浅析油气管道腐蚀原因及影响因素

方 勇 陈景杨

（1. 西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065；2. 西安石油大学 西部低渗—特低渗透油田开发与治理教育部工程研究中心，陕西 西安 710065）

0 引言

油气管道输送作为主要输送方式之一，有着不可或缺的优点，目前已得到大力发展。截止到2017年时，在世界范围内，大约已经建成3800条油气输送管道，其长度接近2×106km。在我国油气管道长度接近1.2×105km，形成了贯穿全国的油气输送网络，其对我国能源发展起到了不可替代的作用，具有十分重要的战略意义。

早在1970年，国外就已经开始对油气管道的腐蚀现象进行了研究，并且取得了一定的成果。在1991年时，美国就颁布了相应标准ASME-B31G[1]。到了2000年，随着计算机技术的普及，更多的应用模拟软件也逐步硬要的管道腐蚀的研究中，其中主要以有限元模拟为主，初步得出了腐蚀与管道载荷之间的关系。Pyun L等人根据管道的长度及腐蚀范围进行研究，明确了各种因素可能造成的管道失效概率[2]。2009年，Caleyo等人建立了埋地管道的腐蚀预测模型，通过蒙特卡洛法比较准确的预测了相关腐蚀的结果[3]。Bush等人通过搜集相关事故报道及文献，统计分析了管道受到腐蚀后的失效概率，进而对可能造成事故的概率进行了预测，实现了海底管道腐蚀的统计学预测新方法[4]。Puente等人对管线的不同位置进行腐蚀程度测量，根据预测的腐蚀速率对现场实际腐蚀程度进行校核，分析了不同因素对腐蚀速率的影响机制，提出了部分减缓腐蚀的方法[5]。

我国油气输送管线起步较晚，最早在1970年就已经有管道建设，但是直到1990年才有了相关的管道腐蚀研究。近年来随着我国石油行业的不断发展，越来越多的学者也开始对油气输送管线进行研究，对管道腐蚀也有了进一步的认识[6]。胡丽华等人分析了二氧化碳和二氧化硫在不同压力时，对管道的腐蚀情况[7]。冯洪臣等人结合国外相关研究结果，对管线腐蚀后的剩余强度进行研究，并听出了一种强度评价公式，为后续研究提供了研究基础。张鹏等人根据油气管道腐蚀因素建立相关研究模型，并根据模型对管道腐蚀原因进行总结，成功找到了影响管道腐蚀穿孔的主要因素[8]。

根据查阅文献可以看出，目前国内外大多数的研究方法已经对油气输送管道的腐蚀程度及因素有了一定的了解，但是在腐蚀预测、腐蚀特征研究及剩余强度等方面还有一定的不足。本文通过对不同情况下的腐蚀程度及影响腐蚀的因素进行分析，对腐蚀预测方法进行总结，明确其优缺点，并对油气管道的防腐蚀工作进行指导，实现油气安全高效输送，提高管道运输的效率，推进能源行业健康发展。

1 腐蚀分类及影响因素

1.1 腐蚀分类

1.1.1 按腐蚀机理

根据油气输送管道的材质，根据腐蚀机理可以将腐蚀分为化学腐蚀和电化学腐蚀。其中化学腐蚀中不包括电子流动，只是在氧化还原过程中实现腐蚀过程形成腐蚀产物，具有规则的化学规律。而电化学腐蚀主要包括三个条件，分别是金属、电解液及腐蚀性物质，反应的过程中具有电子流动，因而被称为电化学腐蚀。

1.1.2 按腐蚀形态

根据腐蚀形态可以将管道腐蚀分为均匀腐蚀、点腐蚀、缝隙腐蚀及应力腐蚀等，通常在金属管道中，最为常见还是均匀腐蚀和点腐蚀。

1.1.3 按失效位置

根据失效位置可以将管道腐蚀分为内腐蚀和外腐蚀。其中导致内腐蚀的原因主要是由于设计的不合理性、管道的质量问题、施工设计的缺陷性及后期管理存在一定问题等。外腐蚀主要包括海水腐蚀、土壤腐蚀及微生物等的腐蚀。

1.2 腐蚀影响因素

1.2.1 温度影响

根据国内外学者研究得出，不同温度下二氧化碳及硫化氢都会呈现出不同的腐蚀程度，此外温度不同还会导致环境变化，进一步影响管道的腐蚀情况。当温度低于60℃时，碳钢表面会形成FeCO3，使得管道发生均匀腐蚀，当温度升高到80°时，腐蚀的速率进一步加快达到最大值，腐蚀多为点腐蚀，温度在120～150℃时，可以在管道表面形成一层膜，具有很强的附着力，相关学者认为其是FeCO3所形成，可以减缓腐蚀速率。

1.2.2 大气腐蚀

铺设在地面的油气管道长时间与空气中的水和二氧化碳等相互作用，最终导致的腐蚀现象即为大气腐蚀。空气中的水分和各种微粒会吸附在管道表面形成一层水膜，当二氧化碳和氧气等遇到水膜后会形成具有腐蚀性的电解质溶液，导致管道出现腐蚀现象。

1.2.3 土壤腐蚀

土壤腐蚀主要类型包括，微生物腐蚀及电池腐蚀等等，土壤中成分相对复杂，固液气三相成分都存在于土壤之中，因此很多因素都会对土壤的腐蚀性造成影响，包括土壤孔隙度、电阻、pH值等等。

