天然气管道防腐研究.pdf

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1、天然气输气管道防腐技术1研究的背景和意义管道作为五大运输方式之一，已经有100多年的历史，由于市场对能源的需求，管输事业发展迅猛，据统计天然气管输量占95%。而腐蚀是引起管道系统可靠性和使用寿命的关键因素，腐蚀破坏引起的恶性突发事故，往往造成巨大的经济损失和严重的社会后果。在集输管道的内腐蚀研究中，对于H2S的研究较多，而天然气中还广泛存在CO2，干燥的CO2对钢的腐蚀性极小，一旦集输管道中天然气含水，就会形成H2CO3，则会发生腐蚀现象，在相同PH值条件下，H2CO3比强酸HCL的腐蚀性更为严重。CO2腐蚀已成为困扰

2、天然气集输的一个突出问题。因此针对天然气管道内CO2腐蚀的研究是非常必要的，管输天然气中CO2含量超过一定标准，而未进行深度脱碳和脱水，将会带来一个CO2-H2O的腐蚀环境，很容易发生腐蚀现象。为了解决CO2的腐蚀现象，在充分调研的基础上，针对天然气管道存在的腐蚀问题，通过对CO2腐蚀的研究，指出问题所在，分析CO2腐蚀的规律和机理，找出解决腐蚀的有效办法，保证天然气的正常输送。2CO2的腐蚀2.1CO2腐蚀机理大量的研究结果表明，在常温无氧的CO2溶液中，钢的腐蚀速率是受析氢动力学所控制。CO2在水中的溶解度很高，一

3、旦溶于水便形成碳酸，释放出氢离子。氢离子是强去极化剂，极易夺取电子还原，促使阳极铁溶解而导致腐蚀。这个电化学腐蚀过程人们习惯用如下的简单反应式表示：2+阳极反应：Fe-2eFe+2-阴极反应：HO+CO2H+CO223+2H+2eH2阴极产物：Fe+HCOFeCO+H2332对于阴极析氢反应机制，目前有两种完全不同的观点。一种是氢通过下式氢离子的电化学还原而生产：+HO+eƒH+HO3ad2另一种是氢通过下列各式吸附态H3CO3被直接还原而生成：COCOƒ22soladCOHOHCOƒ22ad23adHCO

4、eHHCOƒ233adadad3adHCOHOHCOHOƒ33ad32上述腐蚀机理是对裸露的金属表面而言。实际上，在含有CO2的输气环境中，钢铁表面的腐蚀初期可视为裸露表面，随后将被碳酸盐腐蚀产物膜所覆盖。所以，CO2水溶液对钢铁的腐蚀，除了受氢阴极去极化反应速度的控制，还与腐蚀产物是否在钢表面成膜，膜的结构和稳定性有着十分重要的关系。在含CO2的输气环境中，主要由腐蚀产物膜局部被损处的点蚀，引发环状腐蚀或台面腐蚀导致的蚀坑和蚀孔。这种局部腐蚀由于阳极面积小，则往往穿孔的速率很高。有研究表明在CO2-H2O

5、体系中，发现阳极型的应力腐蚀开裂（SCC）。2.2影响CO2腐蚀的因素2.2.1CO2分压的影响许多学者均认为，CO2分压是控制腐蚀危害的主要因素。Cron和Marsh对此作了估计，其结果为：当分压低于0.021MPa时腐蚀可以忽略；CO2当分压为0.021MPa时，通常表示腐蚀将要发生；当CO2分压为0.021-0.21MPa时，腐蚀可能发生。也有学者在研究现场低合金钢点蚀的过程中，总结得到一个经验规律，即当CO2分压低于0.05MPa时，将观察不多任何因点蚀而造成的破坏。对于碳钢、低合金钢的裸钢，腐蚀速率可以用经验

6、公式计算：lgv0.67lg(CO)pC2式中：v—腐蚀速率；P（CO2）—CO2分压；C—温度校正系数。从式中可见，钢的腐蚀速率是随着CO2分压增加而加速。2.2.2温度的影响温度是CO2腐蚀的重要影响因素。许多研究者的研究结果表明，温度在60℃附近，CO2的腐蚀机制有质的变化。当温度低于60℃时，由于不能形成保护性的腐蚀产物膜，腐蚀速率是由CO2水解生成碳酸的速率和CO2扩散至金属表明的速率共同决定。于是以均匀腐蚀为主；当温度高于60℃时，金属表明有碳酸亚铁生成，腐蚀速率由穿过阻挡层传质过程决定，阻垢的渗透率，

7、垢本身固有的溶解度和流速的联合作用而定。由于温度60-110℃范围时，腐蚀产物厚而松，结晶粗大，不均匀，易破损，则局部孔蚀严重。而当温度高于150℃时，腐蚀产物细致、紧密、附着力强，于是有一定的保护性，则腐蚀速率下降。2.2.3腐蚀产物膜的影响钢表面腐蚀产物膜的组成、结构、形态是受介质的组成、CO2分压、温度、流速等因素的影响。钢被CO2腐蚀最终导致的破坏形式往往受碳酸盐腐蚀产物膜的控制。当钢表面生成是无保护性的腐蚀产物膜时，将遵循De.Waard的关系式，以“最坏”的腐蚀速率被均匀腐蚀；当钢表面的腐蚀产物膜不完整或被

8、损坏、脱落时，会诱发局部点蚀而导致严重穿孔破坏。2.2.4流速的影响现场实践和研究均表明，流速对钢的CO2腐蚀有着重要的影响。高流速易破坏产物膜或妨碍腐蚀产物膜的形成，使钢始终处于裸管初始的腐蚀状态下，于是腐蚀速率高。有学者表明，在低流速时，腐蚀速率受扩散控制；而高流速时受电荷传递控制。A.Ikeda认为流速为0.32m/s是个转