浅谈油气管道的腐蚀与防护技术

杨德渠

摘 要：腐蚀—直是影响油气管道系统可靠性及使用寿命的关键因素。我国的地下油气管道投产1～2年后即发生腐蚀穿孔的情况已屡见不鲜。这不仅造成因穿孔而引起的油、气、水泄漏损失，以及由于维修所带来的材料和人力上的浪费，停工停产所造成的损失，而且还可能因为腐蚀而引起火灾。因此，如何防止埋地管道的腐蚀破坏.长期以来一直是管道工程中的一个重要环节。本文较为系统地阐述了油气管道腐蚀发生的原因及防护技术。

关键词：油气管道   腐蚀    防护

目前我国石油天然气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，管材一般为钢制管道。埋地后的钢制管道因受多种原因而遭到腐蚀和破坏。腐蚀会造成天然气井油（套）管的断裂、集输管线爆破等，破坏正常平稳供气，影响用户的生产和生活，腐蚀带来的危害不仅给国家造成很大的经济损失，也威胁工作人员的生命安全。因此，对天然气管道中的腐蚀及如何解决腐蚀的问题进行研究是非常有要的。

1.石油天然气管道的腐蚀现状

石油天然气管道管道从油气供应点到油气场所，管道所处环境变化万化，输送介质中含有腐蚀性的气体和水.造成了对输气管道的严重腐蚀危害。我国已建成油气长输管道3万余公里，油气集输管道l0万多公里，还有大量城市输气管道，其中60%左右的管道因腐蚀、外力损伤和疲劳等原因，已进入事故多发期。同时城市石油天然气管道的管线趋向于采用无腐蚀的塑料管，但塑料管承受的工作压力较低，特别是在低温条件下，抗拉强度会大大削弱，易老化变脆，所以还不能用作高、中压系统的集输气管线，尤其是在高寒地区的集输管线。因此，管材中钢管仍会占有相当大的比例。另外，我国正在建设和将要建设大量的油气输送管线，未来同样需要加强完整性管理。因此钢制管道腐蚀仍是极待解决的问题和攻关的研究课题。

2.石油天然气管道的腐蚀原因分析

2.1外防腐层腐蚀原因

埋地管道主要是土壤腐蚀。由于土壤具有多相性和不均匀性，并且具有很多微孔可以渗透水及气体，因此不同土壤具有不同的腐蚀性。具体腐蚀原因分析如下：（1）防腐层破损后，随土壤的湿度增加，腐蚀程度增加。防腐层破损后，保温层吸水，使管体长期处于水浸之中，管道腐蚀随土壤含水率增加而增加。（2）防腐层破损后，保温层结构不同，腐蚀程度不同。从管道穿孔统计中发现，防腐层管在外防腐层破损后，泡沫吸水，聚氨酯亲水后产生酸性环境，加剧了管体的腐蚀速度。（3）杂散电流干扰引起的腐蚀，多发生于站库附近，站内管道腐蚀比站外管道严重。分析认为站址附近多为高岗地带，土壤腐蚀因素对管道影响站内、站外基本相同。

2.2壁腐蚀原因

管道的内壁腐蚀的主要影响因素有：

（1）输送介质及腐蚀性杂质含量：根据管输介质含有的腐蚀性杂质的组分及含量，可以预测可能造成的有害影响。

（2）流速：管输介质的流速应控制在腐蚀最小范围，流速的下限应使杂质悬浮在管输介质中，使管道内积存的腐蚀性杂质为最少。流速范围的上限，应使磨蚀、冲蚀和汽蚀为最小。

（3）变径管和盲区：管子大小头应设计成平滑的水力过渡，避免盲法兰、残留管段、支管等构成的死端，避免形成积聚腐蚀性污物的滞流区。

（4）脱氧：含氧的管输介质可导致腐蚀，应考虑除氧，使氧含量降低到容许水平，并做到避免管输过程中空气进入管道。

（5）脱水和露点控制：当管输介质水含量达到可导致有害腐蚀时，应考虑预先脱水，使其水含量降至容许水平。

（6）内覆盖层：内覆盖层要耐蚀，要完整无损，在环焊缝裸露或覆盖层缺陷造成的裸露区部位，会形成大阴极小阳极的不利面积比，从而加速裸露部位的腐蚀穿孔。

2.3微生物腐蚀原因

微生物引起的腐蚀也不可以忽视。微生物对金属的腐蚀，早在本世纪初就已被人们所发现。这类菌是引起金属腐蚀的主要微生物。硫酸盐还原菌属厌氧菌，能还原硫酸盐为硫化物，它们利用有机物为给氢体，在还原硫酸盐的过程中获得能量。

