埋地油氣管道腐蝕機理研究及防護

林新宇，吳 明，程浩力，，龍世華，王 鵬

（1.遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院，遼寧 撫順 113001；2.中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司，北京 100085； 3.中國石油大學（華東）機電工程學院，山東 東營 257061）

埋地油氣管道腐蝕機理研究及防護

林新宇1，吳 明1，程浩力1，2，龍世華2，王 鵬3

（1.遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院，遼寧 撫順 113001；2.中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司，北京 100085； 3.中國石油大學（華東）機電工程學院，山東 東營 257061）

埋地油氣管道的腐蝕一直是油氣儲運及集輸工程的一個重要問題。分析了埋地油氣輸送管道腐蝕的各種形式及主要腐蝕機理。針對輸油管道的腐蝕問題，從土壤微生物、理化性質以及交流電對管道的腐蝕影響等方面進行了分析。介紹了埋地油氣混輸管道腐蝕防護的方法：加緩蝕劑、外涂層、內涂層和襯里保護、陰極保護法、雜散電流排流保護等。提出要提高油氣輸送管道的使用壽命，就應在合理選擇防腐護方法的同時，加強防腐管道的維護和保養，這些是管道防腐工作的的重中之重。

埋地管道；油氣儲運；油氣集輸；腐蝕防護；陰極保護

石油工業是遭遇腐蝕破壞嚴重的行業之一，隨著我國大慶、遼河、勝利、華北等油田開發進入中后期，采出液綜合含水率逐漸上升，其較高的礦化度高及氯離子含量，加之二氧化碳、硫化氫、溶解氧和硫酸鹽還原菌等微生物以及高溫、高壓、流速流態變化等相互作用，管線設備會造成嚴重得內腐蝕。而土壤、雜散電流、微生物等對埋地管線也會造成很大的外腐蝕問題。油氣管道腐蝕問題遍及油氣開采、儲運等油氣生產的各個環節，已成為制約油氣田安全與降本增效的重要因素。

根據對全國腐蝕調查提供的典型事例資料[1]：中原油田1993年~1999年6年間腐蝕穿孔28 012次，年均近5 000次，直接經濟損失5.7億元；勝利油田腐蝕問題造成的管道提前報廢更換率為2.5%，每年至少需要換修 400 km左右的管線才能確保生產安全。由此可見，腐蝕給石油工業帶來了巨大的經濟損失，且污染環境，危害極大，如有不慎，還會造成災難性的事故。因此研究管道腐蝕機理，制定相應的保護措施，延長管道的使用壽命，使之安全、平穩地運行對于石化行業顯得尤為重要。

1 管道腐蝕腐蝕形態及機理

1.1 埋地管道的腐蝕形態

根據管道失效的特點可以把腐蝕缺陷分為均勻腐蝕、局部腐蝕和點腐蝕三大類[2]。均勻腐蝕是指腐蝕均勻分布于整個金屬表面，即腐蝕面比較大，而且腐蝕深度比較均勻，沒有大的突變。這種腐蝕缺陷的失效形式主要考慮破裂失效；局部腐蝕是指腐蝕集中在金屬表面某些區域（其它區域則幾乎不受腐蝕或輕微腐蝕），其失效形式也主要是破裂失效；點腐蝕是指腐蝕以小孔的形式分布于管道表面，表面積比較小，且其直徑與深度尺寸相近，點蝕的失效形式是穿孔泄漏失效。

以上三種腐蝕形態的示意圖[3]見圖1。

圖1 腐蝕形態示意圖Fig.1 Schematic diagram of corrosion morphology

埋地長輸管道的腐蝕以外腐蝕為主，大面積均勻腐蝕的情況較為少見，多表現為局部腐蝕和點蝕。

1.2 腐蝕機理

鋼質的腐蝕可分為兩類[4]：化學腐蝕與電化學腐蝕。化學腐蝕是酸液對鋼質的氧化反應；電化學腐蝕實質上是一種存在于電解質溶液中的氧化還原化學反應，即電化學反應。油田設施周圍環境能提供滿足此類化學反應所需的條件，如含有多種無機鹽離子的地層水、注入水充當了電解質的作用，構成了類似于原電池的結構。于是在電解質溶液中的其它離子或物質的作用下，陽極表面的鐵原子失去電子成為離子進入電解質溶液，電子流動到陰極表面被溶液中的氧化性物質消耗，從而實現了腐蝕。

