地下储气库输气管线腐蚀影响因素分析及防范措施

2017-11-06刘进博赵志卫王庆张哲姬康新疆油田公司呼图壁储气库作业区新疆克拉玛依834000

化工管理 2017年31期

刘进博赵志卫王庆张哲姬康(新疆油田公司呼图壁储气库作业区,新疆克拉玛依 834000)

设备运维

刘进博赵志卫王庆张哲姬康(新疆油田公司呼图壁储气库作业区,新疆克拉玛依 834000)

地下储气库具有季节调峰和战略储备作用，受CO2分压和地层水的影响，输气管线易受腐蚀作用。本文通过对腐蚀环境分析，确定管线腐蚀影响因素以游离水、CO2分压为主。对此，储气库采取“内防腐+外防腐+阴极保护”的组合式防腐措施，保证气库安全平稳运行。

输气管线;CO2分压;防腐措施

在天然气的消费中，地下储气库发挥着季节调峰，应急供气等重要功能。较高的运行温度、压力，CO2分压，Cl-离子，都会造成埋地金属管线的腐蚀。金属腐蚀造成集输管线爆破，天然气处理装置失效，加剧设备结构损坏等，破坏气库平稳供气，影响下游用户的生产和生活。

通过对气库工作环境进行腐蚀因素评价、分析工况条件下埋地金属管线腐蚀的影响程度，制定相对应的防腐措施和技术手段，以保障储气库安全生产。

1 腐蚀因素分析

1.1 游离水影响

对产出水进行水质分析，属CaCl2水型，化验结果如下：

表2.1 水组分分析结果

当金属与电解质溶液接触时，由于金属表面的不均匀性如金属种类、组织、结晶方向、内应力、表面光洁度等的差别，或者由于与金属表面不同部位接触的电解液种类、浓度、温度、流速等的差别，从而在金属表面出现阳极区和阴极区。金属电化学腐蚀就是通过阳极和阴极反应过程而进行的[1]。

1.2 CO2分压影响

CO2是非含硫气田主要的腐蚀介质。一般来说，干燥的CO2对管材是不发生腐蚀的，当有游离水环境存在时，CO2溶于水产生酸性环境[2]：

碳酸使水的pH值下降，对钢材发生氢去极化腐蚀：

随着CO2分压的增加，腐蚀加剧。在注采气阶段CO2含量范围在0.482%～1.89%。储气库CO2分压最大为0.64MPa，根据美国腐蚀工程师协会颁布的CO2分压腐蚀标准等级，储气库输气管线受CO2分压影响较大，至少为中等腐蚀。

1.3 其他因素

(1)土壤腐蚀。土壤腐蚀一般针对管道外层进行，由于土壤中存在着复杂而又不均匀的腐蚀介质，金属管道在土壤中腐蚀主要为自然腐蚀和电腐蚀。影响土壤腐蚀因素包括：含水量、电阻率、pH值、含盐量、有机质等[3]。

(2)温度影响。温度对管材腐蚀影响主要包括[4]：影响产生酸性环境的物质(CO2)在集输管线中的溶解度。温度的升高会加快分子运动，加剧其他化学反应速度，加速腐蚀进度。一般来说常规缓蚀剂、内涂层、内衬的适用温度在80℃左右；温度不同，腐蚀产物的成膜机制不同。

2 防腐措施

2.1 内防腐措施

目前，国内外油气集输管道内防腐措施主要以添加缓蚀剂、涂料、电镀、复合管防腐应用较为广泛。气库单井注采管道为外层L415QB无缝钢管+材质为316L不锈钢的内衬管。不锈钢具有较高的耐蚀能力，特别是对硫酸、硝酸和有机酸的耐蚀性。同时不锈钢中含有的Mo能减少氯化物的坑蚀。

2.2 外防腐措施

储气库埋地管线外防腐层结构为3PE防腐层，底层为环氧粉末涂层，中间层为胶粘剂层，外层为抗压聚乙烯层。外防腐层总厚度约为3mm，每年会对埋地管线进行一次检测。主要检测内容包括单井管线踏勘及定位；单井管线PCM检测及数据采集；单井管线JL-2漏电点检测；单井管线土壤电阻率测试，土壤电阻测试；单井管线壁厚测试。通过对管线检测，发现管线有不同程度破损，及时进行了管线修复[5]。

2.3 阴极保护

阴极保护主要方式包括牺牲阳极和强制电流。强制电流具有输出电流连续可调，保护范围大；不受环境电阻率限制；工程越大越经济，保护装置寿命长的优点。由于单井分布广，管线距离长等因素决定储气库采用强制电流的阴极保护方式。强制电流阴极保护的安装主要包括阳极地床的安装、参比电极、电缆敷设和恒电位仪的安装调试。通其工作原理是通过辅助阳极把保护电流送入土壤，经土壤流入被保护的管道，使管道表面进行阴极极化(防止电化学腐蚀)，电流再油管道流入电源负极形成一个回路，这个回路形成了一个电解池，管道为负极处于还原环境中，防止腐蚀。