大庆油田有限公司采气分公司黑龙江省大庆市163000
摘要：天然气的主要运输方式是管道运输。在用管道运输天然气过程中，会遇到比较复杂的地形、恶劣的天气等情况。本文简要阐述了天然气管道腐蚀的现状，然后从内部和外部的角度分析天然气管道腐蚀的原因。最后从不同的角度提出防腐保护措施，一起帮助天然气实现合理、安全的输送。
关键词：天然气管道，内部腐蚀，外部腐蚀，防护
一、管线腐蚀类型
在天然气输送管道运行过程中，随着运行时间的增加，往往会出现管道腐蚀的问题。究其根源，当输送的次数和频次加大以及油气混合物中的腐蚀性元素较多，进而对天然气输送的安全性带来影响，且带来的经济损失较大。天然气输送企业必须对其腐蚀的特点进行掌握，并采取针对性的保护措施，以达到天然气输送管道安全高效运行的目的。天然气输送管线通常都是以埋在地下的方式进行铺设的，这种埋地钢管的外壁腐蚀一般是全面的化学腐蚀，其腐蚀的原因比复杂，其中又包括化学腐蚀和生物化学腐蚀，但以电化学腐蚀最为常见，危害最为严重。管线内壁遭遇腐蚀的原因主要是因为天然气里含有的物质造成的。天然气本身的成分中就有硫化物、氧等腐蚀性的化合物，它们在管线内部与金属发生了化学反应，从而引起了管线腐蚀。
二、天然气输送管道腐蚀的原因
为给采取针对性防护提供参考，需要对引起天然气管线腐蚀的原因进行分析。
2.1管线所处地质环境
天然气输送管线因埋在地下，导致其遭受复杂地质环境的影响而出现服饰，包括杂散电流腐蚀、细菌腐蚀、土壤服饰等。众所周知，土壤存在较多空隙且被水分及空气填充，导致土壤中的导电性大大增加，给输送管线造成电化学腐蚀。同时土壤存在大量细菌，进一步加剧了管线的腐蚀程度。另外，土壤中存在的杂散电流也会给管线造成不同程度的腐蚀。杂散电流腐蚀有交流与直流杂散电流腐蚀之分，其中交流杂散电流主要指管线附近存在的感应电流给管线造成的腐蚀，尽管其腐蚀量不大，但具有较强的集中腐蚀性。直流杂散电流给长输天然气管线造成的腐蚀和电解腐蚀相近。
2.2管线外腐蚀层性能
天然气输送管线施工中，为提高管线抗腐蚀性能，常采取相关的防护措施，其中阴极保护与使用防腐蚀覆盖层是常用手段。防腐蚀覆盖层可将管线外部与土壤环境隔离开来，即达到防腐目的。阴极保护主要通过外加电流方式防止管线出现电化学腐蚀。因此，实际施工中管线外防腐层性能是否达标、是否严格依据相关规范施工等，均会给外防腐层性能产生影响。
2.3水的含量及水汽露点
当天然气中没有水时（干气），不产生CO2腐蚀。过去，人们重视了地层水的作用，而忽视了天然气中凝析气水的存在，这是不正确的。
在地层条件下，天然气往往含有一定量的水汽（如边、底水气藏），天然气流入井筒过程中，随着温度、压力的下降，天然气的饱和含水汽量也将下降，当达到其露点温度时，即会出现冷凝水，如果天然气中含有CO2等腐蚀性组分，在合适的条件下就会产生腐蚀。
气井、凝析气井中，当井筒温度高于水蒸汽的露点温度，或天然气中含水饱和度低于露点温度下含水饱和度，即采出天然气中无冷凝水析出，则井下无腐蚀产生；日产水量在0.5~2.3m3之间，CO2腐蚀最为严重（新日铁实验结论）；当日产水量大于2.3m3时，CO2腐蚀开始减轻；当含水量继续上升，井筒积水，出现气水界面，气水界面位置腐蚀加剧。
三、天然气管线腐蚀防护措施
通过对天然气管线腐蚀原因分析不难发现，从大的方面可将长输管线腐蚀分为外壁腐蚀与内壁腐蚀两类，而且无论管线埋地还是架空都会存在不用程度的内壁与外壁腐蚀，因此，在采取防护措施时应引起足够的重视。
