淺談油氣管道的腐蝕與防護技術

楊德渠

摘 要：腐蝕—直是影響油氣管道系統可靠性及使用壽命的關鍵因素。我國的地下油氣管道投產1～2年后即發生腐蝕穿孔的情況已屢見不鮮。這不僅造成因穿孔而引起的油、氣、水泄漏損失，以及由于維修所帶來的材料和人力上的浪費，停工停產所造成的損失，而且還可能因為腐蝕而引起火災。因此，如何防止埋地管道的腐蝕破壞.長期以來一直是管道工程中的一個重要環節。本文較為系統地闡述了油氣管道腐蝕發生的原因及防護技術。

關鍵詞：油氣管道 ? 腐蝕 ? ?防護

目前我國石油天然氣資源的輸送主要依靠長距離埋地管道來實現，管材一般為鋼制管道。埋地后的鋼制管道因受多種原因而遭到腐蝕和破壞。腐蝕會造成天然氣井油（套）管的斷裂、集輸管線爆破等，破壞正常平穩供氣，影響用戶的生產和生活，腐蝕帶來的危害不僅給國家造成很大的經濟損失，也威脅工作人員的生命安全。因此，對天然氣管道中的腐蝕及如何解決腐蝕的問題進行研究是非常有要的。

1.石油天然氣管道的腐蝕現狀

石油天然氣管道管道從油氣供應點到油氣場所，管道所處環境變化萬化，輸送介質中含有腐蝕性的氣體和水.造成了對輸氣管道的嚴重腐蝕危害。我國已建成油氣長輸管道3萬余公里，油氣集輸管道l0萬多公里，還有大量城市輸氣管道，其中60%左右的管道因腐蝕、外力損傷和疲勞等原因，已進入事故多發期。同時城市石油天然氣管道的管線趨向于采用無腐蝕的塑料管，但塑料管承受的工作壓力較低，特別是在低溫條件下，抗拉強度會大大削弱，易老化變脆，所以還不能用作高、中壓系統的集輸氣管線，尤其是在高寒地區的集輸管線。因此，管材中鋼管仍會占有相當大的比例。另外，我國正在建設和將要建設大量的油氣輸送管線，未來同樣需要加強完整性管理。因此鋼制管道腐蝕仍是極待解決的問題和攻關的研究課題。

2.石油天然氣管道的腐蝕原因分析

2.1外防腐層腐蝕原因

埋地管道主要是土壤腐蝕。由于土壤具有多相性和不均勻性，并且具有很多微孔可以滲透水及氣體，因此不同土壤具有不同的腐蝕性。具體腐蝕原因分析如下：（1）防腐層破損后，隨土壤的濕度增加，腐蝕程度增加。防腐層破損后，保溫層吸水，使管體長期處于水浸之中，管道腐蝕隨土壤含水率增加而增加。（2）防腐層破損后，保溫層結構不同，腐蝕程度不同。從管道穿孔統計中發現，防腐層管在外防腐層破損后，泡沫吸水，聚氨酯親水后產生酸性環境，加劇了管體的腐蝕速度。（3）雜散電流干擾引起的腐蝕，多發生于站庫附近，站內管道腐蝕比站外管道嚴重。分析認為站址附近多為高崗地帶，土壤腐蝕因素對管道影響站內、站外基本相同。

2.2壁腐蝕原因

管道的內壁腐蝕的主要影響因素有：

（1）輸送介質及腐蝕性雜質含量：根據管輸介質含有的腐蝕性雜質的組分及含量，可以預測可能造成的有害影響。

（2）流速：管輸介質的流速應控制在腐蝕最小范圍，流速的下限應使雜質懸浮在管輸介質中，使管道內積存的腐蝕性雜質為最少。流速范圍的上限，應使磨蝕、沖蝕和汽蝕為最小。

（3）變徑管和盲區：管子大小頭應設計成平滑的水力過渡，避免盲法蘭、殘留管段、支管等構成的死端，避免形成積聚腐蝕性污物的滯流區。

（4）脫氧：含氧的管輸介質可導致腐蝕，應考慮除氧，使氧含量降低到容許水平，并做到避免管輸過程中空氣進入管道。

（5）脫水和露點控制：當管輸介質水含量達到可導致有害腐蝕時，應考慮預先脫水，使其水含量降至容許水平。

（6）內覆蓋層：內覆蓋層要耐蝕，要完整無損，在環焊縫裸露或覆蓋層缺陷造成的裸露區部位，會形成大陰極小陽極的不利面積比，從而加速裸露部位的腐蝕穿孔。

2.3微生物腐蝕原因

微生物引起的腐蝕也不可以忽視。微生物對金屬的腐蝕，早在本世紀初就已被人們所發現。這類菌是引起金屬腐蝕的主要微生物。硫酸鹽還原菌屬厭氧菌，能還原硫酸鹽為硫化物，它們利用有機物為給氫體，在還原硫酸鹽的過程中獲得能量。

