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地下储气库输气管线腐蚀影响因素分析及防范措施
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）
摘要：地下储气库其有季节调峰和战略储备作用，受CO，分压和地层水的影响，输气管线易受蚀作用。本文通过对高蚀环境分析，确定管线高蚀影响固素以游离水，CO，分压为主。对此，储气库采取“内防离+外防+阴极保护的组合式防局措施，保证气库安全平稳运行
关键词：输气管线：C0，分压；防高措施
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，CO，分压，C1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CaCl,水型，化验结果如下：
表2,1水组分分析结果
热测H值
HCO, mg/L
项目
结果6.14227,58
C mR/L
Ca' mx/L
Mg mg/L
so,-mg/L
1579.3156.53
23.59
145.66
K'Na*矿化度
水型
mg/l.
mg/L
955.47
2974.34CaCl;
当金属与电解质溶液接触时，由于金属表面的不均勾性如金属种类、组织、结品方向、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" 1.2CO,分压影响
CO，是非含硫气田主要的腐蚀介质。一般来说，干燥的 CO,对管材是不发生离蚀的，当有游离水环境存在时，CO,溶于水产生酸性环境(}：
CO,+H,O →H,CO,
确
碳酸使水的pH值下降，对钢材发生氢去极化离蚀： Fe+H,CO, →FeCO,+H, 1
(1)(2)
随着CO,分压的增加，腐蚀加剧。在注采气阶段CO，含量范围在0.482%~1.89%。储气库CO，分压最大为0.64MPa，根据美国腐蚀工程师协会颁布的CO，分压腐蚀标准等级，储气库
输气管线受CO，分压影响较大，至少为中等腐蚀。 1.3其他因索
(1)土壤腐蚀。土填腐蚀一般针对管道外层进行，由于土填中存在着复杂而又不均幻的腐蚀介质，金属管道在土壤中离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、DH值、含盐量、有机质等
(2)温度影响。温度对管材腐蚀影响主要包括"影响产生酸性环境的物质(CO）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、内途层、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。万方数据
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、途料、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，底层为坏氧粉末涂层，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并管线路期及定位；单井管线PCM检测及数据采集；单井管线儿一2蒲电点检测，单井管线土填电阻率测试，土填电阻测试；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。 2.3阴极保护
阴极保护主要方式包括牺性阳极和强制电流。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人土壤，经土壤流人被保护的管道，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。 3结语
(1)地下储气库埋地管线离蚀影响因素主要包括游离水 CO,分压、温度等。(2)储气库采用“不锈钢双金属复合管+3PE 防离层+强制电流"的的组合式防腐措施对输气管线实施保护。(3)每年进行一次管道检测，修补防腐层破损点，实现管道完整性。参考文献：
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作者简介刘进博(1987-）男硕士，主要从事储气库工艺管理的研究工作。
2017年11月化我丨123