油气站场埋地工艺管道腐蚀与防控

唐维琴　赵冬梅

摘  要：本文通过分析管道腐蚀危害，以滨海储运库站内工艺管道腐蚀现状为例据，就站场埋地工艺管道腐蚀原因进行了深入分析与论证，明确了我国油气站场埋地工艺管道腐蚀的主要原因，并从优化防腐层、实施区域阴极保护等方面对加强管道腐蚀防控提出了针对性建议。

关键词：油气站场;埋地管道;腐蚀防控

1 腐蚀及危害

腐蚀是金属材料和环境介质在相界面上反应作用的结果，因而金属腐蚀可定义为“金属与其周围介质发生化学或电化学作用而产生的破坏”。它存在于国民经济的各行各业，造成重大经济损失。

在油气开采、集输处理、储运生产中，金属腐蚀发生在各个部位和每个过程，其危害性十分严重。管道腐蚀将直接影响管道使用寿命、增加生产成本，随着管道使用年限增长，管道腐蚀概率增大，因腐蚀导致管道失效的事故时有发生，与站场安全生产息息相关。站内埋地管道腐蚀穿孔不易发现，待发现时一般泄漏较为严重，维抢修时难以确认泄漏点，严重时可导致场站整体停运。

2 腐蚀现象

本文以大港油田滨海原油储运库为例对油气生产站场埋地工艺管道腐蚀情况开展了调研。通过抽样开挖检测，对该站埋地工艺管道腐蚀情况给出了定性及部分定量评价，并对地下管道腐蚀特点有了直观清晰的了解及认识。通过归类整理，该站地下工艺管道（含管沟内管道）腐蚀情况主要分为两大类。一是长期处于潮湿环境下的工艺管道腐蚀严重，二是埋地工艺管道普遍存在防腐层破损及管体腐蚀现象;而附加有区域阴极保护的埋地管道暂无明显腐蚀，管道保护效果较好。

总结埋地工艺管道腐蚀特点，主要有两点。首先，埋地保温管道腐蚀程度明显高于埋地不保温管道。经超声波壁厚检测评价，该站埋地不保温管道腐蚀程度基本为轻微腐蚀和一般腐蚀，而埋地保温管道腐蚀程度主要为一般腐蚀和严重腐蚀，并在开挖检测过程中发现，管道保温层被破开后内部保温材料存在不同程度的积水现象，管体腐蚀相对严重。其次，管道出入地处管段、弯头、三通、T接等焊接处管段是腐蚀重灾区;其中管道出入地处管段主要腐蚀部位为埋地端，且普遍腐蚀严重。

3 腐蚀原因分析

分析站场埋地管道腐蚀原因，涉及到材料落后、设计不合理、施工质量欠佳、阴极保护欠缺、维修不及时等多种因素，下面针对前四项关键原因进行阐述说明。

（1）材料落后

在防腐层材料方面，90年代前，國内站场管网的防腐涂层仍采用挥发性溶剂含量很高（30%～ 40%）的溶剂型涂料，例如环氧煤沥青、石油沥青等，溶剂挥发大、污染重，且易产生针孔等涂层缺陷;国外通常采用挥发性溶剂含量很少的高固体成份涂料或不含挥发性溶剂的无溶剂涂料，更加环保，且涂层缺陷少。

在保温材料方面，国内站场管道保温材料以硬质聚氨酯泡沫塑料为主，该材料吸水性强，一旦老化受损地下水便可渗入保温层，进而加速管体腐蚀;滨海储运库埋地保温管道（采暖水及部分原油管道）使用的也是该材料，经开挖检测均证实管体存在明显腐蚀。

（2）设计不合理

管道（特别是保温管道）防腐保温层的整体密封性、材料间的配伍性存在缺陷，是造成管道腐蚀的一个重要原因。近年来，国内站场管道保温结构多数为环氧树脂/煤焦油防腐涂层+聚氨酯泡沫保温层+聚乙烯缠带/镀锌铁板防护层结构;国外保温管道在各层结构之间，添加了一层热熔粘合剂，使钢管、防腐层、保温层和防护层合为一体，构成牢固的“三防体系”，极大地提高了管道的防腐保温效果。

