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埋地油氣管道腐蝕機理研究及防護

文檔作者：林新宇吳明程浩力龍世華王鵬文檔來源： I．遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院 2．中國石油集團工程設(shè)計有限責任公司北京分公司 3．中國石油大學(華東)機電工程學院		點擊數(shù)：	更新時間： 2024年04月29日
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第4O卷第l期
201 1年1月
當 代 化 工
Contemporary Chemical Industry
Vo1．40．No．1
January，201 l
埋地油氣管道腐蝕機理研究及防護
林新宇 ，吳 明 ，程浩力 ，龍世華 ，王 鵬
(I．遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院， 遼寧撫順113001；
2．中國石油集團工程設(shè)計有限責任公司北京分公司，北京100085； 3．中國石油大學(華東)機電工程學院，山東東營257061)
摘 要： 埋地油氣管道的腐蝕一直是油氣儲運及集輸工程的一個重要問題。分析了埋地油氣輸送管道腐
蝕的各種形式及主要腐蝕機理。針對輸油管道的腐蝕問題，從土壤微生物、理化性質(zhì)以及交流電對管道的腐蝕
影響等方面進行了分析。介紹了埋地油氣混輸管道腐蝕防護的方法：加緩蝕劑、外涂層、內(nèi)涂層和襯里保護、
陰極保護法、雜散電流排流保護等。提出要提高油氣輸送管道的使用壽命，就應在合理選擇防腐護方法的同時，
加強防腐管道的維護和保養(yǎng)，這些是管道防腐工作的的重中之重。
關(guān) 鍵詞： 埋地管道；油氣儲運；油氣集輸；腐蝕防護；陰極保護
中圖分類號： TE 973 文獻標識碼： A 文章編號： 1671—0460(2011)01—0053—03
Corrosion M echanism of Buried Oil Pipelines and Protection
LINXin-yu ， WU Ming ， CHENG Hao．1i ’。， LONG Shi—hua WANG Peng3
(1．College ofPetroleum Engineering，Liaoning Shihua University,Liaoning Fushun 1 13001，China；
2．China Petroleum Engineering Co．，Ltd．Beijing Company，1 00085，China
3．China university ofpetroleum (East—China)，Shandong Dongying 257061，China)
Abstract：The corrosion of buried oil and gas pipeline has always been a problem for oil and gas storage and
transportation and oil—gas gathering．In this paper，main corrosion forms of buried pipelines and the corrosion
mechanism were analyzed．Then effects of soil microorganism，soil physical and chemical properties and alternating
current on pipeline corosion were also analyzed．Some methods of corosion protection were introduced，such as
adding inhibitor，extemal coating，internal coating and lining protection，cathodic protection，stray current protection
and SO on．To solve the corosion problem ，the methods of corrosion protection must be selected reasonably，and
maintenance of the pipeline must be strengthened，which is the key work in pipeline anticorrosion．
Key words： Buried pipeline；Oil and gas storage and transportation； Oil—gas gathering．；Corosion protection；
Cathodic protection
石油工業(yè)是遭遇腐蝕破壞嚴重的行業(yè)之一，隨
著我國大慶、遼河、勝利、華北等油田開發(fā)進入中
后期，采出液綜合含水率逐漸上升，其較高的礦化
度高及氯離子含量，加之二氧化碳、硫化氫、溶解
氧和硫酸鹽還原菌等微生物以及高溫、高壓、流速
流態(tài)變化等相互作用，管線設(shè)備會造成嚴重得內(nèi)腐
蝕。而土壤、雜散電流、微生物等對埋地管線也會
造成很大的外腐蝕問題。油氣管道腐蝕問題遍及油
氣開采、儲運等油氣生產(chǎn)的各個環(huán)節(jié)，已成為制約
油氣田安全與降本增效的重要因素。