3.1外壁腐蚀防护措施
3.1.1做好天然气输送管线线路的规划
众所周知，天然输送气管线线路较差，所垮的地区比较多，不同地区的土壤存在成分存在较大差别，因此，规划天然气管线线路时应综合分析路线长度、所跨的区域土壤状况，成立专门的技术队伍对所经地区土壤成本研究，尽量避开对管线产生较大腐蚀的区域。
3.1.2保证施工质量并涂刷防腐材料
通过分析不难发现，天然气管线施工质量往往对管线抗腐蚀性能产生较大不良影响，因此，实际施工中应采取措施保证施工质量。一方面，加强运至施工现场管线质量的检查，认真检查管线外壁是否存在裂纹、凹坑等现象，另一方面，严格按照相关规范进行施工，吊运管线时应有专人指挥，防止管线被破坏。管线吊运到位后应根据要求进行焊接指挥操作，尤其应做好补口和热煨弯头的腐蚀。对流道内表面进行表面处理及涂敷防腐涂层，表面工程经常用于提高金属的强度、硬度、抗腐蚀性能等方面。涂层是使用较普遍的防腐方法，用无机或有机胶体混合物或粉末，通过涂敷或其它方法覆盖在金属表面、并固化在金属表面形成一层薄膜，使金属免受外界环境的腐蚀。内涂层油管防腐的优点：施工工艺简单且价格不高，每米涂层成本40元左右。但内涂层油管防腐也有缺点：用涂料防腐，由于涂层较薄，难以形成完整无孔的保护膜，因而在腐蚀性较强的环境中受到一定限制；由于高压气井采用气密封油管，一般是通过较大的扭矩使密封面产生一定的变形达到密封的目的，如采用涂料防腐，在上扣过程很容易破坏涂层，而油管的密封面又是最容易发生腐蚀的。
因此对于高压气井、凝析气井不推荐采用内涂层防腐油管。对于井口装置，为了达到防腐蚀的目的，可考虑对井口装置内表面进行处理，以增强井口防腐蚀能力。法兰钢圈槽、阀门内部堆焊防腐蚀不锈钢，既可以提高井口的防腐蚀性能，也可根据需要提高某些部位的抗冲蚀性能。
3.2阴极保护技术
阴极保护技术的历史可以追溯到20世纪30年代，到了50年代中期，已经发展的较为成熟。我国使用阴极保护技术的历史也有50多年。天然气管道中采用阴极保护法，主要是为了对管道表面的图层破损处进行附加保护，防止腐蚀。目前比较常用的有外加电流阴极保护法，这种方法适用于运输较长、口径很大的天然气管道，并且不受管道所处地形的影响。也有采用牺牲阳极保护的方法，这种方法比较适用于土壤电阻率小的环境。阴极保护法由于施工比较简单、工程量小、对周围金属物质干扰小等特点，被广泛的使用。
阴极保护技术具体是指将一定量的直流电流注入天然气管道中，管道表面在电流的影响下发生阴极极化，从而弱化或消除土壤腐蚀的各种原电池的电极电位差，最后达到降低和组织管道腐蚀的目的。阴极保护技术应用的条件主要包括以下几个方面：土壤中的腐蚀介质必须是可以导电的；管道中被保护的金属材料非常容易阴极极化的，而且被保护的管道间要保持电连续性；要将保护的管道和非保护的管道进行电绝缘。
结论
解决气田腐蚀造成的安全问题不仅要保证安全性，同时还要考虑为保障安全生产所采取的各种措施（包括投入的人力、物力强度）的合理性。经济的发展、城市的需求以及能源的紧缺等原因都使得天然气成为我国最为重要的能源之一，而天然气的主要输送方式就是管线输送为主，所以，我们一定要加大力度预防管线腐蚀的发生，除了加强日常检查和维修之外，还要优化设计管线的位置，努力创新防腐蚀技术，预防管线腐蚀，最终消除管线腐蚀的隐患。
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