保护金属与腐蚀介质隔开，（2）是改善腐蚀
环境使用电化学保护等。
2. 常用防腐技术及局限性
目前在国内处理输气管道防腐的技术主要有（1）管道做内防
腐( 一般为环氧粉末内涂层)（2）作阴极保护两种方式。
管道内防腐的局限性主要表现在：
①、管道做内防腐对施工过程中如冲洗、除锈、清洗、磷化、干
燥、内涂装及现场衬里等各个环节的工艺要求较为严格, 施工质
量难以控制。特别是异形管的内防腐处理质量就更难保证了。
②、管道内防腐涂料易脱落。
内防腐涂料普遍存在脱落问题, 内防涂料的脱落不仅易造
成管线的堵塞, 同时给集气站、处理厂的分离、脱水等设备的处
理过程亦带来了一定问题。
由于目前常规的防腐技术效果不好，笔者所在单位在作业区
试验了缓蚀剂防腐保护技术效果还比较好。
三、对天然气管道使用缓蚀剂防腐技术的初步探讨
因为不论是管道做内防腐或者作阴极保护；各有其优缺点。
在现运行的长输管线中，由于受到管线生产任务时间的制约，不
适合对现役管线进行上述两种防腐处理。笔者提出一种不影响
生产运行的现役管线防腐的方法，即使用添加“缓蚀剂+PH 调节
剂”的内防腐技术。
（1）缓蚀剂保护的防护机理
在缓蚀机理上，缓蚀剂是通过缓蚀剂分子上极性基团的物理
吸附作用或化学吸附作用，使缓蚀剂吸附在金属表面。这样，一
方面改变金属表面的电荷状态和界面性质，使金属表面的能量状
态趋于稳定化，从而增加腐蚀反应的活化能，使腐蚀速度减慢；另
一方面被吸附的缓蚀剂上的非极性基团，尚能在金属表面形成一
层疏水性保护膜，此膜阻碍着与腐蚀反应有关的电荷或物质的转
移，故能使腐蚀速度减小。
（2）缓蚀剂保护在油气田防腐中的应用
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CT
2- 1、CT 2- 4等, CT 2- 1 缓蚀剂是一种油溶性的有机多胺
盐化合物，在气体中分散性较好，但缺乏PH 调节功能，对酸性气
体管道的防腐效果具有局限性。
（3）添加PH 调节剂的作用
研究表明，pH 值在7~ 8之间为碳钢的钝化区，在中性或碱
性条件下, 碳钢的腐蚀主要受溶解氧的影响, 溶解氧含量越高,
腐蚀越严重。对于含二氧化碳和硫化氢的天然气管线，提高溶液
pH 值降低溶液中H+含量可提高钢材对二氧化碳和硫化氢的耐
蚀能力。维持pH 值在7～8之间，这样不仅可有效预防硫化氢腐
蚀，又可同时提高钢材疲劳寿命。
（4）“缓蚀剂+PH 调节剂”保护的应用选择
对缓蚀剂的正确应用应考虑以下几点: 选配合适宜的缓蚀
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
(下转第125 页)
设备管理
123
2014 年9 月
用的金属材料、严格参考适用的环境介质种类及工况条件(温度、
流速等) 密切相关。
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, 多选用吸附膜型缓蚀剂，并适量添
加PH 调节剂。
（5）“缓蚀剂+PH 调节剂”的加注时间选择
在大多数长输天然气管道一般发生的是层流，根据层流理
论，液体积聚大多发生在管道的底部，内腐蚀主要发生在某些特
定的地段和部位，主要是在低洼地段（尤其是四季积水变化段），
而且往往分布在管线的侧面约四五点和八九点位置处的水分聚
集区域。按照传统的添加缓蚀剂的方法，其防腐效果是很有限
的，因为管道内常常出现的段塞流中混和区产生大量的气泡脉冲
向管道底部运动，在管壁或管壁附近破灭，使缓蚀剂膜被撕裂，二
次成膜作用也因之丧失。甚至会出现缓蚀剂不能成膜的情况，使
金属完全暴露在恶劣的腐蚀冲蚀环境中。综上，最佳的加注时间
应为管线投产初期及清管后加注缓蚀剂。
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, 备受金属腐蚀问题的困惑,