3.石油天然氣腐蚀的防护技术

3.1涂层防护

防蚀涂层作为公认的防护方法已广泛用于埋地管道的腐蚀控制。涂层作为腐蚀控制的第一道防线，其作用是将管体金属基体与具有腐蚀性的土壤环境隔离，同时为附加阴极保护的实施提供必要的绝缘条件。此外，管道涂层在涂装、运转装卸、下沟回填以及投产运行后不可避免会出现缺陷。

3.1.1防蚀涂层

目前用于新建埋地管道的防蚀涂层主要有：复合涂层和环氧粉末。煤焦油瓷漆和石油沥青由于污染环境目前用的很少，用于老管道修复主要是缠带类和液体涂料。

3.1.2复合涂层

通过简单的物理叠合或化学粘结将各具特点的单一涂层材料联为一体，形成综合性能良好的多层涂层系统。包括二层聚乙烯/聚丙烯、三层聚乙烯/聚丙烯等。

3.1.3三层聚乙烯/聚丙烯涂层

三层系统是目前常用的复合涂层，由环氧粉末底层、粘结剂中间层和聚烯烃外护层组成。由于其兼有熔结环氧优异的防蚀性能、良好的粘结性与抗阴极剥离性能以及聚烯烃优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性，从而成为综合性能优异的涂层。三层涂层的主要缺点是施工工艺较复杂：由于中间胶粘剂和外层聚乙烯均采用挤出工艺，焊缝处易形成空鼓，涂层一旦失去粘结，将出现层间分离，产生膜下腐蚀。

3.1.4环氧粉末涂层

环氧粉末由固态环氧树脂、固化剂及多种助剂经混炼、粉碎加工而成，在我国也得到了推广应用，但主要是作为复合涂层的底层。熔结环氧粉末为一次成膜涂层，具有对钢铁强粘结、良好的膜完整性、优秀的耐阴极剥离性能、耐土壤应力、耐磨损、可冷弯等特点，适用于大多数土壤环境，但是对冲击较为敏感，特别是高温条件下吸水率较高，因此不适用于湿热环境和石方段。

3.1.5液体聚氯脂涂层

液体聚氨酯涂料也经常用于管道的涂层修复，能够达到要求的厚度，即1～1.5mm。一般无溶剂产品适合于运行温度高达80℃的管道。无溶剂聚氨酯涂料的优势包括，在几分钟内就可以达到可触摸的干度，几个小时可以完全固化：抗磨损和抗土壤应力的能力强;有非常好的粘结性，但不如环氧树脂的粘结能力好：对阴极保护电流的要求非常低：能抗阴极剥离。

3.2阴极保护

阴极保护应用于管道始于上世纪三十年代，到五十年代中期已成为较成熟的防蚀技术，被世界各国广泛采用。在我国应用也已有五十年的历史。对于埋地管道阴极保护是作为附加保护方式对涂层破损处的管体金属提供防蚀保护的。绝大多数管道工程采用了外加电流阴极保护方式，也有部分管道工程或部分管段采取了牺牲阳极保护方式。阴极保护目前有相应的行业标准可执行，包括设计标准、施工验收规范、运行维护规范及材料标准。

3.3缓蚀剂防护

缓蚀剂保护是在腐蚀环境中，通过添加少量能阻止或减缓金属腐蚀速度的物质以保护金属的方法。采用缓蚀剂防腐蚀，由于使用方便、投资少、收效快，因而对于燃气管道的防腐有很广阔的前景。

4.结语

石油天然气在现代社会经济结构中起着重要作用，由于其环境的复杂性，在输送过程中，备受金属腐蚀问题的困惑，因此，加强对腐蚀及防腐问题的研究，具有重要的经济和社会意义。随着新的材料技术，特别是新型管材、涂层材料的出现和改进，纳米技术及合金技术，都将为天然气输气管道的防腐技术带来新兴的发展。