馮繼偉 楊正綱(中國石油天然氣集團公司長慶油田分公司第三采油廠，陜西 西安 710200)

油氣管道是目前最為安全且經(jīng)濟的油氣運輸方式，針對長距離運輸則主要依靠地下埋設管道實現(xiàn)。地下復雜的土壤環(huán)境極易腐蝕管道內(nèi)外壁，由此導致的管道腐蝕穿孔將會帶來嚴重的安全隱患。管道腐蝕因素較多，但本質原因均是管道材質與外界環(huán)境物質接觸后發(fā)生的化學反應導致的。因此，對于石油企業(yè)而言，如何有效運用管道防腐技術避免管道腐蝕是當下重要的研究課題。

1 長輸?shù)芈裼蜌夤艿栏g因素

1.1 化學因素腐蝕

埋設地下的油氣管道多采用中低碳鋼材質，在長期使用過程中受到的化學腐蝕主要有兩方面，一方面是遭受外腐蝕，即受土壤環(huán)境、雨水、溫度等自然條件影響，以及人為破壞等人為條件影響，導致管道外防腐層剝離破壞；另一方面是內(nèi)腐蝕，即油氣中存在的含硫化合物以及雜質對管道內(nèi)的腐蝕，導致管道穿孔?；瘜W因素對油氣管道腐蝕最為嚴重，也極為常見。

1.1.1土壤腐蝕

土壤中含鹽量在2%～5%左右，以Cl－為主，含鹽量的增加會導致金屬腐蝕程度加劇。硫酸鹽還原菌(SRB)廣泛存在于土壤環(huán)境中，可促進SO2-4還原S2-，進而腐蝕鋼鐵。

1.1.2CO2腐蝕

流體的pH 值、流速與壓力、溫度、金屬材質、管材的熱處理、保護膜性質等因素直接影響CO2腐蝕性。同時，流體中含有的HCO－3、Cl－與上述因素相互作用，可加速金屬腐蝕速度。CO2陽極反應機理是Fe陽極氧化過程，陰極反應機理實質上是CO2融于水中電離出H+的過程，為催化或非催化陰極還原反應。

1.1.3 H2S腐蝕

與水接觸后的H2S氣體很可能對金屬管道造成局部甚至全面腐蝕。影響H2S腐蝕的因素，一方面是材料因素，如管材的成分、強度、硬度、表面狀態(tài)、顯微組織等；另一方面為環(huán)境因素，如水分含量、H2S濃度、pH值、Cl－濃度等。

1.2 電化學腐蝕

土壤屬于多相態(tài)復雜混合物，包括空氣、無機鹽、水等，具備電解質的性質[1]。因此易與管道裸露的金屬表面發(fā)生緩慢化學反應。

（1）微觀電池腐蝕：管道金屬中存在或夾雜如熔渣、焊縫、氧化膜等不均勻雜質，在成分復雜的土壤環(huán)境中，易產(chǎn)生電位差而形成“腐蝕電池”。比如，某批次鋼管焊縫熔渣與其主體金屬材料之間電位差0.26～0.31V左右。

（2）宏觀電池腐蝕：主要發(fā)生在區(qū)域內(nèi)土壤受自然因素影響較大或土壤物理、化學性質差異較大的情況下，所產(chǎn)生的條件效應對地下管線電位有直接影響。一般情況下，在含鹽量較高的土壤中埋設管道，其被腐蝕程度相比更為嚴重。若長輸油氣管道同時存在于含鹽量高低程度不同的土壤中，將會形成濃差電池。

1.3 生物腐蝕

主要是因為埋設油氣管道的土壤中存在不同種類的菌類或微生物，其在生長繁殖過程中不斷進行呼吸作用并對元素產(chǎn)生富集作用，由此將一般土壤環(huán)境逐漸轉變?yōu)檩^高腐蝕濃度的環(huán)境。不同于單純的化學腐蝕與電化學腐蝕，生物腐蝕通常影響范圍大且腐蝕速度快，技術人員對其產(chǎn)生的腐蝕處理難度高。眾多微生物中，以鐵細菌和硫酸還原菌為主。其中，鐵細菌屬于好氧菌，可在溶解一定氧氣的水中生存繁殖。而硫酸還原菌為厭氧菌，甚至可以在無氧條件下，將管道表面有機物作為碳源，與之反應產(chǎn)生氫，促進SO2-4還原S2-而得以生存。

1.4 物理腐蝕

通常情況下，土壤腐蝕因素主要為土壤應力腐蝕和油砂沖蝕兩種。土壤應力腐蝕一般存在于油氣管道拐彎、接口或焊縫等位置，易受到流體帶來的熱應力以及土壤應力。同時，管道存在的缺陷以及腐蝕介質共同促進了薄弱部位的腐蝕穿孔速度。而油砂沖蝕是原油自身攜帶粒徑較大泥沙在重力作用下，長期積沉與管道底部，在層流狀態(tài)下，長時間經(jīng)過流體不斷沖刷導致管道內(nèi)壁磨損，久而穿孔。針對長輸油氣管道，此種腐蝕因素應得到高度重視。