据调查, 我国东部九个油气田各类管道因腐蚀穿孔达2万次每
年, 更换管道数量达400km每年, 因此, 加强对腐蚀及防腐问题
的研究, 具有重要的经济意义。
参考文献：
[1] 崔斌.油气集输管道内腐蚀及内防腐技术.石油化工设计,
2007.
[2] 鲍群,王强,罗根祥等.输油管道缓蚀剂现状与发展趋势.化
工文摘，2007.
[3] 卢绮敏.石油工业中的腐蚀与防护.北京化学工业出版社,
2001.
[4] 如义,张英.天然气传输管道内涂层应用技术研究.油气储
运,2000.
[5] 土永忠.原油管线腐蚀原因.石油化工安全技术,2004.
[6] 涂明跃, 葛艾天. 浅谈3层PE管道阴极保护电位对防腐层
阴极剥离的影响[ J] . 全面腐蚀控制, 2008.
[7] 涂明跃, 葛艾天. 陕京管道外防腐直接评价( ECDA) 实践[
J] . 腐蚀与防护.
[8]姚伟,葛艾天.陕京输气管道的雷电危害及防治.油气储运,
2000.
(上接第123 页)
确保机组正常运行。
从运行数据曲线上看，动力1、2缸缸温变化趋势保持一致、
室外、PLC、燃气上空温度变化趋势保持一致，表明室内温度受室
外环境温度（昼夜温差）影响。期间室外温度在10~40Co之间，燃
气上空温度在20~60Co之间变化，动力缸温在360Co- 405Co之间。
其一从曲线图中可以看出，两次单机运行期间，室外与室内
环境温度差值分别为10Co、12 Co，双机运行时室外与室内环境温
度差值为17 Co，说明，双机运行时，两台机组散发热量造成机房
内温度升高5 Co左右。
其二在室外环境温度整体未发生变化的情况下，室内环境温
度明显高于之前趋势（由平均36 Co上升至平均42Co），动力缸温
也明显高于之前单机运行温度（由平均377 Co上升至384 Co），
表明动力缸温度变化与环境温度的变化有一定关系。
其三在单机运行期间进气量8000方左右，日处理量19万，室
外环境温度在10 CO - 30 CO 之间，室内燃气上空温度在20
CO - 40 CO 之间，动力缸温在370 CO - 405 CO 之间，后因缸温
高，进行减载处理，减载至30%后产量由8000方降至6000方，转
速也由345降至320转，动力缸排温由406降至400CO，此阶段环
境温度基本不变，说明降低负荷可降低排温。
其四在试验双机运行情况下，进气量3000- 6500方左右，日
处理量7 - 16万方左右，室外环境温度在10 CO - 40 CO 之间
（较单机运行时高温上升5 CO），室内燃气上空温度在30 CO -
57CO（较单机运行时，低温上升10 CO、高温上升12CO）之间，动
力缸温在370 CO - 405 CO 之间（ 较单机运行时，低温上升
10CO、高温上升10CO），表明随着环境温度的整体提高，以及双机
运行温度的升高，动力缸温运行范围也整体上升，动力缸温与环
境温度存在正比关系。
四、结论
1. 从数据分析中看出，压缩机动力缸排温与环境温度变化规
律一致，受环境温度影响。分析认为，室外环境温度升高，压缩机
在运行中产生大量的辐射热。由于缺少空气对流致使热气不能
迅速的从机房散发出去，动力缸排气管上空温度不断聚集，造成
散热效果不理想，影响排温升高。
2. 室外温度升高1 Co，燃气上空温度升高1 Co，动力缸排温
升高0. 54 Co。
3. 转速变化与动力缸排温变化关系不明显。
4. 吸气压力（进气负荷）与动力缸排温变化存在一定关系，排
温与进气负荷变化成正比，外界温度恒定的情况下，进气负荷较
低时，排温运行范围较低，反之，较高（负荷每降低2. 4万方，排温
下降4 Co）。
5. 双机运行室内温度受双机排温散热影响，温度高于单机运
行状态，平均提高5 Co。
设备管理
125

网友评论 more

化工安全论文最新内容

06-30