3.石油天然氣腐蝕的防護技術

3.1涂層防護

防蝕涂層作為公認的防護方法已廣泛用于埋地管道的腐蝕控制。涂層作為腐蝕控制的第一道防線，其作用是將管體金屬基體與具有腐蝕性的土壤環境隔離，同時為附加陰極保護的實施提供必要的絕緣條件。此外，管道涂層在涂裝、運轉裝卸、下溝回填以及投產運行后不可避免會出現缺陷。

3.1.1防蝕涂層

目前用于新建埋地管道的防蝕涂層主要有：復合涂層和環氧粉末。煤焦油瓷漆和石油瀝青由于污染環境目前用的很少，用于老管道修復主要是纏帶類和液體涂料。

3.1.2復合涂層

通過簡單的物理疊合或化學粘結將各具特點的單一涂層材料聯為一體，形成綜合性能良好的多層涂層系統。包括二層聚乙烯/聚丙烯、三層聚乙烯/聚丙烯等。

3.1.3三層聚乙烯/聚丙烯涂層

三層系統是目前常用的復合涂層，由環氧粉末底層、粘結劑中間層和聚烯烴外護層組成。由于其兼有熔結環氧優異的防蝕性能、良好的粘結性與抗陰極剝離性能以及聚烯烴優良的機械性能、絕緣性能及強抗滲透性，從而成為綜合性能優異的涂層。三層涂層的主要缺點是施工工藝較復雜：由于中間膠粘劑和外層聚乙烯均采用擠出工藝，焊縫處易形成空鼓，涂層一旦失去粘結，將出現層間分離，產生膜下腐蝕。

3.1.4環氧粉末涂層

環氧粉末由固態環氧樹脂、固化劑及多種助劑經混煉、粉碎加工而成，在我國也得到了推廣應用，但主要是作為復合涂層的底層。熔結環氧粉末為一次成膜涂層，具有對鋼鐵強粘結、良好的膜完整性、優秀的耐陰極剝離性能、耐土壤應力、耐磨損、可冷彎等特點，適用于大多數土壤環境，但是對沖擊較為敏感，特別是高溫條件下吸水率較高，因此不適用于濕熱環境和石方段。

3.1.5液體聚氯脂涂層

液體聚氨酯涂料也經常用于管道的涂層修復，能夠達到要求的厚度，即1～1.5mm。一般無溶劑產品適合于運行溫度高達80℃的管道。無溶劑聚氨酯涂料的優勢包括，在幾分鐘內就可以達到可觸摸的干度，幾個小時可以完全固化：抗磨損和抗土壤應力的能力強;有非常好的粘結性，但不如環氧樹脂的粘結能力好：對陰極保護電流的要求非常低：能抗陰極剝離。

3.2陰極保護

陰極保護應用于管道始于上世紀三十年代，到五十年代中期已成為較成熟的防蝕技術，被世界各國廣泛采用。在我國應用也已有五十年的歷史。對于埋地管道陰極保護是作為附加保護方式對涂層破損處的管體金屬提供防蝕保護的。絕大多數管道工程采用了外加電流陰極保護方式，也有部分管道工程或部分管段采取了犧牲陽極保護方式。陰極保護目前有相應的行業標準可執行，包括設計標準、施工驗收規范、運行維護規范及材料標準。

3.3緩蝕劑防護

緩蝕劑保護是在腐蝕環境中，通過添加少量能阻止或減緩金屬腐蝕速度的物質以保護金屬的方法。采用緩蝕劑防腐蝕，由于使用方便、投資少、收效快，因而對于燃氣管道的防腐有很廣闊的前景。

4.結語

石油天然氣在現代社會經濟結構中起著重要作用，由于其環境的復雜性，在輸送過程中，備受金屬腐蝕問題的困惑，因此，加強對腐蝕及防腐問題的研究，具有重要的經濟和社會意義。隨著新的材料技術，特別是新型管材、涂層材料的出現和改進，納米技術及合金技術，都將為天然氣輸氣管道的防腐技術帶來新興的發展。