长输油气管道的腐蚀防护与检测探讨

张立新

摘 要：随着国家经济的快速发展，对于油气资源需求越来越多。在油气企业发展中，油气集输管道是非常重要的一部分，如果出现腐蚀问题，就会对集输管道传输工作效率造成很大影响，对油气生产企业的经济效益造成影响。所以在对油气资源开采中，需要对集输管道内腐蚀问题进行深层次的分析，然后制定有针对性的防护措施，才能更好地保证油气生产企业稳定发展。

关键词：长输油气管道;腐蚀防护;检测

我国主要采用油气管道作为长距离油气运输方式，但因油气管道埋于地下，环境因素较为复杂。因此，文章就长输地埋油气管道腐蚀问题加以研究，从输送介质、输送工艺等方面介绍影响油气管道的主要腐蚀因素，并结合国内外研究情况，对长输地埋油气管道腐蚀控制标准以及防护技术进行探讨，提出相应防护对策，旨在提升管道防腐工作质量，促进油气管道建设。

1 长输地埋油气管道腐蚀因素

1.1 化学因素腐蚀

埋设地下的油气管道多采用中低碳钢材质，在长期使用过程中受到的化学腐蚀主要有两方面，一方面是遭受外腐蚀，即受土壤环境、雨水、温度等自然条件影响，以及人为破坏等人为条件影响，导致管道外防腐层剥离破坏;另一方面是内腐蚀，即油气中存在的含硫化合物以及杂质对管道内的腐蚀，导致管道穿孔。化学因素对油气管道腐蚀最为严重，也极为常见。①土壤腐蚀。土壤中含盐量在2%～5%左右，以Cl-为主，含盐量的增加会导致金属腐蚀程度加剧。硫酸盐还原菌（SRB）广泛存在于土壤环境中，可促进SO2-4还原S2-，进而腐蚀钢铁;②CO2腐蚀。流体的pH值、流速与压力、温度、金属材质、管材的热处理、保护膜性质等因素直接影响CO2腐蚀性。同时，流体中含有的HCO-3、Cl-与上述因素相互作用，可加速金属腐蚀速度。CO2阳极反应机理是Fe阳极氧化过程，阴极反应机理实质上是CO2融于水中电离出H+的过程，为催化或非催化阴极还原反应;③H2S腐蚀。与水接触后的H2S气体很可能对金属管道造成局部甚至全面腐蚀。影响H2S腐蚀的因素，一方面是材料因素，如管材的成分、强度、硬度、表面状态、显微组织等;另一方面为环境因素，如水分含量、H2S浓度、pH值、Cl-濃度等。

1.2 电化学腐蚀

土壤属于多相态复杂混合物，包括空气、无机盐、水等，具备电解质的性质。因此易与管道裸露的金属表面发生缓慢化学反应。①微观电池腐蚀：管道金属中存在或夹杂如熔渣、焊缝、氧化膜等不均匀杂质，在成分复杂的土壤环境中，易产生电位差而形成“腐蚀电池”。比如，某批次钢管焊缝熔渣与其主体金属材料之间电位差0.26～0.31V左右;②宏观电池腐蚀：主要发生在区域内土壤受自然因素影响较大或土壤物理、化学性质差异较大的情况下，所产生的条件效应对地下管线电位有直接影响。一般情况下，在含盐量较高的土壤中埋设管道，其被腐蚀程度相比更为严重。若长输油气管道同时存在于含盐量高低程度不同的土壤中，将会形成浓差电池。

1.3 生物腐蚀

主要是因为埋设油气管道的土壤中存在不同种类的菌类或微生物，其在生长繁殖过程中不断进行呼吸作用并对元素产生富集作用，由此将一般土壤环境逐渐转变为较高腐蚀浓度的环境。不同于单纯的化学腐蚀与电化学腐蚀，生物腐蚀通常影响范围大且腐蚀速度快，技术人员对其产生的腐蚀处理难度高。众多微生物中，以铁细菌和硫酸还原菌为主。其中，铁细菌属于好氧菌，可在溶解一定氧气的水中生存繁殖。而硫酸还原菌为厌氧菌，甚至可以在无氧条件下，将管道表面有机物作为碳源，与之反应产生氢，促进SO2-4还原S2-而得以生存。

1.4 物理腐蚀

通常情况下，土壤腐蚀因素主要为土壤应力腐蚀和油砂冲蚀两种。土壤应力腐蚀一般存在于油气管道拐弯、接口或焊缝等位置，易受到流体带来的热应力以及土壤应力。同时，管道存在的缺陷以及腐蚀介质共同促进了薄弱部位的腐蚀穿孔速度。而油砂冲蚀是原油自身携带粒径较大泥沙在重力作用下，长期积沉与管道底部，在层流状态下，长时间经过流体不断冲刷导致管道内壁磨损，久而穿孔。针对长输油气管道，此种腐蚀因素应得到高度重视。

