長距離埋地油氣管道沖蝕腐蝕問題研究

中圖分類號： TQ050.9⁺6 文獻標志碼：A 文章編號：1001-5922（2025）10-0148-04

Research on erosion corrosion of long-distance buried oil and gas pipelines

FENG Jiaxin （East China Design Institute，Pipe China Engineering Technology Innovation Co.，Ltd.，Xuzhou 221008， Jiangsu China）

Abstract：Aiming at the erosion corosion problem oflong-distance oil and gas pipelines，thecorrosion problem of long-distance oil and gas pipelines is analyzed by taking theburied pipelines with serious corrosion in anoilfield company as the research object.The research results show thatthe cathodic protection potential and the temperatureof crudeoilare the mainfactors affecting thecorrosionefficiencyofburied pipelines，andtoohightemperature and too negative applied potential can accelerate the corrosion ofoil and gas pipelines.For pipelines with damaged coating，cathodic protection current shielding is the main factor causing corrosion of buried pipelines.Thecorrosionlawis thatthe greaterthe distance fromthedamaged position，the greaterthecathodic protection shielding effect；the higherthe temperature，the smaller the shielding efect.Cathodic protection is applied to the damaged partof the anticorrosive coating，and the distal end cannot reach the protection potential.The environmental conditionsonthe metal surface are more stringent andthecorrosionrate is higher.Finall，the anticorrosion efficiencyof buried pipelines canbeeffctively improved bydirectly installing sacrificialanodes inside theinsulationlayerand combining anticorrosion with solid corrosion inhibitors.

Key words：corosion of oiland gas pipelines;cathodic protection;cathodic shielding；damage to the anti-corrosion layer；shielding effect

長距離油氣管道長期在復雜的環境中服役，內有高速流動的油氣介質，外有土壤、地下水等環境因素的影響，很容易發生沖蝕腐蝕。這種沖蝕腐蝕會導致管道產生破壞，引發油氣泄漏，不僅會造成能源的浪費，還會對環境造成嚴重污染。對此，薛佳等1針對油氣儲運工程中管道的防腐問題進行分析與研究，為油氣管道的防腐提供參考；熊金山等2通過考察腐蝕因素，腐蝕產物的微觀形貌和物相組成，對某輸油管段腐蝕原因進行了詳細分析，為評估管道風險，制定風險消減措施和預防性維修方案提供了參考；夏季等3提出了Ifuzzy-DEMATEL風險評估方法對埋地油氣管道外腐蝕風險進行評估，并通過試驗證明了該方法的有效性，為油氣管道外腐蝕防控提供理論參考；安鵬飛4通過分析了土壤腐蝕、電化學腐蝕等多種腐蝕機制，并討論了絕緣層防腐、電保護防腐技術以及其他防腐技術的應用與實踐，為相關工程提供了理論與實踐指導。

以上學者的研究為長距離油氣管道沖蝕腐蝕問題提供了參考，但在長距離油氣管道沖蝕腐蝕防治方面還有待進一步研究。基于此，本實驗以新疆某油田公司腐蝕嚴重的埋地管道為研究對象，對長距離油氣管道腐蝕因素、規律等進行具體分析。

1試驗部分

1.1 材料與設備

主要材料：低碳鋼片（20#，安平縣萬勛金屬絲網制品有限公司）；丙酮（AR，山東鑫贏舜新材料有限公司；無水乙醇（AR，蘇州恒碩化工有限公司）；瀝青玻璃絲布（工業級，廊坊興邦防腐保溫材料有限公司）。

主要設備：K051型電化學三電極體系（上海錦錨工業科技有限公司）；HWX-800型恒溫水浴箱（無錫四聯科技有限公司）；DJS-292型恒電位儀（青島明博環保科技有限公司）。

