刘凯：埋地油气管道腐蚀原因分析及对策探讨

2019-03-11 16:49:48 作者：刘凯刘君来源：管道保护分享至：

埋地油气管道输送易燃、易爆、易扩散、甚至有毒的介质，并穿越村庄、工业园区、河流、道路、电缆、其他管道等沿途设施，穿越距离长、影响区域广，若管道损坏介质泄露，极易引起火灾爆炸事故，造成人员伤亡、经济损失、环境污染等后果，并导致企业社会形象降低。

影响管道安全运行因素主要有人为破坏、自然灾害损坏、腐蚀损害，而腐蚀损害是管道安全运行的主要影响因素，因此研究分析埋地油气管道腐蚀原因提出防护对策对管道的安全运行、防止泄漏爆炸事故至关重要。

1 腐蚀原因分析[1]

1.1 腐蚀环境

1.1.1管道外部腐蚀：

埋地油气管道穿越距离长，穿越区域存在不同的土壤、含水率、地下水位、温度，且大地和水中含有杂散电流、盐、细菌，这些因素均会造成管道外部腐蚀损害。

1.1.2管道内部腐蚀

埋地油气管道输送含有S和H2O的原油、含有O2和H2O的成品油或化工品、含有H2S和CO2的天然气，形成管道内部腐蚀的环境。

1.2 腐蚀基本原理

1.2.1化学腐蚀

化学腐蚀是在一定的条件下，非电解质中的氧化剂直接与金属管道表面的原子相互作用，即氧化还原反应是在反应粒子相互作用的瞬间碰撞的那一个反应点上完成的。在化学腐蚀过程中，电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行，因而没有电流发生，管道表面的腐蚀流失比较均匀，该类腐蚀较轻。

1.2.2电化学腐蚀

电化学腐蚀是指金属管道与电解质因发生电化学反应而产生的破坏，在腐蚀过程中有电流产生，电化学腐蚀是埋地管道腐蚀的主要类型。电化学腐蚀是通过原电池腐蚀和电解腐蚀进行的：

（1）原电池腐蚀

金属管道在电解质溶液中形成一个短路的原电池电极反应结果而形成的腐蚀，这种腐蚀称为原电池腐蚀。这种腐蚀原电池将导致金属管道材料的破坏，不对外界作有用功。对于埋地油气管道而言，其周边的含水土壤、湿度较大的空气均含有电解质溶液。

（2）电解腐蚀

地层中存在的杂散电流使金属管道在电解质溶液中发生电解而形成的腐蚀，这种腐蚀称为电解腐蚀。该类腐蚀将大地作为电流的回路，电阻相对较小的埋地金属管道作为电流的旁路，其影响因素多、腐蚀速度快。

1.2.3细菌腐蚀

最主要的直接参与自然界S、Fe循环的细菌——硫氧化细菌、硫酸盐还原菌、铁细菌等。腐蚀往往是多种微生物共生、交互作用的结果。

2 腐蚀防护对策

2.1 防腐设计

设计是工程建设的龙头，合理的设计是保证工程建设质量、运行安全、节约投资的首要条件，只有做到了合理的管道防腐设计，再谈管道的腐蚀防护才有实际意义。

防腐层使发生电化学活性材料相互隔离，达到防止金属管道腐蚀的作用，但是防腐层在施工过程中总是有缺陷的，如防腐层上存在的小孔不可避免，小孔的存在会加速金属管道的腐蚀速率。因此，埋地油气钢制管道采取防腐层及阴极保护联合腐蚀控制措施，并按照国家现行标准《钢制管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447、《埋地钢质管道外壁有机防腐层技术规范》SY/T 0061、《埋地钢制管道阴极保护技术规范》GB/T21448的有关规定进行设计，采取防腐蚀措施。

2.1.1 外防腐层

管道钢材表面腐蚀等级和除锈等级按GB/T 8923执行，管道的外防腐涂层可选用石油沥青、环氧煤沥青、煤焦油瓷漆、聚乙烯、聚乙烯胶粘带、熔结环氧粉末等。设计时应根据腐蚀性分级，经技术经济比较后，确定防腐涂层类型及等级，并在设计文件中明确各涂层的技术标准。在芦苇地带和细菌腐蚀较强的地区，禁用石油沥青等容易被植物根穿透和不耐细菌腐蚀的材料做防腐层。

2.1.2 内防腐

管到内壁防腐可以分为三种类型的方法：①界面防护，包括涂防腐层和电化学保护，被认为是最经济的有效防护措施；②化学药剂防护，如添加缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂；③选用耐腐蚀的管材。目前设计中采用最普遍的是界面防护中的防腐层，俗称内涂层，将腐蚀介质与钢管表面隔开，以防止腐蚀[1]。管道内防腐设计，一般常见于油气田管道，因其输送介质混杂了许多腐蚀因素，如高矿化度的水、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、硫化盐还原菌和氯离子等。管道内防腐层可选用液体环氧涂料、环氧粉末等。

2.1.3 阴极保护 [2]

在腐蚀电池中，阳极腐蚀，阴极不腐蚀，阴极保护利用这一原理，使成为阴极的金属管道便不发生腐蚀，达到防止管道腐蚀的目的。埋地油气管道阴极保护可分别采用牺牲阳极法、强制电流法或两种方法的结合，设计时应视管道工程规模、土壤环境、管道防腐层质量等因素，经济合理地选用。

2.1.4 排流保护

当有埋地油气管道穿越土层有杂散电流时，通过排流可以实现对管道的阴极极化，这时杂散电流就成了阴极保护的电流源。在交、直流干扰源影响区域的埋地油气管道，应按照现行标准《埋地钢制管到交流干扰防护技术标准》GB/T50698、《埋地钢制管道直流排流保护技术标准》SY/T 0017、《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB 50991的相关规定设计，采取有效的排流保护、防护措施。

