油气集输管道的腐蚀机理及防腐技术研究

2022-11-21徐海狮长庆油田分公司第二输油处甘肃庆阳745000

化工管理 2022年24期

徐海狮(长庆油田分公司第二输油处，甘肃庆阳 745000)

0 引言

随着石油与天然气等行业的发展，油气集输管道的应用数量不断增加，管道腐蚀问题更加严重，在造成管道泄漏事故的同时，也会造成资源的浪费，给企业带来无法预估的经济损失。此外油气管道的腐蚀泄漏也会破坏生态环境，有必要根据管道腐蚀机理做好防腐工作与腐蚀监测，防患于未然，将腐蚀危害降到最低。

1 油气集输管道的腐蚀机理

1.1 外腐蚀

油气集输管道受到的外腐蚀一般是指管道和土壤、水以及空气介质相接触，从而发生物理、化学以及电化学等反应，造成管道外部管壁出现局部腐蚀。土壤内含有的水和盐离子等成分能够和管道发生化学与电化学反应，使管道化学腐蚀在管壁表面位置均匀地发生，导致管壁变薄。这一反应过程较为缓慢，不会对管壁整体造成过大的破坏。油气管道一般被埋藏在地下，易发生电化学腐蚀进而严重破坏管道。金属管道浸泡在土壤电解质溶液中，管道不同部位接触到的溶液离子的浓度和温度不同从而使管道表面产生局部或宏观电池，比如：氧在不同的位置形成浓度差，浓度小的地方就是阳极；管道表面温度差异明显，温度高的地方也会形成阳极。一般情况下电化学腐蚀难以被发现，是出现管道穿孔和断裂的主要原因，甚至会造成油气的严重泄漏[1]。

1.2 内腐蚀

油气集输管道受到的内腐蚀主要是指油气内的腐蚀性气体与卤水在管道内部发生化学与电化学反应，对管道内部产生腐蚀性影响。常见的油气内的腐蚀性气体有CO2、SO2和H2S等，其中H2S的腐蚀性最强，与水相融之后发生电离，对管道造成化学腐蚀，反应中生成的H2SO4能够对管道造成电化学腐蚀，管道被腐蚀之后出现局部氢脆。CO2与水相融之后降低了溶液的pH值，并产生了CO32-和HCO3-等离子，离子同金属发生反应后生成了FeCO3，这是出现管道局部腐蚀的主要原因。SO2与水相融，在氧气的作用下同金属发生反应，形成FeSO4并经过水解形成SO42-，之后与铁再发生反应，生成新的FeSO4，持续腐蚀管道。与此同时管道内的流体在运输期间会给管道壁造成冲刷性腐蚀，流体内带有碎屑与流砂等物质，流体流动时不断腐蚀管道内壁，再与腐蚀性气体相结合，加快了腐蚀速度[2]。

2 油气集输管道出现腐蚀的原因

2.1 土壤原因

土壤内的化学成分十分复杂，特别是土壤内含有丰富的水、空气以及无机盐，水和无机盐可使土壤导电，为化学反应提供条件。水和管道金属材料在空气中相互接触也会发生反应，反应过程较为漫长。土壤内的化学成分、土壤含水量以及酸碱度会影响管道腐蚀，土壤造成的腐蚀是出现管道腐蚀的主要原因。

2.2 油气原因

油气组成成分十分复杂，管道运输期间很多油气内的物质会与管道金属材料发生化学反应，比如H2S和CO2等成分会对管道金属材料造成腐蚀，致使管道内部穿孔。油田开采量的增加使原油的含水率升高，油气介质对管道金属材料的影响越来越大。因此企业需要降低油气运输时的含水率以减弱油气对管道的腐蚀。

2.3 材料原因

管道金属材料本身就有着不稳定性，管道长期在地下掩埋，因此十分容易受到外部环境的影响从而发生腐蚀。管道内部材料的性质对管道耐腐蚀性影响较大，普通合金材料比多合金材料的耐腐蚀性要强。金属材料的表面粗糙度也会影响耐腐蚀效果，因此制作管道时应尽可能保证表面光洁度，加强对材料的选择与优化的能力。

2.4 防腐层原因

油气管道防腐工作中常用的材料就是沥青，长期使用沥青会出现沥青老化的问题。管道防腐期间如果操作不当，会造成防腐层破损，降低防腐层的应用效果。油气集输管道防腐补口质量会对管道防腐效果产生影响，管道弯头与接头位置最容易发生腐蚀，如果防腐工作不到位，管道整体防腐效果都会受影响。此外管道焊接也会引发防腐层失效。

