[发明专利]一种天然气/凝析液管道内壁用减阻防腐涂料及其制备方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种海洋及陆地输运天然气混输管道内壁用减阻防腐涂料及其制备方法。

背景技术

海洋中开采的天然气多是凝析气，它是多元组分的气体混合物，以饱和烃组分为主，管道输送逐步替代传统的船运方式，其管输方式可分为混输、气液分输两种。由于气液混输投资少、工期短，只需要建一条输送管道，且采气平台上对气液无需分离，天然气初加工工艺简单，这是目前海洋天然气管道输送常采用的方式。但是凝析气在管输过程中由于沿线温度、压力的变化引起的凝析和反凝析现象显著，管道中凝析气常处于气液两相和单一气相状态，这使得凝析气的管道输送不同于以前的介质单一干法气体或液体的单相输送。由于气液混输流态十分复杂，气液比、气体流率及气液物性等对沿线压降、温降的变化有很大影响，在形成气液两相时要防止管道内含硫化氢、二氧化碳、盐水合物的形成对管道产生的电化学腐蚀，而且气体形成的凝析液不仅引起的管道输送压降，降低气体输送的效率，严重时在管道低洼处形成液塞，阻碍天然气的正常传输。目前，世界上长距离凝析气混输管道中大部分在北海、美国、澳大利亚、加勒比海，最长的混输管道已达448km，最大的管径已超过1m。我国第一个海上油气田平湖油气田直径为355mm，长度为380公里，国内对这长距离的气液两相混输的工艺进行了多方的技术论证。

西气东输、川气东输、春晓气田、南海气田等陆地和海上天然气开采工程的陆续建设，揭开了我国天然气长输管道输送施工技术的新篇章。

凝析气在管道中输送介质成分复杂，常含有二氧化碳、硫化氢、盐水等，所以管道的内壁腐蚀比单相输送管道严重。除由等二氧化碳、硫化氢酸性气体引起的电化学腐蚀外，还有因多相流动引起的空泡腐蚀。在多相流管道中，气液呈段塞流型时，管道底部剪切应力比上部大，因而管道底部的腐蚀速度大于顶部；气液呈分层流型时，管顶气流凝析出的水中溶有二氧化碳、硫化氢等酸性物质，形成露点腐蚀。

对于凝析气管道的内防腐措施国内外目前主要采用注入缓蚀剂、内防腐减阻涂层和选用耐蚀钢材。由于缓蚀剂作用机理与适用条件的复杂性，缓蚀剂防腐技术至今仍是国际多相流防腐技术研究领域里的一个难点；耐蚀钢材作为长距离管线工程成本昂贵。考虑到长输管线的天然气输送效率和管道防腐的综合效果，选用性能优异既具有内减阻同时又具备防腐效果的涂层技术是具有较高的性价比的技术方案。

我国管道常温内减阻涂层技术研究已有近十年的历史，并且进行了部分天然气管线的试用，据有关部门的应用效果跟踪发现，由于干法天然气在处理过程中处理不纯和含有重质烃类，在管线部分区段存在液态的腐蚀环境，影响了内减阻涂层的使用寿命，引起内减阻涂层的大面积脱落和管道沟状腐蚀，造成管道堵塞和强度失效。

所以从目前国内能源结构发展来看，随着海洋天然气资源的开采力度加大，入口的天然气温度越来越高，并且组分越来越复杂，那么研制和开发在混输条件下天然气管道内壁具有耐温、减阻和防腐综合性能优异的无溶剂涂层是一个创新的领域。

现有的管道内减阻涂料，多为较大溶剂含量的低固体份涂料，单次涂装厚度较薄，在成膜过程中由于溶剂的挥发引起针孔，厚涂层局部还滞留着一定含量的溶剂，对化学介质如二氧化碳、硫化氢、磷酸酯合成机油、盐水、重质烃类抗渗透性差；涂层较软，耐磨性不好；粘结强度低，一般只有几个MPa，常引起管道内减阻涂层起泡、开裂和脱层等破坏形式。所以这种类型的涂料一般只适合在常温下气液环境中的减阻效果，没有在更高服役温度下的防腐和减阻效果。

随着海底天然气和原油的深度开采，输送介质的温度越来越高，介质越来越复杂，这就要求内壁涂层的耐温性、耐介质化学、耐磨性、粘结强度、耐气液失压性等性能需要提高。

发明内容

本发明的目的在于提供一种能在50℃工况环境下，满足天然气凝析液长效减阻和防腐用的改性环氧液体无溶剂耐温涂料及其制备方法。

本发明所提供的天然气/凝析液管道内壁减阻防腐涂料，由质量比为(2-5)∶1的组分A和B组成，所述组分A由下述质量百分含量的物质制成：有机硅树脂5～30，液态环氧树脂30～55，增韧剂1～15，流平剂0.1～2，消泡剂0.1～1.5，分散剂0.05～1.5，偶联剂0.1～2，防沉剂0～2，颜料0～15和填料10～60；所述组分B由下述质量百分含量的物质制成：酚醛改性胺类固化剂40～70，酚醛树脂固化剂5～35，分散剂0.5～2.5，防沉剂0.5～2.5，和填料15～50；所述涂料中组分A和B采用二元包装，即组分A和B分别独立包装，使用时按照比例混合均匀。