冯继伟 杨正纲(中国石油天然气集团公司长庆油田分公司第三采油厂，陕西 西安 710200)

油气管道是目前最为安全且经济的油气运输方式，针对长距离运输则主要依靠地下埋设管道实现。地下复杂的土壤环境极易腐蚀管道内外壁，由此导致的管道腐蚀穿孔将会带来严重的安全隐患。管道腐蚀因素较多，但本质原因均是管道材质与外界环境物质接触后发生的化学反应导致的。因此，对于石油企业而言，如何有效运用管道防腐技术避免管道腐蚀是当下重要的研究课题。

1 长输地埋油气管道腐蚀因素

1.1 化学因素腐蚀

埋设地下的油气管道多采用中低碳钢材质，在长期使用过程中受到的化学腐蚀主要有两方面，一方面是遭受外腐蚀，即受土壤环境、雨水、温度等自然条件影响，以及人为破坏等人为条件影响，导致管道外防腐层剥离破坏；另一方面是内腐蚀，即油气中存在的含硫化合物以及杂质对管道内的腐蚀，导致管道穿孔。化学因素对油气管道腐蚀最为严重，也极为常见。

1.1.1土壤腐蚀

土壤中含盐量在2%～5%左右，以Cl－为主，含盐量的增加会导致金属腐蚀程度加剧。硫酸盐还原菌(SRB)广泛存在于土壤环境中，可促进SO2-4还原S2-，进而腐蚀钢铁。

1.1.2CO2腐蚀

流体的pH 值、流速与压力、温度、金属材质、管材的热处理、保护膜性质等因素直接影响CO2腐蚀性。同时，流体中含有的HCO－3、Cl－与上述因素相互作用，可加速金属腐蚀速度。CO2阳极反应机理是Fe阳极氧化过程，阴极反应机理实质上是CO2融于水中电离出H+的过程，为催化或非催化阴极还原反应。

1.1.3 H2S腐蚀

与水接触后的H2S气体很可能对金属管道造成局部甚至全面腐蚀。影响H2S腐蚀的因素，一方面是材料因素，如管材的成分、强度、硬度、表面状态、显微组织等；另一方面为环境因素，如水分含量、H2S浓度、pH值、Cl－浓度等。

1.2 电化学腐蚀

土壤属于多相态复杂混合物，包括空气、无机盐、水等，具备电解质的性质[1]。因此易与管道裸露的金属表面发生缓慢化学反应。

（1）微观电池腐蚀：管道金属中存在或夹杂如熔渣、焊缝、氧化膜等不均匀杂质，在成分复杂的土壤环境中，易产生电位差而形成“腐蚀电池”。比如，某批次钢管焊缝熔渣与其主体金属材料之间电位差0.26～0.31V左右。

（2）宏观电池腐蚀：主要发生在区域内土壤受自然因素影响较大或土壤物理、化学性质差异较大的情况下，所产生的条件效应对地下管线电位有直接影响。一般情况下，在含盐量较高的土壤中埋设管道，其被腐蚀程度相比更为严重。若长输油气管道同时存在于含盐量高低程度不同的土壤中，将会形成浓差电池。

1.3 生物腐蚀

主要是因为埋设油气管道的土壤中存在不同种类的菌类或微生物，其在生长繁殖过程中不断进行呼吸作用并对元素产生富集作用，由此将一般土壤环境逐渐转变为较高腐蚀浓度的环境。不同于单纯的化学腐蚀与电化学腐蚀，生物腐蚀通常影响范围大且腐蚀速度快，技术人员对其产生的腐蚀处理难度高。众多微生物中，以铁细菌和硫酸还原菌为主。其中，铁细菌属于好氧菌，可在溶解一定氧气的水中生存繁殖。而硫酸还原菌为厌氧菌，甚至可以在无氧条件下，将管道表面有机物作为碳源，与之反应产生氢，促进SO2-4还原S2-而得以生存。

1.4 物理腐蚀

通常情况下，土壤腐蚀因素主要为土壤应力腐蚀和油砂冲蚀两种。土壤应力腐蚀一般存在于油气管道拐弯、接口或焊缝等位置，易受到流体带来的热应力以及土壤应力。同时，管道存在的缺陷以及腐蚀介质共同促进了薄弱部位的腐蚀穿孔速度。而油砂冲蚀是原油自身携带粒径较大泥沙在重力作用下，长期积沉与管道底部，在层流状态下，长时间经过流体不断冲刷导致管道内壁磨损，久而穿孔。针对长输油气管道，此种腐蚀因素应得到高度重视。

