湿气管道顶部腐蚀与防护对策

1、湿气管线的顶部腐蚀与防护对策沈 正 刚金材1102201112030217主要内容湿气管线的顶部腐蚀的背景顶部腐蚀的产生及影响因素湿气管道顶部腐蚀的多发区域顶部腐蚀的防护方法湿气管线的顶部腐蚀背景 湿气管线的顶部腐蚀(TLC，top of the line corrosion)现象最早发现于1960，当时，法国某石油公司对一条长期加注液相缓蚀剂保护的输气管线进行安全检查时，发现多处管道的顶部发生了严重的腐蚀，尖劈状点蚀坑处的腐蚀速率高达5 mma，而整个管线的底部由于缓蚀剂的保护，几乎没有腐蚀。顶部腐蚀的产生及影响因素顶部腐蚀的产生 在湿气生产与输送过程，管道与外部接触介质之间会产生热交换，当

2、热传导使管壁温度低于水蒸气露点时，湿气中的水蒸气会在管道内壁上生成凝析水。在水平铺设的管线中，凝析水受重力的影响大部分汇集于管道的底部，在管道的侧壁和顶部则保持一层较薄的液膜，由于水的表面张力作用，顶部的液膜通常厚于侧壁（如右图）。如果输送的湿气中含有酸性气体或可挥发的腐蚀性物质，如二氧化碳、硫化氢、乙酸等，它们溶解于凝析水中，会对管道内壁造成严重的腐蚀。当在湿气输送管线中加注普通液相缓蚀剂保护管道时，通常管道下方可以受到很好的保护，有效地降低底部腐蚀速率，但在液相缓蚀剂接触不到的管道顶部，腐蚀不受抑制。此时管道顶部腐蚀速率会明显大于底部，TLc现象发生。 湿气管线中凝析水示意图影响因素 冷凝

3、率。水蒸气的冷凝率低于025 mlm2s(按管线顶部面积的50 计算)或0.15 mlm2S(按管线顶部面积的84 93 )时，几乎看不到顶部腐蚀现象。只有大于临界值时顶部腐蚀才发生，且腐蚀速率随冷凝率的增大而增加。 多相流流态。如果湿气以多相流的形式输送，缓蚀剂和多相流流态对顶部腐蚀速率也有影响，不含缓蚀剂时，湍流和段塞流会增加管道顶部与腐蚀介质的接触时间，增大顶部腐蚀速率。 气体流速。气体的流速对湿气管道顶部腐蚀没有直接的影响，但通过改变冷凝率会间接地改变顶部腐蚀速率，一般情况下，随着气体流速增大，冷凝率增加，从而加速了顶部腐蚀。 影响因素 温度。在含CO2湿气管线中，当温度高于70时，形

4、成的碳酸亚铁膜致密，对管壁具有良好的保护性，但这种致密的膜一旦遭受破坏容易引起局部腐蚀和点蚀。湿气温度低50时，形成的腐蚀产物在管壁上堆积疏松，保护性差，腐蚀速率相对较高。当冷凝率高于临界冷凝率时，腐蚀产物难以达到饱和，无论湿气温度高低，管道表面均不会形成腐蚀产物膜，腐蚀速率最大。 挥发性腐蚀介质。湿气输送管道中的挥发性腐蚀介质主要包括有机酸、CO2和HzS等。它们的浓度变化，会改变其在凝析水中的溶解度和凝析水的pH值，从而影响顶部腐蚀速率。挥发性腐蚀介质使pH值降低，管壁溶解加速，顶部腐蚀速率增大，并且醋酸浓度的增加对顶部腐蚀速率的影响非常显著。 湿气管道顶部腐蚀的多发区域 冷凝是湿气输送管

5、线产生顶部腐蚀的必要条件，因而湿气管线的顶部腐蚀主要发生在管道可能向外部环境快速交换热量的某些特殊区域，主要包括： 距离井口或泵站几公里范围内的管线，根据保温层的品质不同，受顶部腐蚀影响的管线长度有所差异； 湿气输送管线或多相流输气管线的平流段，输送的气体与外界环境有一定的温差，如被海水、河水和冷空气冷却的部位； 缺乏良好的热绝缘层，部分埋人海床的海底平铺输气管线； 缺乏良好的热绝缘层，部分埋人地下的陆地平铺输气管线； 管线上热绝缘层缺失或部分遭到破坏的区域； 埋地管线由于交叉或其它原因造成的拱起，这些部位不仅容易受到顶部腐蚀，而且由于受气流的冲击，拱起下降部位腐蚀明显加速。顶部腐蚀的防护方法

6、 湿气脱水。在气体输送之前，通过高速离心等分离技术将气体中大部分水分除掉，降低水蒸气在管壁上受冷生成的凝析水量，减轻顶部腐蚀。由于湿气脱水设备复杂、成本高，目前该方法主要应用在大型集输干线上，而且脱水干气不是绝对干燥，遇冷时仍会在管壁上产生少量凝析水，形成顶部腐蚀隐患。 气相缓蚀剂。气相缓蚀剂又称挥发性缓蚀剂，具有较高的蒸汽压，直接加注到管道中后可通过挥发到达管道的任何区域，适用于湿气输送管道顶部腐蚀的防护，抑制顶部腐蚀的气相缓蚀剂除要求一定的蒸汽压外，同时要具有良好的水溶性。挥发的缓蚀剂溶于管壁凝析水中，通过提高凝析水的pH值或在管壁上形成保护膜减缓顶部腐蚀。 液相缓蚀剂。与气相缓蚀剂相比，液相缓蚀剂具有较高的缓蚀效率，在油气生产的腐蚀防护中应用广泛，并取得了很好的经济效益。但液相缓蚀剂的挥发性很低，应用过程中难以自主扩散到液面以上，直接加注到湿气管道中对防止顶部腐蚀几乎没有效果，一般采用表面活性剂和液相缓蚀剂协同防止顶部腐蚀。 顶部腐蚀的防护方法 pH值调节剂。湿气中混和的酸性气体会降低凝析水的pH值，促进阴极析氢反应，是加速管线