对一条穿越海底滩涂的原油管道的防腐分析

屈 威，屈晓禾，刘亚贤

（1. 中国石油天然气集团公司广西石化公司储运一部，广西 钦州 535008；2. 中石油云南石化有限公司，云南 安宁 650399；3.中国石油华南化工销售公司钦州调运分公司，广西 钦州 535000）

对一条穿越海底滩涂的原油管道的防腐分析

屈 威1，屈晓禾2，刘亚贤3

（1. 中国石油天然气集团公司广西石化公司储运一部，广西 钦州 535008；2. 中石油云南石化有限公司，云南 安宁 650399；3.中国石油华南化工销售公司钦州调运分公司，广西 钦州 535000）

输油管道途径海滩并置于沿海湿热高温盐雾环境下，环境对管道影响，尤其对管道的腐蚀是显而易见的。本文对一条油码头至储存库的8km输油管道进行腐蚀防护分析，讨论如何加强输油管道防护，使之安全长周期运行又避免因腐蚀原因发生泄漏，造成环境污染。同时对输油管线所处地质条件、环境、自身防腐保护设施等方面进行全面分析，以便采取相应的技术手段，确保管道处于最优的防腐保护状况下。

腐蚀；牺牲阳极保护；交流排流；穿跨越；土壤电阻率；绝缘接头

1 管道概况

某输油管道（管道直径为DN800）全长8.1km，起自原油码头库围墙外。管道出码头库后架空敷设在管架上约1.495km，之后离开管架埋地敷设到江西岸（此处为江海交汇口，处于航道），穿越长度1.4km，其中航道650m，过江后继续埋地敷设，到达管道终点。埋地管道一般地段外防腐涂层采用3层PE普通级防腐，大型河流穿越、Ⅱ级及以上带套管公路穿越采用加强级防腐。架空管道防腐方面，钢结构构件和外露管道采用底漆为70μm的环氧富锌漆，中间漆为70μm的环氧云铁漆，面漆为80μm的丙烯酸聚氨酯漆。

2 对管道腐蚀防护设施的分析

金属管道腐蚀属于电化学腐蚀。其阳极反应为：2Fe→2Fe2++4e，表明Fe因失去电子而游离出金属表面，形成金属腐蚀[1]。

2.1 环境腐蚀

2.1.1 气候环境腐蚀性

输油管道敷设地属于亚热带海洋性季风气候，具有亚热带向热带过渡性质的海洋季风气候特点。由于沿海地带空气湿度常年处于高湿状态，不可避免地会在金属管道表面形成水膜。同时含盐分的海水混入大气，致使低空大气中含盐分较多，盐分溶解在金属表面水膜中，形成良好的电解质溶液，对金属管道造成腐蚀。具体原因分析如下：

1）矿化度增高，电解液中无机盐浓度加大，导电率加大，致使电化学腐蚀速度加快。

2）海洋中氯离子浓度高，易发生点腐蚀。由于氯离子半径小，极化度高，具有极强的穿透性，易有限吸附于金属表面，同时具有吸湿性[2]，破坏金属表面涂层或锈层致密性，在有缝隙及应力集中的小孔富集区，造成孔蚀、垢下腐蚀和缝隙腐蚀。

3）形成氧浓差电池。同一金属表面出现不同的电极电位，氧浓度大的区域电位高为阴极。

4）高温加速腐蚀速度。管道所处地区常年处于高温，根据电化学理论，界面反应速度常数和扩散系数都与温度呈指数关系，因此温度的升高将提高各种离子在导电介质（如水）中的传输速度，大大加快金属的腐蚀速度。

本输油管道架空管道防腐采用的方案为常规防腐，在沿海盐雾高湿度高温环境下难免会发生腐蚀。应加强专业检查，及时发现并处理防腐层漏损处。必要时可实施气相阴极保护技术。

2.1.2 土壤腐蚀性

管道线路经过场地为近岸浅海，地面均被海水淹没，属海陆交互沉积地貌，地形略有起伏，沿线分布软泥类土及松散砂层。管顶一般覆土1.2m。

土壤具有多相性和毛细管多孔性，常形成胶体体系，可看作腐蚀性电解质。在干燥且透气性良好的土壤中其阳极过程的进行方式接近于铁在大气腐蚀的阳极行为。湿度在10%～20%范围内，土粒粘合成小团块，增加了介质的不均匀性，改变了同金属面接触的固气相比，接触固相的阳极面积缩小使腐蚀电流更集中，形成明显局部腐蚀[3]。土壤的透气性、含水率、电阻率为影响腐蚀的主要因素，这点从土壤电阻率与腐蚀关系（表1）可以看出。