2 长输地埋油气管道腐蚀防护对策

2.1 合理应用涂层保护技术

主要是通过在油气管道上涂抹防腐涂层的形式，隔开管道与周围腐蚀环境，以此降低腐蚀速率。主要分为有机防腐涂层与无机防腐涂层两大类。

2.1.1有机防腐涂层

具有良好的耐酸性、耐腐蚀性以及绝缘性，不同性质的涂层具有不同的优缺点，在制定防护措施时应根据实际需求以及应用环境综合分析。

（1）重油沥青涂层：优点是耐水性优良，有良好的附着力可防止表面起皮，来源丰富且成本低廉。缺陷是机械性能和热稳定性较低，易被土壤中细菌破坏，易老化。

（2）煤焦油涂层：优点是不易被细菌侵蚀，吸收率低，使用寿命长。缺点是有毒性，污染环境。

（3）橡胶防腐层：坚固耐用，成本较低，环保无污染。缺点是易损坏，现场补口层施工难度大。

（4）环氧煤和沥青涂层：耐热、耐磨、耐离散电流。缺点是固化时间长，表面不易涂抹且稳定性低。

2.1.2无机防腐涂层

在实际应用中表现出优异的耐腐蚀、耐磨、耐热性能，愈发受到国内外研究关注。但存在生产耗能较高且结合强度不高易脱落等缺陷，限制了其在管道防腐中的广泛应用。

（1）水泥砂浆涂层：含碱水泥浆易在管道内部形成钝化膜达到防腐目的，且无毒、安全、价廉。

（2）搪瓷涂层：除氢氟酸外，具备抵抗种酸碱的能力，提升防腐整体水平，价格适中。

2.2 耐蚀材料防护技术

合理选择管道材质，需要综合考虑流体介质、使用环境、材料结构、可能发生的物理或化学反应等因素，还需要注意选材的特殊要求[2]。对于金属材料的选择，如在含CO2的油气田中，可选择耐腐蚀性较好的9%～12%Cr铬铁素体不锈钢管；若CO2与Cl-共存，选择23%Cr的铬锰镍不锈钢；选择镀铝钢材以有效防止SO2和H2S 腐蚀等。对于高分子材料而言，也可应用于管道防腐。如采用玻璃纤维或其制品制成的玻璃钢纤维，既具备金属钢材的强度，又具备优良的耐腐蚀、电绝缘、隔热等特点，在国外被广泛运用于耐腐蚀管道、耐腐蚀输送泵等设备中，值得我国借鉴。

2.3 阴极保护技术

主要是通过通电操作在被保护金属的表面进行阴极极化作用，减缓腐蚀。该项技术现已在我国陕西、大庆、四川等大型油气田中广泛应用，包含强制电流法与牺牲阳极保护法两种。强制电流保护法是通过外部电流作用使管道阴极极化。通常应用于长输地埋油气管道，结合防护涂层使用。牺牲阳极保护法是通过电流作用使阳极的活泼金属优先腐蚀溶解，以达到防止管道被腐蚀的目的。

2.4 缓蚀剂技术

主要应用于尤其管道内侧位置，作为一种化学物质，少量添加于管道内部即可降低中性介质、酸性介质和气体介质等的腐蚀性，具有用量少、效果佳、便捷性等特点，广泛用于油气管道以及注采系统中[3]。缓蚀剂种类较多，针对金属腐蚀的复杂性，实际应用时应将多种缓蚀剂复配使用，效果更为显著。为使缓蚀剂与管道内壁充分接触，发挥效用，可在药剂中加入阻垢剂和杀菌剂，并定期清洗管道内沉积物。

2.5 合理选择管道腐蚀检测技术

腐蚀检测可实时掌握管道腐蚀动态，为验证防腐措施的有效性以及腐蚀防止措施的制定提供重要依据，对油气管道腐蚀的防护有重要意义。

（1）人体电容法：实际应用较为广泛，对于管道防腐检测速度较高，对管道腐蚀位置把握较好。该种技术对技术人员业务能力以及经验要求高，且需要合理选择检测信号发射点位置。

（2）PCM法：即为管中电流绘制法，可精准判定输送管道腐蚀状况、防腐层质量以及管道受损位置。该种技术对人员素质要求不高，可节约部分检测成本，但检测结果易受气温变化影响，需要酌情选择。

3 结语

我国各大相关行业应致力于构建由管道设计、建设施工、投产和运营环节组成的全寿命周期内腐蚀防控体系，积极引进并运用管道腐蚀保护技术和先进的腐蚀检测技术，为降低长输油气管道腐蚀风险提供有力的技术支持。