長輸油氣管道的腐蝕防護與檢測探討

張立新

摘 要：隨著國家經濟的快速發(fā)展，對于油氣資源需求越來越多。在油氣企業(yè)發(fā)展中，油氣集輸管道是非常重要的一部分，如果出現(xiàn)腐蝕問題，就會對集輸管道傳輸工作效率造成很大影響，對油氣生產企業(yè)的經濟效益造成影響。所以在對油氣資源開采中，需要對集輸管道內腐蝕問題進行深層次的分析，然后制定有針對性的防護措施，才能更好地保證油氣生產企業(yè)穩(wěn)定發(fā)展。

關鍵詞：長輸油氣管道;腐蝕防護;檢測

我國主要采用油氣管道作為長距離油氣運輸方式，但因油氣管道埋于地下，環(huán)境因素較為復雜。因此，文章就長輸地埋油氣管道腐蝕問題加以研究，從輸送介質、輸送工藝等方面介紹影響油氣管道的主要腐蝕因素，并結合國內外研究情況，對長輸地埋油氣管道腐蝕控制標準以及防護技術進行探討，提出相應防護對策，旨在提升管道防腐工作質量，促進油氣管道建設。

1 長輸地埋油氣管道腐蝕因素

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;另一方面是內腐蝕，即油氣中存在的含硫化合物以及雜質對管道內的腐蝕，導致管道穿孔。化學因素對油氣管道腐蝕最為嚴重，也極為常見。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;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;③H2S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。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，長時間經過流體不斷沖刷導致管道內壁磨損，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 油氣集輸管道內防腐措施

為了保證油氣集輸管道安全穩(wěn)定運行，需要采取合理的措施防治油氣集輸管道出現(xiàn)內腐蝕問題，促進石油行業(yè)的發(fā)展。

2.1 涂料涂裝工藝

在油氣集輸管道運行中，為了對內壁腐蝕問題進行預防，可以采用涂料涂裝工藝。在對油氣集輸管道內壁防腐處理中，所選用的涂料質量和防腐效果有很大關系，所以需要嚴格按照相關標準進行涂料選擇。在對油氣集輸管道內壁防腐中，需要嚴格遵循涂層系統(tǒng)規(guī)定，對于動力工具依照SIS055900-St3的標準進行，然后用砂輪機進行打磨平整，對焊接遺留的氧化皮和飛濺進行合理處理。在進行刷涂的時候，需要刷掉下垂，促使膜厚度均勻，形成平滑的涂層效果，更好地應對油氣集輸管道內壁腐蝕問題。

2.2 陰極保護法

在油氣集輸管道內壁防腐中，陰極保護法是常用的一種方法。陰極保護法可以分為犧牲陽極法和強制電流法。由于油氣集輸管道處于密閉狀態(tài)，所以在進行陰極保護中常常受到空間的限制。在油氣集輸管道設計時，需要對陰極保護過程中產生的氧氣和氫氣進行重新考慮，如果沒有進行充分考慮，就可能會導致出現(xiàn)安全問題，不利于油氣集輸管道安全穩(wěn)定運行。

2.3 添加緩蝕劑

在油氣集輸管道內壁防腐中，通過添加緩蝕劑，可以有效降低油氣集輸管道內壁腐蝕問題的發(fā)生，更好地對油氣集輸管道進行保護。緩蝕劑是一種能夠有效降低集輸管道內壁腐蝕問題的材料，通過添加到管道內，可以在油氣集輸管道內壁腐蝕區(qū)產生蝕劑膜，可以很好地把腐蝕氣體和內壁進行有效隔離，達到降低腐蝕效果。添加緩蝕劑在油氣集輸管道應用中，需要制定科學的方案，保證緩蝕劑能夠進入到腐蝕區(qū)，達到對管道內壁腐蝕保護的效果。

3 長輸油氣管道的腐蝕檢測

3.1 變頻選頻防腐蝕檢測法

該種方法主要是對埋地長輸管道的防腐層絕緣電阻進行測量的技術，該測量技術的應用能夠測量出管道防腐蝕隔離層的質量是否與相關標準相符合，并且該種方法已經被納入到了石油天然氣建設部的行業(yè)標準中了。此種方法在具體的應用中，具有方便、快捷、準確性高、真實、重現(xiàn)性好等問題特點，所以可以對管道內的每一段方式情況進行查看，并據此來對管道的防腐蝕效果進行評估。但是此種方法在具體的應用過程中是無法很準確地得出絕緣層中具體的電阻值的，所以無法很好地對管道中細節(jié)部位的腐蝕情況進行檢測。

3.2 人體電容法

此種方法作為長輸油氣管道防腐檢測的重要方式，具有檢測效率高的特點。實際上人體是具有一定電容的，而在管道出現(xiàn)腐蝕問題后采取這一方法能夠快速地找到損壞的地方，并對其進行精準地定位。但是此種方法在具體的應用過程中對于操作人員的要求是很高的，要求其必須要具備先進的經驗和操作的技術操作流程，這樣才能夠保證信號的傳輸過程中，可以更加準確地選定發(fā)射的地點。

3.3 PCM+的方法

此種方法是利用英國雷迪的管道防腐層狀況檢測儀器，對腐蝕層的具體情況進行精準地定位，然后對任何一個長度的管道防腐蝕情況進行評估。此種方法的應用可以快速地定位并對防腐層的故障進行有效地測量，以此來節(jié)約人力、物力與財力、該種方法是一種新型的儀器，可以在不同材質、不同管徑、不同防腐絕緣材料埋地管線中應用。但是此種方法作為一種新型的技術手段，在具體的應用過程中技術含量較高，所消耗的成本也相對提高了。

綜上所述，長輸油氣管道腐蝕防護與檢測是一項長期且艱巨的工程，工程項目具有復雜性和特殊性的特點。因此，在管道的建設與使用中，必須要重視腐蝕的防護與檢測工作，并根據管道所處的具體環(huán)境，科學地選擇腐蝕防護與檢測方法。這樣一來，能夠盡最大努力發(fā)揮防腐途徑與檢測方法的作用，提高管道的防腐蝕性能，提高管道的使用壽命，確保長輸油氣管道的正常運行。

參考文獻：

[1]原平.淺析埋地長輸油氣管道的腐蝕防護與檢測[J].山東工業(yè)技術，2019（6）：87.