焦育（塔里木油田库车勘探开发项目经理部，新疆 库尔勒 841000）

我国石油天然气行业不断发展，同时也面临着巨大挑战。由于天然气中含有一些气体，钢管中含有铁、碳等其元素，气体会与物质发生反应，石油天然气在钢管内输送时会发生化学腐蚀，钢管长时间发生腐蚀会导致天然气泄漏。为了保证石油天然气安全输送，可以采取强制电流腐防腐方法，达到阴极保护作用，减缓钢管腐蚀，并延长钢管使用寿命，避免由于天然气泄漏引发事故。

1 石油天然气腐蚀分析

1.1 化学腐蚀

天然气管道一般为钢制材料，虽然钢管外部用一些防腐材料包裹，钢管裸露在空气中仍然会与O2、SO2、Cl2等气体接触。钢管中含有碳、铁等化学物质，物质与空气中气体接触会发生化学反应，生产FeO、Fe2O2等氧化物和一些化合物，生产的氧化物和化合物在较高的温度条件下，会快速生产氧化膜，导致钢管中的碳脱落，那么，会造成对钢管腐蚀，如果空气中含有水分，更会加剧腐蚀。一些石油天然气中含有SO2、CO2、H2S等容易腐蚀的化学物质，这些气体与水发生反应，导致钢管内壁腐蚀[1]。

1.2 电化学腐蚀

石油天然气管道腐蚀的原因除了化学腐蚀还有电化学腐蚀，电化学腐蚀不同于化学腐蚀，其在腐蚀过程中会产生原电池，导致电流出现。钢管为钢质材料，里面含有铁元素和一些其他杂质，当CO2、SO2、NaCl等物质溶于水时，会形成电解质溶液，浓度各不相同，当天然气管道与这些电解质溶液接触时，溶液和钢管内侧分别有异电性的电荷层，电极之间有电位差，形成原电池，那么，就会发生电化学腐蚀，钢管则受到不同程度的腐蚀[2]。

2 强制电流腐蚀试验

强制电流防腐原理是铁在水溶液中形成的阴极保护，将被保护的金属与直流电源负极相连，在辅助阳极作用下，使电流形成回路，降低被保护金属电位，金属处于热力学稳定状态，从而降低到稳定区域，避免腐蚀。本次实验将碳钢挂片通过在恒压电源的作用下，实现强制电流保护，对通过施加强制电流后碳钢挂片腐蚀情况进行研究。试验材料为恒压电源、可调电阻、7种不同水样、万能电表、碳钢挂片、ClO2、烧杯、绝缘线等。

2.1 静态挂片腐蚀试验

静态挂片腐蚀试验采用不同水质的水，将静态挂片放在不同水质中，强制电流保护试验是将ClO2投入水中，过一段时间后，将碳钢挂片从水中取出，并用清洗液清洗，实验表明，水中未加入ClO2碳钢挂片腐蚀率约为0.2mm/a，水中投入ClO2碳钢挂片腐蚀率约为0.05mm/a。因此，在水中加入ClO2会增加碳钢挂片腐蚀程度，而且不同水中由于输送时间不同，水在管道中输送时，氯的含量会有所减少，可以缓解腐蚀程度。

2.2 强制电流保护试验

强制电流保护试验通过恒压电源对碳钢挂片进行强制电流保护，通过施加强制电流后分析碳钢挂片腐蚀情况。实验表明，在水中投入ClO2，会加速碳钢挂片腐蚀。为了降低由于水质因素导致的腐蚀，本次实验在水中施加强制电流，而且电流强度不同，通过强制电流实现对碳钢挂片的电流进行阴极保护，把碳钢管片与电解质之间形成的电位差降到最低，进而减少电化学腐蚀现象出现。实验表明，刚刚投入ClO2会加强水样腐蚀，所以实验采用的水样是来自不同地点的，为了实验效果更加明显，对不同水质施加相同电流和不同电流两种情况。对于未施加强制电流的水样，腐蚀率则在0.2mm/a以上，属于强腐蚀，施加强制电流水样平均腐蚀率约为0.05mm/a。由此可见，施加强制电流后，对碳钢挂片有良好的阴极保护作用。

2.3 三因素三水平正交试验

三因素三水平正交试验是在水样中施加不同硬度、ClO2浓度和强制电流强度，通过三因素三水平对碳钢挂片进行正交实验，分析碳钢挂片腐蚀情况。实验表明，不同水质对碳钢挂片腐蚀率不同，不同强制电流起到阴极保护效果也不相同。碳钢挂片在投入ClO2后与电解质溶液间电位差有很大差异，施加强制电流腐蚀程度减轻，没有达到完成没有腐蚀[3]。在相同条件下，未对地下水进行处理，杂质多，电极电位差大，腐蚀程度越大，此次试验施加的强制电流，达到碳钢挂片腐蚀电流。因此，相同条件下，电流越小，腐蚀程度越大；ClO2在水中具有氧化作用，投入越多腐蚀率越大。

3 强制电流防腐技术运行

研究强制电流防腐技术的目的是为了更好的应用，当强制电流防腐技术通过无数次实验验证可以降低钢管内壁腐蚀程度时，石油天然气企业就应该采用强制电流防腐技术，保证地埋管道安全输送石油天然气，西气东输则采用了强制电流防腐技术，实现天然气输送畅通。石油天然气企业建立强制电流阴极保护站，在阴极保护站内设置电源，并配备阴极接地装置及其他相关设备，当强制电流阴极保护站施工完毕后，施工人员和石油天然气企业管理人员要对保护站进行检查，检查电源是否符合标准，是否安装阴极接地装置，并对管道的自然电位进行通电测试，其他相关指标是否符合标准，确保强制电流防腐技术能够更好的应用，保证电流交汇点的电位电压保持在-1.2V，电流稳定，在24小时后，测试人员沿着输送管线对保护电位进行测试，保证管线不同位置的电位符合标准，最重要的是，在距离强制电流阴极保护站最远的电位要大于等于最小保护电位值。如果管线某个电位值不符合标准，要立即查到导致电位值不正确的原因，然后再进行调整，确保强制电流阴极保护管线每个部位的电位值均在最小保护电位值以上，当阴极保护管道全线电位值都在最小电位值以上，才能实现阴极保护，那么，石油天然气企业可以保证强制电流阴极保护站正常运行，可以连续工作，到达降低钢管内腐蚀程度。