2 油气集输管道内防腐措施

为了保证油气集输管道安全稳定运行，需要采取合理的措施防治油气集输管道出现内腐蚀问题，促进石油行业的发展。

2.1 涂料涂装工艺

在油气集输管道运行中，为了对内壁腐蚀问题进行预防，可以采用涂料涂装工艺。在对油气集输管道内壁防腐处理中，所选用的涂料质量和防腐效果有很大关系，所以需要严格按照相关标准进行涂料选择。在对油气集输管道内壁防腐中，需要严格遵循涂层系统规定，对于动力工具依照SIS055900-St3的标准进行，然后用砂轮机进行打磨平整，对焊接遗留的氧化皮和飞溅进行合理处理。在进行刷涂的时候，需要刷掉下垂，促使膜厚度均匀，形成平滑的涂层效果，更好地应对油气集输管道内壁腐蚀问题。

2.2 阴极保护法

在油气集输管道内壁防腐中，阴极保护法是常用的一种方法。阴极保护法可以分为牺牲阳极法和强制电流法。由于油气集输管道处于密闭状态，所以在进行阴极保护中常常受到空间的限制。在油气集输管道设计时，需要对阴极保护过程中产生的氧气和氢气进行重新考虑，如果没有进行充分考虑，就可能会导致出现安全问题，不利于油气集输管道安全稳定运行。

2.3 添加缓蚀剂

在油气集输管道内壁防腐中，通过添加缓蚀剂，可以有效降低油气集输管道内壁腐蚀问题的发生，更好地对油气集输管道进行保护。缓蚀剂是一种能够有效降低集输管道内壁腐蚀问题的材料，通过添加到管道内，可以在油气集输管道内壁腐蚀区产生蚀剂膜，可以很好地把腐蚀气体和内壁进行有效隔离，达到降低腐蚀效果。添加缓蚀剂在油气集输管道应用中，需要制定科学的方案，保证缓蚀剂能够进入到腐蚀区，达到对管道内壁腐蚀保护的效果。

3 长输油气管道的腐蚀检测

3.1 变频选频防腐蚀检测法

该种方法主要是对埋地长输管道的防腐层绝缘电阻进行测量的技术，该测量技术的应用能够测量出管道防腐蚀隔离层的质量是否与相关标准相符合，并且该种方法已经被纳入到了石油天然气建设部的行业标准中了。此种方法在具体的应用中，具有方便、快捷、准确性高、真实、重现性好等问题特点，所以可以对管道内的每一段方式情况进行查看，并据此来对管道的防腐蚀效果进行评估。但是此种方法在具体的应用过程中是无法很准确地得出绝缘层中具体的电阻值的，所以无法很好地对管道中细节部位的腐蚀情况进行检测。

3.2 人体电容法

此种方法作为长输油气管道防腐检测的重要方式，具有检测效率高的特点。实际上人体是具有一定电容的，而在管道出现腐蚀问题后采取这一方法能够快速地找到损坏的地方，并对其进行精准地定位。但是此种方法在具体的应用过程中对于操作人员的要求是很高的，要求其必须要具备先进的经验和操作的技术操作流程，这样才能够保证信号的传输过程中，可以更加准确地选定发射的地点。

3.3 PCM+的方法

此种方法是利用英国雷迪的管道防腐层状况检测仪器，对腐蚀层的具体情况进行精准地定位，然后对任何一个长度的管道防腐蚀情况进行评估。此种方法的应用可以快速地定位并对防腐层的故障进行有效地测量，以此来节约人力、物力与财力、该种方法是一种新型的仪器，可以在不同材质、不同管径、不同防腐绝缘材料埋地管线中应用。但是此种方法作为一种新型的技术手段，在具体的应用过程中技术含量较高，所消耗的成本也相对提高了。

综上所述，长输油气管道腐蚀防护与检测是一项长期且艰巨的工程，工程项目具有复杂性和特殊性的特点。因此，在管道的建设与使用中，必须要重视腐蚀的防护与检测工作，并根据管道所处的具体环境，科学地选择腐蚀防护与检测方法。这样一来，能够尽最大努力发挥防腐途径与检测方法的作用，提高管道的防腐蚀性能，提高管道的使用寿命，确保长输油气管道的正常运行。

参考文献：

[1]原平.浅析埋地长输油气管道的腐蚀防护与检测[J].山东工业技术，2019（6）：87.