3 油气集输管道的防腐技术

3.1 外防腐技术

3.1.1 防腐蚀材料

依据管道外部腐蚀机理，有必要选择性能较好的防腐蚀材料。管道外部腐蚀主要与大气腐蚀有关，另外管道埋藏在土壤内还会受到土壤的腐蚀，所以需要按照实际的大气和土壤条件，了解影响腐蚀的因素，合理选择耐腐蚀材料，应选择化学性质稳定的材料。玻璃是一种表面光滑且质量比较轻的防腐材料，耐腐蚀性较强，很多带有腐蚀性的物质无法在玻璃上存留，特别是钢化玻璃，其在受到撞击的情况下不会轻易损坏。尼龙材料质量轻，耐磨性和耐腐蚀性较好，能够满足管道长期使用的需要，但尼龙材料生产成本比较高，企业制造管道材料的时候需要按照实际运输情况，综合使用玻璃与尼龙材料，提升管道防腐能力[3]。

3.1.2 防腐蚀涂层

油气集输管道的外部可使用防腐蚀涂层，最常见的做法就是在管道外部喷涂防腐层，使管道管壁和腐蚀介质相隔离，发挥电化学保护作用。防腐蚀涂层主要有三种：(1)有机涂层，该涂层种类比较多，有着较强的抗酸和抗碱腐蚀能力，包括石油沥青、环氧类涂层等。(2)无机涂层，其具有抗磨和耐高温的特性，常用到的无机涂层主要有陶瓷涂层和热喷玻璃涂层等，无机涂层的生产工艺比有机涂层更加复杂，且成本偏高。(3)有机与无机复合涂层，就是将有机与无机材料结合使用而制作出的涂层，其防腐效果更强。

防腐涂层技术是管道防腐中常用的一种技术，也是我国最常见的管道防腐技术，防腐涂层的常见施工方法就是喷涂。在20世纪50年代我国就开始应用石油沥青防腐涂层来保护油气管道，到了20世纪70年代我国又使用聚乙烯胶黏带等防腐材料制作管道防腐层，到20世纪80年代我国在防腐层内开始使用熔结环氧粉末等材料，到20世纪90年代我国使用三层聚乙烯和聚丙烯材料来设计管道的防腐层。但是这些材料的应用都有一定缺陷，比如石油沥青的耐腐蚀能力较强，但是对输送介质的温度有要求，不能输送80 ℃以上的介质；煤焦油瓷器防腐工艺会造成严重的污染问题；环氧煤沥青的机械强度比较低。随着防腐层工艺设计的不断优化，企业开始对防腐性能较强的材料进行组合设计以制作出最佳防腐涂层，提升管道的抗腐蚀能力，比如制作出了FBE+胶黏剂+PE材料防腐涂层，固体聚氨酯涂料也成为了管道防腐工艺中的重要涂料[4]。防腐涂层的喷涂需满足以下四点要求：(1)喷涂材料有着较强的耐剥落性和粘结性。(2)喷涂后形成的防腐保护层的化学稳定性和物理稳定性较强，可以很好地适应高温高压以及酸碱环境。(3)喷涂防腐涂层之前，应清洁管道表面，保证金属管道表层的清洁与干燥。(4)确保防腐涂层用料充足且喷涂均匀，按照环境的温湿度进行施工设计。喷涂之后查看防腐层，及时修补薄弱的地方。

3.1.3 阴极保护

阴极保护能够减弱管道受到的电解质腐蚀，具体是指使用金属部件制造出阴极，通电后使金属部件发生极化，管道表面电子迁移，保护管道不受腐蚀影响。有两种阴极保护法：一个是采用外加阴极电流的方法来保护管道；另一个是通过牺牲阳极保护阴极，以防止土壤内的管线受到土壤腐蚀与电解质腐蚀。阴极保护适用于海水环境。此外与其他防腐技术相比，阴极保护的成本更低，能够保护防腐涂层达不到的位置，可与防腐涂层技术相结合应用。

3.2 内防腐技术

3.2.1 管道内部衬里与涂层防腐技术

油气管道内部衬里一般会用到玻璃钢复合材料，钢管的强度高，耐腐蚀效果好，可用于高温高压环境中，防止高温高压环境对管道造成损害。管道内部涂层防腐技术就是在管道的内壁喷涂防腐层以隔离管道腐蚀性流体，减少腐蚀发生，节约管道维修费用，降低维护成本，提高油气集输效率。目前常用于管道内部的涂层主要有聚氨酯、环氧粉末以及环氧树脂材料等。

加强对管道的防腐蚀管理，根据管道的腐蚀情况做好防腐工作，安排专业人员对管道做好定期检修，及时发现问题并上报腐蚀情况以便采取有效的腐蚀处理措施。建设管道防腐蚀管理机制，形成相应的维护保养工作机制，调查管道腐蚀原因，提高管道防腐处理效率，对管道的弯头与接头部位进行防腐管理，提高专业技术水平，防止后续再次出现管道防腐层破坏的现象。