1.2.4 应力腐蚀

由于管道铺设过程中接口处会产生焊接应力，土壤中也存在相应的土壤力等，在生产过程中由于弹性及拉应力等存在会提高管道的表面活性导致电化学反应发生，进而产生腐蚀现象。

1.2.5 缝隙腐蚀

由于油气输送管道本身是金属材质，部分辅助部分为非金属，管道经过操作工人的焊接，加固等处理形成一段段连贯的、密闭的整体。而由于各种因素可能导致焊接过程存在一定缺陷，使得管道出现气孔、缝隙等。由于各种土壤中都含有各种微生物，通过缝隙与管道中气体等介质发生吸附及电化学反应等，最终造成了油气输送管道的腐蚀现象。

2 腐蚀检测

2.1 交流电流衰减法

检测设备由发射机和接收器组成，在检测时发射机发射一定频率的信号，通过管道传递至接收器，由接收器接受相应信号电波，对管道各点的强度进行测量。根据接收到电流的强弱，对腐蚀位置进行判断，此外根据接收到信号判断各点的电阻值可以有效测量各点管壁的厚度进而对管道的腐蚀缺陷进行预测。

2.2 磁场分布法

该方法在使用时不需要连接大地，同样的也不会受到土壤特性的干扰，但是管道的埋藏深度会影响其预测结果，此外对于测量位置的选择也由严格的要求，在测量时需要确定检测点位，同时点距要控制在一定范围内，保持一个合理值。

2.3 直流电位梯度法

通过直接在管道上加载直流电流，电流流过管道经过腐蚀点时会出现损失且与点位梯度呈现正相关，根据电位梯度和阴极保护电位的百分比可以对腐蚀程度进行预测。该方法可以精准判断管道腐蚀部位，同时可以判定出腐蚀面积和形状，不易受到其他电流的干扰，但其也具有一定的缺点，包括不能判断防腐层是否脱离，在施工时通常需要大功率的电流进行测量。

2.4 人体电容法

通过向管道发射电信号，如果防腐层存在相应缺陷，则会漏电，当检测人员距离破损点越近，信号则会越明显。

3 腐蚀预防措施及补救技术

3.1 腐蚀预防措施

3.1.1 乙烯防腐层腐护技术

通过在管道表面覆盖上一层乙烯来达到防腐蚀的效果，一般可以分为冷缠与包覆两种保护形式。冷缠后的乙烯保护层具有较好的黏结性，具有非常优秀的防水和绝缘能力，但是该方法要防止其脱离后管道受到更强的腐蚀伤害。

3.1.2 热喷玻璃釉防腐技术

该技术是我国最新研发的，应用于长时间使用的管道，主要用于防止管道出现严重的老化现象，同时可以有效的防止管道出现腐蚀现象。施工人员将玻璃釉喷在埋地管道上，形成玻璃和金属的复合层。

3.1.3 石油沥青防腐技术

通过将石油沥青作为涂层，进行油气管道防腐蚀，具有非常好的防水效果，但是容易受到温度影响也容易被土壤中的微生物等破坏。

3.1.4 环氧煤沥青防腐技术

该方法最主要的优势是其价格相对较低，施工成本远低于其他方法，但是其对温度要求比较严格。

3.1.5 采用电化学保护阴极

将管道设置为阴极区，通过电化学方法保护油气管道达到防腐蚀的目的。主要包括外加电源、牺牲阳极保护阴极及杂散电流排流防腐等。

3.2 补救技术

3.2.1 添加缓蚀剂

向管道内部添加缓蚀剂来降低管道的腐蚀情况，主要包括咪唑啉类或者复合型的缓蚀剂，通过降低管道内的一氧化碳含量来缓解管道的腐蚀情况。此外还可以向管道内部添加乙二醇等物质，降低管道内水合物的形成效率，进而降低管道的腐蚀程度。

3.2.2 管道防腐层修复

指的是在不影响管道正常输送的情况下，对管道进行维护更换及修补的技术。根据管道防腐层的位置可以分为管线外防腐层修复技术和管线内防腐层修复技术。

3.2.3 管体强补技术

管体强补技术的本质是对管道存在缺陷的部位或者受到腐蚀的部位进行补充和强化的方法，不仅可以确保管道的强度不受影响，还可以最大限度的保证管道的完整性。但是该方法对于管道自身的强度要求较高，不适用于严重腐蚀的管道。

4 结语

文章首先对管道腐蚀分类进行介绍，主要可以分为三大类。根据管道铺设位置的不同影响因素也具有一定的区别，各个因素的影响机制也各不相同，需要充分考虑到铺设环境，做出针对性的评价。腐蚀预测方法大多数是依靠现场数据进行统计，构建相应的数学模型，进而对腐蚀进行预测，虽然能预测部分场景下的腐蚀情况但准确度仍有待提高。最后对腐蚀检测进行了介绍，目前主流应用还是通过对电流的检测，间接实现对腐蚀程度的测量。目前管道腐蚀的预防及补救措施也得到了相应的发展，在日常生产中已经可以应对多数情况下的腐蚀问题，但仍须提高安全意识，做好预防与检测工作，确保油气输送的安全进行，推动我国能源行业高速发展。