1.2 陰極保護試驗

（1）選擇埋地管道所用鋼材20#低碳鋼片為金屬基體進行試驗。在進行試驗前，依次用不同目數砂紙打磨后用乙醇充分洗滌，然后置于陰涼干燥處自然風干；

（2）對鋼片進行噴砂后，在鋼片表面覆蓋瀝青玻璃絲布作為防腐層，并模擬埋地管道防腐層破損對防腐層進行人為破壞。試驗采用電化學三電極體系對埋地管道材料腐蝕原因進行分析。以覆蓋有防腐層的鋼板為工作電極，高純度石墨電極為輔助電極，Cu/CuS0₄ 為參比電極，通過恒溫水浴箱進行加熱和保濕。以模擬現場土壤溶液作為試驗介質，采用恒電位儀對試樣進行陰極保護。

2 結果與分析

2.1 陰極保護腐蝕因素分析

2.1.1 電位的影響

受埋地輸油管道復雜的服役環境影響，采用聯合防腐對管道進行防腐。但聯合防腐在實際應用中可能受電位的影響，出現過度保護的現象，影響防腐層與金屬基底間的結合力，使防腐層失效的速度[5]。通過電化學阻抗譜圖研究電位對陰極保護防腐效果的影響，結果如圖1所示。

由圖1（a）可知，經過模擬現場土壤溶液浸泡30d后，防腐層的防腐性能開始下降，防腐層阻抗但仍大于臨界值 10⁵Ω?cm² ，此時，防腐層對基底金屬仍有較好的保護作用[67]。由圖1（b）可知，施加-1.5V陰極保護30d的容抗弧半徑明顯低于浸泡初期容抗弧半徑，防腐層的防腐性能急劇下降，阻抗明顯低于臨界值，保護作用基本失效。這是施加過負的電位造成的過保護狀態，防腐層與金屬基底粘合力快速下降，降低了防腐層對金屬基底的防護作用[8-9]。

2.1.2 原油溫度的影響

在埋地管道服役的過程中，往往需要運輸高溫狀態下的原油，而原油溫度也是影響防腐層對金屬基底的防護作用的主要因素。試樣在不同溫度模擬現場土壤溶液中浸泡30d的EIS圖如圖2所示。

由圖2可知，試樣在高頻區容抗弧半徑隨溫度的增加而減少，說明原油溫度越高，聯合防腐對金屬基底的防護作用越差。分析其原因在于，高溫會明顯增加電化學的反應速度，提升金屬腐蝕速率，這就導致陰極保護需要的電流密度增加，保護電位將無法達標，防腐作用下降。同時，在高溫條件下，犧牲陽極消耗加速壽命縮短，電氣元件老化導致電流傳輸中斷，導致陰極保護失效[10-11]。不僅如此，高溫還會提升鋼材與涂層間的熱膨脹系數差異，促進腐蝕介質穿透涂層微孔，界面熱應力積累引發涂層剝離，介質滲透加劇誘發點蝕，降低了防腐層對金屬基底的防護作用[12-13]

2.2腐蝕管道保護實例

2.2.1 工程概況

以某油田公司在特殊環境中使用最多的一條埋地管道為研究對象。內部工況：輸送介質為稠油，出站溫度為 65～90% ，進站溫度為 55～75% ；外部工況：防腐層破損后，管道與土壤直接接觸，因此管道的腐蝕程度受土壤腐蝕性影響。

對目標管道陰極保護現狀進行調研分析，目標管道局部區域存在欠保護現象，其有效保護率約為77.5% 。由此看出，該公司保溫管道陰極保護表現良好，但在某些管段埋地管道保溫層、防護層對陰極保護電流產生了屏蔽，造成防腐層失效，當防護層破損、保溫層進水后，導致管道的腐蝕。

2.2.2 陰極保護屏蔽條件下的腐蝕機理分析

根據上述結果，陰極屏蔽是導致埋地管道腐蝕嚴重的主要因素，固定施加陰極極化電位為 -300V 進一步開展試驗，分析陰保屏蔽條件下的腐蝕機理，結果如圖3所示。

由圖3可知，與破損位置的距離越大，其陰極保護屏蔽效應越大；溫度越高，屏蔽效應越小。這是因為防腐層破損，金屬基體暴露，使其形成低電阻通道，陰極保護電流優先流向破損的位置；距離破損點越遠，電解質電阻越大，出現較明顯的電流衰減，導致遠端電位無法達到保護閾值。同時，電流從陽極向破損點集中，電流強度也明顯衰減，遠端區域極化不足，形成“屏蔽區”，屏蔽效應較大。而溫度對屏蔽效應的影響在于，溫度越高，土壤的電阻率越低，電流傳輸效率提升，保護電流更易擴散。同時，高溫可有效加速電解質離子運動，歐姆極化損失減少，距離引起的電流衰減效應被削弱，屏蔽效應越小[1415]。