在腐蝕開始后，在防腐層縫隙內的腐蝕介質很難流通，氧在土質中向腐蝕縫隙中擴散受阻，致使縫隙深處和淺處或防腐層破損處之間形成一個宏觀的氧濃差電池。縫隙深處是濃差電池的陽極，淺處或防腐層破損處為陰極，在陽極有 Fe→Fe2++2e的溶解反應，陰極有 O2/2+H2O+2e→2OH-的反應，顯然陰極受到了保護。這就是管壁漏電部分(即防腐層脫落處)沒有嚴重腐蝕，而周圍剝離的防腐層下縫隙內管外壁腐蝕嚴重的原因[5]。

陰陽極分離，腐蝕產物以及鹽晶的堆積，進一步阻滯了外界的陰極保護，同時形成了具有催化作用的閉塞電池，閉塞電池的形成標志著腐蝕進人了發展階段，以后縫隙內的金屬陽離子就更難以擴散、遷移出去。

隨著Fe2+，Fe3+離子在縫隙內的積累，造成縫隙內正電荷過剩。土壤中的 Cl-與 Fe2+，Fe3+離子結合并被水解，使腐蝕介質微觀局部酸化，腐蝕速度加快，然后腐蝕環境又會進一步酸化，因而形成一個自催化過程。腐蝕速度隨著時間的推移而加快，這就是埋地管道腐蝕速度比既沒有防腐層保護又沒有陰極保護的試驗埋片的腐蝕速度大的原因。

1.3 管道的典型腐蝕類型

金屬腐蝕是一個十分復雜的過程。首先是環境介質的組成、土壤微生物、理化性質等千差萬別，土壤的含水量、含鹽量、pH值等都會對腐蝕產生巨大影響[6]；其次是金屬材料的化學成分、組織機構、表面狀態各式各樣；另外金屬材料受力狀態、交直流電干擾、輸送液體的性質等，都是造成金屬腐蝕的重要因素。

1.3.l 土壤的微生物腐蝕

當埋地管道的有點狀腐蝕時，會出現黑色硫化亞鐵圍著白色糊狀氫氧化亞鐵的現象，這是管道下面一般都存在著硫酸鹽還原[1]。這類細菌喜好透氣性差、潮濕、有硫酸鹽和腐爛植物的有機質的土壤。鋼管與土壤中的水分接觸時，發生反應在鋼管表面形成一層很薄得保護膜，當氧耗盡時，這個過程停止，當有厭氧菌存在時，反應會繼續進行。細菌將硫酸鹽還原成硫化物，其與鋼管表面形成的氫膜相互作用，消耗掉氫膜從而使得金屬溶解，造成管道腐蝕失效。

1.3.2 土壤氧氣濃度差腐蝕

埋地管道因土壤密度的差異，導致管道周圍氧氣濃度存在不同，氧濃度差是引起管道局部腐蝕的主要因素之一，其作用機理為[7]：由于輸送介質中氧的含量不同，氧濃度差產生電位差，貧氧區的管道電極電位較負，則構成電池的陽極而加速腐蝕；富氧區的管道電極電位較正，則構成電池的陰極，從而減緩腐蝕。對于大口徑管道，由于管道頂部土壤較干燥，透氣性良好，而管道底部較潮濕，透氣性差，因此管道底部的對地電位低于管道頂部的電位，底部形成了陽極區域而發生腐蝕，管道腐蝕多發生在管道的2～4點鐘和8~10點鐘位置。

1.3.3 交流電對管道的腐蝕影響

在管道大修的中，常會發現位于電流干擾處（變電所附近或高壓線下）的金屬管道較其它管段腐蝕嚴重，且大部分為點蝕，嚴重的出現滲油，瀕臨穿孔。實驗發現[7]有交流電存在時，碳鋼腐蝕電位向活化的方向移動，而且電位值隨著電流密度的增大而增大。同時交流電還使鈍化電流密度增加，而這種情況又與向溶液中增加氯離子的濃度反應相類似。這是因為氯離子的增加將會生成大量的氯化鈉，直接溶解金屬表層的鈍化膜，多數自然條件下的點蝕正是氯離子造成的。

1.3.4 管道應力腐蝕和疲勞腐蝕

工藝管道在高溫、高壓工況下運行，工藝流程切換頻繁，會導致管道應力分布不均。當管道防腐層大修時，管道的自然下沉會造成個別部位應力集中。

1.3.5 金屬材料不均勻性腐蝕

管材的不均勻性會造成電位差，改造后的管道的金屬材料與原管材金屬在成分上存在著差異，即產生了電位差。另外，由于個別管段改線，新老不同材質的管道相連，新管道的電位比16Mn鋼管道的電位負，會產生電位差而形成陽極區域，易發生管體腐蝕，因此要隨時跟蹤管道的腐蝕狀況[7]。