（3）施工质量欠佳

涂装方式在一定程度上影响防腐层质量和效能，防腐施工质量不达标是引发管道腐蚀的关键原因。由于油气站场管网口径不一、直管段较短，很难进行工厂预制，大多不得不采用现场涂覆的涂装方式，涂装质量或多或少受到现场作业的影响，涂层厚度不均，容易产生针孔等涂层缺陷;且站场管道弯管和焊缝较多，表面处理难度大，若施工质量监管不严，除锈未达到标准要求，则很容易产生表面处理死角，大大降低涂层对钢管的附着性，导致涂层易剥离、脱落，严重缩短了管道防腐层使用寿命。

（4）阴极保护欠缺

国内油气站场埋地管网多数仅采用防腐涂层保护，只有少数站场采用牺牲阳极的办法对部分埋地管道实施了区域性阴极保护，但应用效果有待进一步提高。站场埋地或接地金属结构密集布置，实施有效的阴极保护有一定难度，虽少数站场部分管网实施了区域阴极保护，但由于存在干扰和阴极屏蔽等因素，导致某些部位的阴极保护不能完全发挥作用。阴极保护不到位，站场未实施区域性阴极保护或区域阴极保护系统未发挥有效作用，也是引发管道腐蚀的原因之一。

4 腐蚀控制对策

由于油气生产站场管道多为现场涂装，防腐层质量受人为因素及客观条件所限，容易产生缺陷。埋地管道的防腐层一旦破损，若没有附加阴极保护，管体金属在周围土壤环境作用下将很快发生腐蚀破坏，建议对站场埋地管网实施区域性阴极保护，可优先对重要埋地工艺管道进行配置，并逐步推广。

优化防腐层，可从严格施工要求、严格防腐材料的选材、优化防腐层结构设计和提高防腐等级几方面入手。

严格防腐层施工，首先应提高管体表面处理质量，对管体进行除锈处理时应以机械喷砂为主，对于喷砂死角，可辅以手工除锈方式;处理后的管体表面应保证无油污、灰尘，除锈质量应同时达到标准《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》及产品技术规格书的要求，表面处理等级至少应达到Sa2.5以上，锚纹深度最好在40～70um之间。其次，应保证在管体表面温度高于露点温度3℃以上、相对湿度低于80%、环境温度高于0℃或低于50℃条件下方可进行防腐施工。再者，除锈合格的管体表面应在6 h内涂敷涂层;为防止涂层起泡，涂层干膜厚度不宜高于1.4mm。此外，出入地处管段易受外物破坏，应加强防腐处理，建议防腐高度至少超出地面20cm，并采用防紫外线缠带对地面防腐层进行防护处理，避免后续使用中管道受地面积水渗入和阳光长时间照射影响导致防腐层失效进而引发管体腐蚀。

5 结束语

近年来，随着管道及站场完整性管理的逐步推进与落实，我国油气管道站场管网的腐蚀控制取得了较大进展，但，由于种种原因造成的管道腐蚀穿孔事故仍时有发生，结合我站管道腐蚀管控经验，针对油气站场管网腐蚀现状，提出以下几点建议。

（1）建议进一步引进、开发性能优异，适合于站场施工的新型管道防腐材料和修复技术。

（2）加大对油气站场管网腐蚀管理的重视及资金支持，加强对站内管道的检测及监测、维护与维修，同时对比吸收国外先进经验及前沿技术，大胆实践创新，强化预防机制，合理实现腐蚀受控管理。

（3）在对站场埋地管网实施区域性阴极保护时，应确保阴极保护的有效性，避免阴极屏蔽及外界电流干扰;此外，建议加强对专业技术人员的培养，增强技术支撑力量，以提高管理质量。

参考文献：

[1].阎庆玲、陈洪源、赵君等. 油气站场埋地管网腐蚀控制技术[J]，化工设备与管道，2009，04：46-02