2.2.3 施加陰極保護對腐蝕速率的影響

在同樣的試驗條件下，對埋地管道施加陰極保護，以不施加陰極保護的管道為對照，觀察施加陰極保護對埋地管道腐蝕速率的影響，結果如圖4所示。

由圖4可知，陰極保護只對距離破損點較近的位置起到有效保護。這是因為陰極保護電流優先通過防腐層破損點流入管道，使該區域金屬表面充分極化至保護電位，抑制金屬離子溶出，腐蝕速率顯著降低，同時，破損點暴露的金屬在陰極電流作用下由原陽極轉化為陰極，終止局部腐蝕反應。隨距離破損點位置的增加，土壤的電阻也明顯增加，陰極保護電流衰減，遠端無法達到保護電位，金屬表面環境條件更加嚴苛，腐蝕速率更高。

2.3 埋地保溫管道腐蝕防治措施研究

目前關于埋地保溫管道腐蝕防治措施研究通過直接安裝犧牲陽極和采用固體緩蝕劑防腐聯合進行。改進陰極保護實施方式為在保溫層內部直接安裝犧牲陽極，該方法的優點在于，使保護電流直接在鋼管表面釋放，避免穿透高阻保溫層，徹底解決電流屏蔽的問題，保護效率提升至 95% 以上。無需外部電流導人，避免對鄰近金屬構筑物產生雜散電流干擾，對復雜工況條件的適應性較高。缺點為：安裝工藝較為復雜，需預加工保溫層開槽/鉆孔，陽極與鋼管連接電纜貫穿保溫層，存在密封失效風險。陽極消耗后更換需破壞保溫層，維護成本較高。

采用固體緩蝕劑防腐的優點在于，固體緩蝕劑通過高溫熔融成型在管道內緩慢溶解，實現長效緩釋，維持周期較長。同時，固體緩蝕劑可嵌入保溫層間隙或預置在防腐層與鋼管之間，直接作用于金屬表面，解決傳統液體緩蝕劑因保溫層阻隔導致的擴散不均問題，還不干擾陰極保護系統。固體緩蝕劑表現出良好的高溫適應性，滿足埋地管道高溫段的使用要求。缺點在于，固體緩蝕劑成本較高，僅推薦用于保溫層破損區。且需在管道鋪設時預埋或后期鉆孔注入，對已建管道改造難度大，鉆孔可能破壞外防腐層完整性。

3結語

以新疆某油田公司腐蝕嚴重的埋地管道為研究對象，對長距離油氣管道腐蝕問題進行分析，具體結論如下：

（1）施加過負的陰極保護電位會導致試件出現過保護狀態，防腐層出現陰極剝離，降低防腐層的防護作用;

（2）高溫會明顯增加電化學的反應速度，提升鋼材與涂層間的熱膨脹系數差異，陰極保護失效，涂層剝離誘發點蝕，降低了防腐層的防護作用；

（3）防腐層破損，金屬基體暴露，陰極保護電流優先流向破損的位置；電解質電阻隨距離破損點的增加而增加，電流衰減，形成“屏蔽區”；

（4）土壤的電阻率隨溫度的增加而降低，提升了電流傳輸效率。高溫可有效加速電解質離子運動，歐姆極化損失減少，屏蔽效應減小;

（5）對防腐層破損點施加陰極保護，反而加速了腐蝕介質對埋地管道的腐蝕;

（6通過在保溫層內部直接安裝犧牲陽極和與固體緩蝕劑聯合防腐可有效提升埋地管道的防腐效率。

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