表1 土壤电阻率与腐蚀关系

土壤介质的不均匀性主要是土壤透气性不同引起的。在不同透气条件下氧的渗透速度变化幅度很大，强烈影响着和不同区域土壤相接触的金属各部分的电位，这是促使形成氧浓差腐蚀电池的基本因素。由此可以得出，在管道埋设过程中要保证回填土的均匀性，回填土的密度要均匀，尽量不要夹带杂物，并对土壤的电阻率进行测量，一旦电阻率低于20Ω·m，就必须采取相应措施。含水率偏高处要防止硫酸盐还原菌生成。

2.2 阴极防护

管道埋地段采用3层PE防腐层进行外防腐，外加牺牲阳极进行阴极保护。对于架空管道，不采取阴极保护措施，在架空管道入地处及埋地管道进库前，应设置绝缘接头。

2.2.1 牺牲阳极保护

埋地段管道途经地区为浅海滩涂吹填而成，土壤对管道腐蚀性较强。由于输油管道都沿现有及规划的道路敷设，道路两侧均有高压电线，可采用牺牲阳极法保护埋地管道。现场具体设置为：每间隔500m设1组镁牺牲阳极，每组采用2支镁阳极，阳极通过测试桩与管道连接。牺牲阳极安装位置可根据现场实际情况在上述位置前后100m范围内适当调整，共计12组。

由现场情况可看出，管道设置绝缘接头数量不足，没有实现管道起端、管道穿越江河进出两端等处的电绝缘设置，不同防腐层间未设电绝缘装置[4]。这就造成了保护电流不能被隔断，未进行阴极保护的管道出现部分通电。

过江穿越与埋地阴极保护为一体，未进行绝缘装置隔离。穿越处处于江入海口，海水涨潮时管线穿越地段处在海水浸泡区域，属海底敷设管线。对于海底穿越管道与路上管道采取的阴极保护系统绝对不能成为一体（电解质不同），应分别设置并用绝缘接头等设施予以隔离。

牺牲阳极与被保护金属的电位差仅几百毫伏，发出的电流一般是毫安级的，所以牺牲阳极保护的范围不如外加电流阴极保护的范围大，而且要消耗一定量的有色金属，受介质电阻率的限制。在这种状态下，就显得牺牲阳极保护装置设置略显不足。

2.2.2 杂散电流与交流排流

管道埋地段与交流高压电缆敷设并行交叉，埋地电缆与管道相距仅5m左右。管道中存有较强的杂散电流，且随高压线距离减小而增强，其中阻性耦合、感性耦合为主要干扰形式。感性耦合是管道与强电线路接近，交变相电流周围产生磁场作用而在管道上产生二次交流电压时发生，正常情况下管道主要受此影响[5]。据有关资料介绍，距离高压线路200m以外时，管道才不受影响。鉴于此，应在管道与高压电缆并行交叉段测量管地电位与电位梯度，若横向电位梯度2.5mV·m-1，管地电位偏移的幅值大于100mV，说明杂散电流偏大，表明超警戒值，应采取排流措施[6]。

电位梯度的正负还可以确定出杂散电流在管道的流入流出方向，判断排流位置。交流排流系统设置建议采用牺牲阳极接地方式排流，也可采用接地排流方案。

2.3 管道内腐蚀

管道输送的油品为原油，输送温度为：中东的中轻质含硫原油为常温，苏丹PF混合原油为45℃，委内瑞拉重油为38.5℃。管道设计压力为2.5MPa。管道间歇运行，设通球设施用于清蜡。

由于输送介质含硫且间歇运行，管道内部会发生硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）和氢致开裂（HIC），危及管道安全运行，这点要引起高度重视，并应采取相应防范措施。具体为：

2.3.1 添加缓蚀剂

缓蚀剂分无机和有机缓蚀剂两类。中性介质多使用无机缓蚀剂，以钝化型和沉淀型为主。酸性介质添加缓蚀剂其原理是在金属表面形成非金属吸附膜，隔离溶液与金属，对于间歇运行的原油管道尤为适用，但也要综合考虑杀菌剂、破乳剂、防蜡剂、除垢剂等其它种类化学药剂配比及对生产装置加工原油的影响[7-8]。