4 对强制电流阴极保护站的维护

4.1 对设备维护

为了保证强制电流阴极保护站能够正常运行需要对设备进行维护。第一，定期检查电气设备，检查设备电路是否连接牢固，元件是否存在机械障碍，接地装置线路连接情况，电气仪表记录的电压、电流值是否正常。在雨季时，定期检查避雷针接地情况，而且电阻值小于等于10Ω，并做好设备清洁工作。第二，配置两台恒电位仪，保证按照时间要求进行更换，在维修时，不允许带有印刷电路板、电插等，零件保证连接牢固，元件无腐蚀损坏。第三，硫酸铜电极底部不要渗漏，保持清洁，每周检查硫酸铜电极情况，由于电极中的紫铜棒使用一段时间会有蓝色污渍，需要擦洗干净，保证仪器正常工作。第四，每个月检查阳极地床，保证线路完好，阳极导线与地床连接牢固，而且阳极地床电阻值在规定范围内，如果接地电阻阻值比较大，会导致恒电位仪工作不能给管道提供电流，此时应该更换新的阳极地床或者对地床进行维修，，并且地床上有地埋标识[4]。

4.2 对参数进行测量

石油天然气企业在运行强制电流阴极保护站时，必须要做好对保护站的维护工作，保护站维护人员要定时测量运行参数[5]。第一，确保阴极保护站及时向管道送电，对于出现送电终断的情况要及时处理，如果由于特殊状况需要停电，停电超过一天需要向上级主管部门备案，采用停电处理方案对设备进行调整，确保能够正常供电，为了配合好强制电流阴极保护降低钢管内腐蚀工作，必须保证一次断电不得超过2个小时，全年不允许超过30个小时，保证强制电流阴极保护站全年有98%以上时间都在给管道供电。第二，由于强制电流阴极保护站是通过给管道送电实现运行的，而且保护站内设置电源装置，为了确保安全必须要安装接地装置，阴极保护站维护人员对管道接地装置进行检查，及时解除管道接地存在的障碍，保证管道全线达到阴极保护效果。第三，维护人员要定期检测管线电位值，做好检测记录，并分析电位分布规律[6]。保护站在采用恒电位仪供电时，必须定时检测电位，判断电位值是否在规定范围内，不仅测量管线电位，还要测量阴极保护电位。保护站维护人员在运行初期，需要每周测量一次，之后每隔十五天或者一个月测量一次，将测量结果详细记录下来，将记录表及时报送给上级主管部门，上级主管部门对测量数据进行分析，判断强制电流防腐技术应用情况，对存在的问题加以改进。采用整流器供电时，必须经常对汇流点的电位进行检测，并且要求电位小于等于-1.25V，对各测试桩电位进行检测，而且是每个月测试一次，管地电位大于等于-0.85V[7]。第四，强制电流阴极保护采取接地方式，维护人员要每半年或者一年检测地的自然电位，并对土壤的电阻率进行监测。第五，保护站维护人员要定时检测整流器输出的电压和电流，如果发现电流极度下降，电压上升，此时电阻值明显增大，要对阳极接地电阻值进行检测，并找到变化规律，进而判断阳极是否因为被腐蚀的原因而断掉，阳极导线与阴极导线是否出现接触不良现象，如果发现电流值有所增大，而电压值却有所下降，则说明局部出现短路状况，此时应该检查阳极与被保护的金属接触情况，是否有短路状况，或者是其他金属导致阳极与阴极之间发生短路，再或者是否因为绝缘法兰存在漏电情况[8]。

5 结语

随着石油天然气能源的重要性加大，人们越来越重视对能源的合理使用。天然气在输送时会腐蚀钢管内壁一直是困扰人类的问题，钢管内壁腐蚀会引起天然气泄漏造成环境污染甚至是对人体产生伤害。强制电流防腐可以降低钢管内腐蚀程度，将钢管内壁在电流作用下形成回路，使金属处于热力稳定状态，达到阴极保护作用，避免钢管内腐蚀。

[1]何媛，张新喜，薛攀.钢管内腐蚀及强制电流防腐研究[J].全面腐蚀控制，2011，05（45）:134-137.

[2]刘凯，马丽敏，陈志东，等.埋地管道的腐蚀与防护综述[J].管道技术与设备，2014，04（78）:136-138.

[3]詹宏昌.天然气管道外腐蚀与防护[J].广州化工，2011，11（34）:127-128.

[4]卫雪琴.浅析埋地燃气管道被腐蚀的原因及采取的保护方法[J].四川建材，2012，02（34）:254-257.

[5]崔斌，臧国军，赵锐.油气集输管道内腐蚀及内防腐技术[J].石油化工设计，2011，01（56）:51-54.

[6]杜云庆.油田集输管道腐蚀检测与防护对策探析[J].中国石油和化工标准与质量，2013，03（20）:18-20.

[7]张志明，王世德.兰州燃气管网防腐保护体系[J].城市燃气，2012，08（45）:13-17.

[8]李嘉，刘洋，耿健.输油管道防腐措施探讨[J].中国石油和化工标准与质量，2012，01（89）:61-63.