1.3.6 其他原因腐蝕

石油的主要組成是各種烷烴，環烷烴和芳香烴等，它們并不腐蝕金屬設備，但是石油中若含有雜質，如無機鹽、硫化物、氮化合物、有機酸、氧、二氧化碳和水分等，盡管含量很少，危害卻很大。因為它們在加工過程中有些本身是腐蝕性的介質，另一些也會在加工過程中轉化為腐蝕性介質。此外，在原油煉制中加入的水分，氫氣及酸堿化學藥品也會形成腐蝕介質，從而加速設備的腐蝕[8]。

2 輸油管道腐蝕控制

2.1 藥劑防腐技術

2.1.1 加殺菌劑

此方法成本低，效果較好，既可在單井井口加，也可以在管道系統內加。在一些以SRB腐蝕為主的油套管內，加殺菌劑可有效防腐。

2.1.2 加緩蝕劑

加緩蝕劑是減少腐蝕的主要方法之一，大部分緩蝕劑具有成本低、性能穩定、功能性強、效果明顯的特點。不同的緩蝕劑各有不同的作用機理，緩蝕劑通過氧化反應、沉淀反應或吸附作用，產生氧化膜、沉淀膜、吸附膜阻止鋼鐵的腐蝕。例如，針對地層水含HS、CO2等酸性氣體和強酸弱堿鹽而引起的腐蝕，酸性介質緩蝕劑可有效地抑制腐蝕[9,10]。由于酸性介質(如 H2S)遇水電離出腐蝕性的 H+，H+當遇到此類緩蝕劑時，與緩蝕劑形成帶正電性的有共軛電對的物質，此物質能在鋼鐵表面吸附，使表面帶正電，排斥了酸中的H+靠近鋼鐵表面，從而使腐蝕受到抑制，如一些含氮、含氧、含硫化合物，都屬于此類緩蝕劑。

2.2 表面處理技術

良好的基層是防腐工程的基本保證。金屬管道壽命在很大程度上取決于防腐質量，防腐質量又在很大程度上取決于涂層與基體的粘接程度，而粘結程度又取決于管道表面處理質量。在除銹質量、涂層厚度和施工條件諸因素中，除銹質量對整個防腐質量和管道使用壽命的影響是最大的[11]。長期生產實踐證明：除銹質量好的比除銹質量差的或未經除銹處理的防腐涂層的使用壽命要長3~5倍。因此，在防腐施工之前，必須將鋼管、容器表面的氧化皮、鐵銹徹底除掉。

2.3 涂層防腐蝕技術

2.3.1 外涂層防腐

外涂層采用外涂層使鋼管與土壤等腐蝕環境隔絕是埋地管道防腐的基本手段[12]，包括：①熔結環氧粉末(FBE)防腐層；②雙層、三層PE防腐層；③雙層環氧粉末防腐層；④煤焦油瓷漆防腐層；⑤石油瀝青防腐層；⑥HPCC涂層體系。

2.3.2 內涂層和襯里保護技術

內涂層和襯里保護較常用的內涂層有聚乙烯粉末涂層、環氧樹脂粉末涂層[13]。也有采用可耐 300℃左右高溫的熱噴玻璃防腐的新工藝，使管內的硫化氫等酸性氣體無法與碳鋼接觸[14]。采用環氧液體涂料內擠涂工藝以及環氧粉末涂裝，可對遭受嚴重腐蝕的管道進行返修。

2.4 陰極保護法

陰極保護有兩種方法[15]：犧牲陽極法和強制電流保護法。對于大口徑的長輸管道，國內多采用強制電流為主、犧牲陽極為輔的陰極保護方法。為防止陰極保護電流的流失，在工藝站場的管道進、出口處設置電絕緣裝置。為防止管道防腐蝕層或絕緣接頭遭受雷擊或電力故障而引起破壞，在絕緣接頭位置安裝鋅接地電池。在大型河流穿越段的兩岸邊各安裝一組鋅合金犧牲陽極以加強保護[1]。