2.3.2 通球作业

通球作业可以将管内壁含硫、杂质沉积物（尤其是无机盐）从管道内清除，减少对管道的腐蚀。

2.4 管道穿跨越腐蚀防护分析

穿江段管道水平段管顶标高为-22.2m。管道穿越处采用加强级防腐层，未采取防腐保护技术。穿越段土壤电阻率值为7.4～18.4Ω·m，综合评价穿越段土壤对钢质管道具强腐蚀性[9]。由于管道防腐层（外涂层）制造安装过程不能确保无瑕疵，这就会在局部管道河（海）底发生腐蚀，在电解质优良的环境下，腐蚀速度更加惊人。一旦腐蚀泄漏影响巨大，因此有必要对管道穿跨越段采取阴极保护防腐措施。鉴于穿越段航道距离长650m，可考虑采取牺牲阳极阴极保护措施。

2.5 微生物腐蚀

凡是同水、土壤或湿润空气相接触的金属设施都可能遭到微生物的腐蚀。尤其是硫酸盐还原菌（Sulfate reducing bacteria,SRB），是以有机物为养料的厌氧菌，广泛分布于pH值6～9的土壤、海水、河水、淤泥、地下管道、油气井、港湾及锈层中，最适宜的生长温度是20～30℃,可以在高达50～60℃的温度下生存。据报道，美国生产油井发生的腐蚀，70%是由硫酸盐还原菌造成的。管道敷设地正处于硫酸盐还原菌适宜生存成长环境，它的腐蚀过程是电化学过程，因此对于由硫酸盐还原菌引起的管道腐蚀要有足够的重视。

3 结论

沿海原油输送管道的防腐要予以高度重视，这关系到管道的安全和长周期运行。对于已建成管道要注意：

1）日常检查中应对防腐涂层破损、老化情况及时发现并整改，减少环境对管道本体的腐蚀影响。敷设线路工况变化时应及时复原，如由架空管线进入埋地段处，管线发生水浸泡，要及时消除水浸情况。

2）严格按照相关的管道防腐规范整改现有防腐技术问题。如管道穿越段与埋地敷设段没有设置绝缘接头设施，且穿越段没有设置阴极保护设施的，原有的埋地段采用牺牲阳极阴极保护装置数量不能达到保护管道不被腐蚀的要求的，都应及时整改。

3）针对管道与高压电缆并行相距较近的情况，应对管道管地电位、土壤电位梯度等指标进行专业测定，采取交流杂闪电流排流等保护设施，消除杂闪电流对管道的腐蚀。

4）加强管道内壁防护。结合管道间歇性运行的方式，可依据运行情况适时进行通球作业，避免腐蚀性物质在管道内沉积；同时可采用添加缓蚀剂的方式降低管道内壁的腐蚀。

[1] 万德立，郜玉新，万家瑰.石油管道、储罐的腐蚀及其防护技术（第2版）[M].北京：石油工业出版社，2011.

[2] 张智，何仁洋，黄辉.海洋大气环境管道的腐蚀研究[J],化学工程与设备，2010(2)： 170-171.

[3] 何斌，孙成，韩恩秀，等.不同湿度土壤中硫酸盐还原菌对碳钢腐蚀的影响[J].腐蚀科学与防护技术，2003，15(1)：1-4.

[4] GB/T 21448-2008，埋地钢质管道阴极保护技术规范[S].

[5] 尚秦玉，许进，尚思贤.高压线路对地下输油管道中杂闪电流影响规律[J].腐蚀科学与防护技术，2007，19(15)：371-372.

[6] 赵健，张莉华，赵泉，等.成品油管线杂闪电流调查及排除[J].腐蚀科学与防护技术，1997，9(4)：314-318.

[7] 张炬，陈振栋.海底管道腐蚀与防护措施研究现状[J].腐蚀研究，2015，29(6)：55-57.

[8] 徐学武.海底油气管道内腐蚀分析与防护[J].腐蚀研究，2014，35(5)：500-504.

[9] SY/T 0053-2004，油气田及管道岩土工程勘察规范[S].

Corrosion Analysis of Crude Oil Pipeline Crossing Ocean Beaches

QU Wei1, QU Xiaohe2, LIU Yaxian3
(1. Guangxi Petrochemical Company, Qinzhou 535008, China; 2. Yunnan Petrochemical Company, CNPC, Anning 650399, China; 3.Qinzhou Scheduling Transportation Company, South China Marketing Company, CNPC, Qinzhou 535000, China)

TE 98

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1671-9905(2017)01-0044-03

屈威，高级工程师，1988年毕业于抚顺石油学院，硕士。现从事炼化企业储运系统生产技术管理工作。电话：15907773317，E-mail: quwei@petrochina.com.cn

2016-11-23