2.2 防腐施工

2.2.1外防腐层保护

在施工时容易造成埋地管道防腐层破损而露出管道金属表面，裸露的金属表面与管道周边的水形成众多阴极和阳极从而腐蚀管道。随着腐蚀会不断加深和扩大，导致防腐层逐渐成片脱落，进而造成严重的管道底部锈蚀形成穿孔，发生泄漏事故。因此在施工过程中，要保护管道外防腐层完整不被损坏，主要施工要点如下：

防腐管道运输、堆放时，与管材接触面应垫软垫层（如沙袋、草袋等）；若为岩石、卵砾石的管沟，应在沟底先铺设细土或砂垫层，压实后的厚度一般不小于0.2m；严禁用钢丝绳等硬质吊带吊装，严格按规范要求用柔性吊带（如尼龙吊带）吊装；下沟前要检查防腐层是否完整；敷设管道时，严禁磕碰、拖拽、刮蹭；焊接口预留合适的位置，避免防腐层过热影响防腐性能，焊口处经外观质量检查及无损探伤检查合格后才能进行防腐处理；回填前将阴极保护测试线焊好并引出，待回填后安装测试桩；回填时应先用细土回填至管顶以上0.3m，方可用原开挖土回填。

2.2.2 管材保护

（1）在钢管机械加工和施工过程中尽量减少金属各部分的变形、内应力不均匀、刮痕，这是因为钢管变形、应力大、刮痕的部位的负电性增强，常成为腐蚀电池的阳极，造成管道腐蚀。

（2）施工中最常见也最容易忽视是将旧管道焊接在新管道上，此时新管为阳极，从而形成原电池腐蚀，造成管道腐蚀。

2.2.3 管道防腐层补口、补伤

管道防腐层补口、补伤是保证管道防腐完整性的重要工艺，也是整条管道防腐层质量中的最薄弱环节[3]。因此，无论是工厂预制还是现场施工的防腐管，管道回填前均须进行管道防腐层补口、补伤，可按现行国家标准《管道外防腐补口技术规范》GB/T 51241-2017（明年执行）相关规定施工。主要施工要点如下：

（１）现场防腐补口、补伤应由经防腐施工培训并取得合格证的人员按现场防腐补口、补伤作业指导书操作，并安排专业技术人员现场示范操作和指导。

（2）雨天、风沙天、风力达到5级以上、相对湿度大于85%时，无有效防护措施时，不得进行补口、补伤露天作业。

（3）防腐层端部有翘边、开裂等缺陷时，应进行修口处理，一直切除到防腐层与钢管完全粘附处为止。

（4）除锈完毕后，应清除灰尘。管口表面处理与补口间隔时间不宜超过2h。如果有浮锈，应重新除锈。

2.3 防腐管理

《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448规定了阴极保护运行前、运行调试、投产后、检测周期、系统维护等方面的技术要求。《钢制管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447规定了防腐层及阴极保护管理：在管道运行过程中，防腐层应按《钢制管道及储罐腐蚀评价标准》SY/T 0087的有关规定对防腐层进行检查，可作为防腐层维护的依据；已建管道工程防腐层的检测和修复可按《埋地钢质管道外防腐层修复技术规范》 SY/T 5918的有关规定执行；阴极保护参数应每年至少测试一次，根据保护系统变化情况、安全考虑和检测的经济性，适当选择间隔时间长短，但不应超过15个月；阴极保护管理应执行《埋地钢质管道阴极保护技术管理规程》 SY/T 5919的有关规定，阴极保护参数的测试应符合《埋地钢质管道阴极保护参数测量方法》 GB/T 21246的有关规定。

3 埋地管道防腐案例

某成品油输送管道直径DN200，管线水平总长度30.12公里，从泵站出站后埋地敷设，穿越8个村庄，穿越砼公路2处，穿越市政供水管道1处，穿越供水管道、回水管道（发电厂供热管道）1处。该成品油管道建设时间已超过12年，一直未进行系统的检测、评价，存在一定的风险，根据《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2015）理解——要解决管道的安全性问题，就要加强管道腐蚀的检测，并根据检测结果采取措施，保证管道始终处于安全状态。

3.1 管道的检测

采用超声导波技术检测，其具有效率高、成本底、灵敏性高、检测距离长（理论检测长度为150米，本次检测取100米）、一次性检测出腐蚀结果等优点，是目前压力管道腐蚀检测最常用的方法。

3.2 腐蚀原因

（1）管道埋地敷设在不同深度或穿越不同性质土壤而导致的氧浓度腐蚀；

（2）管道部分穿越区域土壤含有cl离子，使土壤有较强的腐蚀性；

（3）管道原采用两层聚乙烯胶粘带（厂制）防腐，施工末段约400米处由于管材缺少，施工单位新购管材，采用人工搭接聚乙烯胶粘带（且为冬季），施工措施不到位，造成防腐层脱落，导致末段约400米管道腐蚀严重；

（4）部分植物根系深入防腐层内部，导致管材直接和土壤接触而发生腐蚀；

（5）同供热管道（其保温层破坏）直接接触，影响防腐层性能。

3.3 处理措施

根据检测方案开挖300处用于防腐检测，共检测出防腐缺陷76处，其中较明显腐蚀4处，进行防腐修复72处，更换管道4处（约400米），同供热管道的管理方协商修复保温层。

3.4 案例总结

（1）定期对管线沿途进行检查，发现异常及时处理（如发现管线周围生长有根系发展的树木，必须及时清除）；