3 結 論

埋地管道所處的土壤環境比較復雜，管道內輸送具有腐蝕性質的帶溫帶壓的油氣介質，防腐難度不容小視，而且對應的管道防腐方法也多種多樣。對于不同的腐蝕原因，需要選擇適當的腐蝕防護方法，選擇不當將會造成嚴重的后果。然而，無論采用哪種防腐護技術都不會是一勞永逸的。隨著管道埋地時間的增加，防腐涂料也會逐漸老化，加上管道內外的各因素的變化，腐蝕會成為管道破壞的主要根源。總之，為提高油氣輸送管道的使用壽命，在合理選擇防腐涂層及防腐方法的同時，加強防腐管道的施工、維護和保養水平是重中之重。

[1] 石仁委，龍媛媛.油氣管道防腐蝕工程[M].北京：中國石化出版社，2008：33.

[2] Fu，Jones. Failure of Spirla Corrosion in Pipeline[J]. ASME OMAE 13th.Int. Conf Of Mech. Arctic Engr Houston,1994，(5)：1-8.

[3] 程遠鵬，白羽，李小艷.埋地輸油管道腐蝕剩余壽命預測[J].壓力容器，2009，26(2)：31-32.

[4] 王玉春.綏靖油田腐蝕現狀及腐蝕機理研究[J].榆林學院學報，2009，19(2)：63-64.

[5] 王平.對有陰極保護措施的埋地輸油管道腐蝕現象的分析[J].油氣儲運，1991，10(2)：33.

[6] 付麗，吳明.慶鐵線埋地原油管道沿線土壤腐蝕性評價[J].當代化工，2009，38(4)：397-399.

[7] 王書浩，孟力沛.秦京輸油管道腐蝕機理分析及腐蝕檢測[J] .油氣儲運，2008，27(2)：36-39.

[8] 傅玉華，周漢平，周吐清，等.石油化工設備腐蝕與防治[M].北京：機械工業出版社，1997.

[9] 楊懷玉，曹殿珍，陳家堅，等.CO2飽和溶液中緩蝕劑的電化學行為及緩蝕性能[J]．腐蝕科學與防護技術，2000，7(12)：211-214.

[10] 朱景龍，孫成，王佳，等.CO2腐蝕及控制研究進展[J]．腐蝕科學與防護技術，2007，19(5)：350-353.

[11] John E Strutt, Keith Alis opp, David Newman，Christophe Trilfe Reliability Prediction of Corroding Pipelines[J].1996OMAE-VolumeV,Pipeline Technology, ASME 1996：495-509.

[12] 王志剛．腐蝕控制技術在勝利油田地面工程中的應用:山東石油學會第三屆腐蝕與防護技術學術交流會論文集[C].2002.

[13] 胡洪宣，李明.埋地油氣混輸管道的腐蝕機理與防護研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報)，2008，30(6)：367-368.

[14] 張寶嶺，陳玉華，孟凡剛,等.管道無機非金屬防腐涂層研究現狀[J].管道技術與設備，2005(2)：36-38.

[15] 劉海.長輸管道犧牲陽極保護的設計[J].石化技術，1999，6(2)：101-109.

Corrosion Mechanism of Buried Oil Pipelines and Protection

LIN Xin-yu1，WU Ming1，CHENG Hao-li1,2，LONG Shi-hua2WANG Peng3
(1. College of Petroleum Engineering, Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001, China；2. China Petroleum Engineering Co., Ltd. Beijing Company, 100085, China 3. China university of petroleum（East-China），Shandong Dongying 257061, China）

The corrosion of buried oil and gas pipeline has always been a problem for oil and gas storage and transportation and oil-gas gathering. In this paper, main corrosion forms of buried pipelines and the corrosion mechanism were analyzed. Then effects of soil microorganism, soil physical and chemical properties and alternating current on pipeline corrosion were also analyzed. Some methods of corrosion protection were introduced, such as adding inhibitor, external coating, internal coating and lining protection, cathodic protection, stray current protection and so on. To solve the corrosion problem , the methods of corrosion protection must be selected reasonably, and maintenance of the pipeline must be strengthened, which is the key work in pipeline anticorrosion.

Buried pipeline；Oil and gas storage and transportation；Oil-gas gathering.；Corrosion protection；Cathodic protection

TE 973

A

1671-0460（2011）01-0053-03

2010-10-01

林新宇（1979-）,男，遼寧撫順人，2003年畢業于遼寧科技大學，現為遼寧石油化工大學在讀碩士，研究方向：油氣管道完整性技術研究。Linxinyu119@126.com。