2 長輸?shù)芈裼蜌夤艿栏g防護對策

2.1 合理應用涂層保護技術

主要是通過在油氣管道上涂抹防腐涂層的形式，隔開管道與周圍腐蝕環(huán)境，以此降低腐蝕速率。主要分為有機防腐涂層與無機防腐涂層兩大類。

2.1.1有機防腐涂層

具有良好的耐酸性、耐腐蝕性以及絕緣性，不同性質的涂層具有不同的優(yōu)缺點，在制定防護措施時應根據(jù)實際需求以及應用環(huán)境綜合分析。

（1）重油瀝青涂層：優(yōu)點是耐水性優(yōu)良，有良好的附著力可防止表面起皮，來源豐富且成本低廉。缺陷是機械性能和熱穩(wěn)定性較低，易被土壤中細菌破壞，易老化。

（2）煤焦油涂層：優(yōu)點是不易被細菌侵蝕，吸收率低，使用壽命長。缺點是有毒性，污染環(huán)境。

（3）橡膠防腐層：堅固耐用，成本較低，環(huán)保無污染。缺點是易損壞，現(xiàn)場補口層施工難度大。

（4）環(huán)氧煤和瀝青涂層：耐熱、耐磨、耐離散電流。缺點是固化時間長，表面不易涂抹且穩(wěn)定性低。

2.1.2無機防腐涂層

在實際應用中表現(xiàn)出優(yōu)異的耐腐蝕、耐磨、耐熱性能，愈發(fā)受到國內(nèi)外研究關注。但存在生產(chǎn)耗能較高且結合強度不高易脫落等缺陷，限制了其在管道防腐中的廣泛應用。

（1）水泥砂漿涂層：含堿水泥漿易在管道內(nèi)部形成鈍化膜達到防腐目的，且無毒、安全、價廉。

（2）搪瓷涂層：除氫氟酸外，具備抵抗種酸堿的能力，提升防腐整體水平，價格適中。

2.2 耐蝕材料防護技術

合理選擇管道材質，需要綜合考慮流體介質、使用環(huán)境、材料結構、可能發(fā)生的物理或化學反應等因素，還需要注意選材的特殊要求[2]。對于金屬材料的選擇，如在含CO2的油氣田中，可選擇耐腐蝕性較好的9%～12%Cr鉻鐵素體不銹鋼管；若CO2與Cl-共存，選擇23%Cr的鉻錳鎳不銹鋼；選擇鍍鋁鋼材以有效防止SO2和H2S 腐蝕等。對于高分子材料而言，也可應用于管道防腐。如采用玻璃纖維或其制品制成的玻璃鋼纖維，既具備金屬鋼材的強度，又具備優(yōu)良的耐腐蝕、電絕緣、隔熱等特點，在國外被廣泛運用于耐腐蝕管道、耐腐蝕輸送泵等設備中，值得我國借鑒。

2.3 陰極保護技術

主要是通過通電操作在被保護金屬的表面進行陰極極化作用，減緩腐蝕。該項技術現(xiàn)已在我國陜西、大慶、四川等大型油氣田中廣泛應用，包含強制電流法與犧牲陽極保護法兩種。強制電流保護法是通過外部電流作用使管道陰極極化。通常應用于長輸?shù)芈裼蜌夤艿溃Y合防護涂層使用。犧牲陽極保護法是通過電流作用使陽極的活潑金屬優(yōu)先腐蝕溶解，以達到防止管道被腐蝕的目的。

2.4 緩蝕劑技術

主要應用于尤其管道內(nèi)側位置，作為一種化學物質，少量添加于管道內(nèi)部即可降低中性介質、酸性介質和氣體介質等的腐蝕性，具有用量少、效果佳、便捷性等特點，廣泛用于油氣管道以及注采系統(tǒng)中[3]。緩蝕劑種類較多，針對金屬腐蝕的復雜性，實際應用時應將多種緩蝕劑復配使用，效果更為顯著。為使緩蝕劑與管道內(nèi)壁充分接觸，發(fā)揮效用，可在藥劑中加入阻垢劑和殺菌劑，并定期清洗管道內(nèi)沉積物。

2.5 合理選擇管道腐蝕檢測技術

腐蝕檢測可實時掌握管道腐蝕動態(tài)，為驗證防腐措施的有效性以及腐蝕防止措施的制定提供重要依據(jù)，對油氣管道腐蝕的防護有重要意義。

（1）人體電容法：實際應用較為廣泛，對于管道防腐檢測速度較高，對管道腐蝕位置把握較好。該種技術對技術人員業(yè)務能力以及經(jīng)驗要求高，且需要合理選擇檢測信號發(fā)射點位置。

（2）PCM法：即為管中電流繪制法，可精準判定輸送管道腐蝕狀況、防腐層質量以及管道受損位置。該種技術對人員素質要求不高，可節(jié)約部分檢測成本，但檢測結果易受氣溫變化影響，需要酌情選擇。

3 結語

我國各大相關行業(yè)應致力于構建由管道設計、建設施工、投產(chǎn)和運營環(huán)節(jié)組成的全壽命周期內(nèi)腐蝕防控體系，積極引進并運用管道腐蝕保護技術和先進的腐蝕檢測技術，為降低長輸油氣管道腐蝕風險提供有力的技術支持。