3.2.2 缓蚀剂技术

根据缓蚀剂形成的保护膜的类型，缓蚀剂可分为氧化膜型、吸附膜型和沉淀膜型缓蚀剂。

氧化膜型缓蚀剂。这种缓蚀剂常见的有铬酸盐和亚硝酸盐两种，这二者是强氧化剂，在没有水氧的条件下也会与金属发生反应，达到阳极区氧化成膜的效果。氧化膜缓蚀剂主要通过阻抑腐蚀反应来进行阳极保护，并在该区域产生氯氧化物和氧化物，降低管道的腐蚀速度。缓蚀剂的应用主要是促进管道表面尽快产生保护膜，氧化膜型缓蚀剂不宜在氯离子与高温条件下使用，也不宜用于介质流速较快的管道中。应根据实际湿度做好缓蚀剂的浓度调整以最大程度地发挥保护膜的作用，强化对管道的防腐蚀保护[5]。

吸附膜型缓蚀剂。这类缓蚀剂多为有机缓蚀剂，作用机理为利用其具有可吸附性与遮蔽性的亲水基团与疏水基团让金属吸收电荷后在阳极与阴极区域产生单分子膜，再利用单分子膜延缓腐蚀，降低腐蚀速度。吸附膜型缓蚀剂的应用主要是将阳极区转为阴极区，甚至让阳极区消失，将整个金属管道变成阴极，此时就不会存在电化学反应造成的腐蚀问题。应用吸附膜型缓蚀剂时需要额外注意以下要点：油气储运管道自身应属于金属结构的管道；管道导电性能较强，可以满足表面电荷定向移动的要求；金属管道材料的化学性质应较为稳定，比如管道材料多为钢结构材料；管道材料电离子吸附性能较强，而电量的消耗能力比较弱。只有满足以上要求才能将阳极转为阴极，发挥阴极保护作用。

沉淀膜型缓蚀剂。这种缓蚀剂主要是通过水中的离子和腐蚀层的金属离子发生化学反应，随后形成沉淀层，依靠沉淀层的难溶性特点抑制管道表层的深入腐蚀。沉淀膜型缓蚀剂可以依靠沉淀物形成的保护层阻止氧化剂因腐蚀而脱落，但是沉淀膜有多孔性特点，粘结吸附效果不够理想，应用时容易出现沉淀膜脱落的问题，实际缓蚀作用与缓蚀剂的应用有关。油气集输管道中常用的沉淀膜型缓蚀剂有聚磷酸盐和六聚偏磷酸钠等，此外锌盐可以让管道的Zn与H、O发生反应，在管道表面生成Zn(OH)2的沉淀层，对管道起到临时保护的作用。

3.3 加强腐蚀监测

日常工作中应加强对油气管道的腐蚀监测，采用相应的监测技术了解管道腐蚀情况，以便及时采取防腐措施。相关技术应用如下：

(1)变频选频技术。该技术应用时间较长，技术已经相对成熟，通过测量管道防腐层的绝缘电阻，对比测量结果与标准值，发现并及时解决防腐层存在的问题。变频选频技术使用起来比较简单，具有快捷的使用特点，通过该技术进行监测能够精确到每一段管道，监测的准确性较高，监测结果比较真实。但是该技术无法对电阻值进行准确测量，对细小腐蚀情况的检测效果不理想，不适用于较长的管道。

(2)人体大地电容法。该方法就是向管道施加电流，再使用探测仪对电流产生的磁场进行检测分析，从而探测出管道具体走向与使用情况。一旦管道发生腐蚀，防腐层就会形成缺口，缺口的位置会泄漏电流，此时电流形成交变电场，人体站在该处会有交变电位，如果两个人分别位于缺陷位置和无缺陷管道旁，探测仪就会接收到较大的信号幅值，此时可检测出管道发生严重腐蚀的位置。该技术对人员提出了较高的检测要求，人员必须有一定的专业知识，合理选择信号发射的位置，防止检测结果受到影响。

(3)PCM技术。该技术主要通过发射机向管道发射定位电流，电流被传送到接收机处，接收机分析电流变化情况，判断管道发生腐蚀的大致位置。如果腐蚀程度较浅，防腐层自身带有绝缘作用，管道传送的电流进入接收器端时的衰减比较少；如果腐蚀程度较深，电流会在腐蚀部位流失，接收器端的电流信号会出现严重衰减。与其他技术相比，PCM技术对人员的专业性要求不高，可检测管道防腐层的损坏部位与损坏程度。

(4)超声波检测技术。管道发生泄漏后，该处位置会产生涡流并伴随超声波波段。用超声波检测仪扫描油气管道，如果发生泄漏，将会通过耳机听到泄漏的声音，仪器上也会显示数位信号变化，这说明与泄漏位置比较近。该技术适用于直径比较大的油气管道。