根據(jù)對全國腐蝕調(diào)查提供的典型事例資料 ：
中原油田1993年～1999年6年間腐蝕穿孔28 012
次，年均近5 000次，直接經(jīng)濟損失5．7億元；勝利
油田腐蝕問題造成的管道提前報廢更換率為2．5％，
每年至少需要換修400 km左右的管線才能確保生
產(chǎn)安全。由此可見，腐蝕給石油工業(yè)帶來了巨大的
經(jīng)濟損失，且污染環(huán)境，危害極大，如有不慎，還
會造成災難I生的事故。因此研究管道腐蝕機理，制
定相應的保護措施，延長管道的使用壽命，使之安
全、平穩(wěn)地運行對于石化行業(yè)顯得尤為重要。
1 管道腐蝕腐蝕形態(tài)及機理
1．1埋地管道的腐蝕形態(tài)
根據(jù)管道失效的特點可以把腐蝕缺陷分為均勻
腐蝕、局部腐蝕和點腐蝕三大類-z 。均勻腐蝕是指
腐蝕均勻分布于整個金屬表面，即腐蝕面比較大，
而且腐蝕深度比較均勻，沒有大的突變。這種腐蝕
缺陷的失效形式主要考慮破裂失效；局部腐蝕是指
收稿日期： 201O-1O一01
作者簡介： 林新宇(1979一)。男，遼寧撫順人，2003年畢業(yè)于遼寧科技大學，現(xiàn)為遼寧石油化工大學在讀碩士，研究方向：油氣管道完整性
技術(shù)研究。Linxinyull9@126．com。
54 當 代 化 工 201 1年1月
腐蝕集中在金屬表面某些區(qū)域(其它區(qū)域則幾乎不
受腐蝕或輕微腐蝕)，其失效形式也主要是破裂失
效；點腐蝕是指腐蝕以小孔的形式分布于管道表面，
表面積比較小，且其直徑與深度尺寸相近，點蝕的
失效形式是穿孔泄漏失效。
以上三種腐蝕形態(tài)的示意圖 見圖1。
(a) 均勻腐蝕
(b) 局部腐蝕
廠_-— ——]
L — — ————． ——．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．
(c) 點腐蝕
圖1 腐蝕形態(tài)示意圖
Fig．1 Schem atic diagram of corrosion m orphology
埋地長輸管道的腐蝕以外腐蝕為主，大面積均
勻腐蝕的情況較為少見，多表現(xiàn)為局部腐蝕和點蝕。
1．2 腐蝕機理
鋼質(zhì)的腐蝕可分為兩類 ：化學腐蝕與電化學
腐蝕。化學腐蝕是酸液對鋼質(zhì)的氧化反應；電化學
腐蝕實質(zhì)上是一種存在于電解質(zhì)溶液中的氧化還原
化學反應，即電化學反應。油田設(shè)施周圍環(huán)境能提
供滿足此類化學反應所需的條件，如含有多種無機
鹽離子的地層水、注入水充當了電解質(zhì)的作用，構(gòu)
成了類似于原電池的結(jié)構(gòu)。于是在電解質(zhì)溶液中的
其它離子或物質(zhì)的作用下，陽極表面的鐵原子失去
電子成為離子進入電解質(zhì)溶液，電子流動到陰極表
面被溶液中的氧化性物質(zhì)消耗，從而實現(xiàn)了腐蝕。
在腐蝕開始后，在防腐層縫隙內(nèi)的腐蝕介質(zhì)很
難流通，氧在土質(zhì)中向腐蝕縫隙中擴散受阻，致使
縫隙深處和淺處或防腐層破損處之間形成一個宏觀
的氧濃差電池?？p隙深處是濃差電池的陽極，淺處
或防腐層破損處為陰極，在陽極有Fe—Fe +2e的
溶解反應，陰極有OJ2+H O+2e---*20H一的反應，顯
然陰極受到了保護。這就是管壁漏電部分(即防腐層
脫落處)沒有嚴重腐蝕，而周圍剝離的防腐層下縫隙
內(nèi)管外壁腐蝕嚴重的原因 。
陰陽極分離，腐蝕產(chǎn)物以及鹽晶的堆積，進一
步阻滯了外界的陰極保護，同時形成了具有催化作
用的閉塞電池，閉塞電池的形成標志著腐蝕進人了
發(fā)展階段，以后縫隙內(nèi)的金屬陽離子就更難以擴散、
遷移出去。
隨著Fe ，F(xiàn)e 離子在縫隙內(nèi)的積累，造成縫隙
內(nèi)正電荷過剩。土壤中的Cl一與Fe“，F(xiàn)e 離子結(jié)合
并被水解，使腐蝕介質(zhì)微觀局部酸化，腐蝕速度加
快，然后腐蝕環(huán)境又會進一步酸化，因而形成一個
自催化過程。腐蝕速度隨著時間的推移而加快，這
就是埋地管道腐蝕速度比既沒有防腐層保護又沒有
陰極保護的試驗埋片的腐蝕速度大的原因。
1．3 管道的典型腐蝕類型
金屬腐蝕是一個十分復雜的過程。首先是環(huán)境
介質(zhì)的組成、土壤微生物、理化性質(zhì)等千差萬別，
土壤的含水量、含鹽量、pH值等都會對腐蝕產(chǎn)生巨
大影響 ；其次是金屬材料的化學成分、組織機構(gòu)、
表面狀態(tài)各式各樣；另外金屬材料受力狀態(tài)、交直
流電干擾、輸送液體的性質(zhì)等，都是造成金屬腐蝕
的重要因素。
1．3．1 土壤的微生物腐蝕
當埋地管道的有點狀腐蝕時，會出現(xiàn)黑色硫化
亞鐵圍著白色糊狀氫氧化亞鐵的現(xiàn)象，這是管道下
面一般都存在著硫酸鹽還原Ⅲ。這類細菌喜好透氣
性差、潮濕、有硫酸鹽和腐爛植物的有機質(zhì)的土壤。
鋼管與土壤中的水分接觸時，發(fā)生反應在鋼管表面
形成一層很薄得保護膜，當氧耗盡時，這個過程停
止，當有厭氧菌存在時，反應會繼續(xù)進行。細菌將
硫酸鹽還原成硫化物，其與鋼管表面形成的氫膜相
互作用，消耗掉氫膜從而使得金屬溶解，造成管道
腐蝕失效。
1．3．2 土壤氧氣濃度差腐蝕
埋地管道因土壤密度的差異，導致管道周圍氧
氣濃度存在不同，氧濃度差是引起管道局部腐蝕的
主要因素之一，其作用機理為 ”：由于輸送介質(zhì)中
氧的含量不同，氧濃度差產(chǎn)生電位差，貧氧區(qū)的管
道電極電位較負，則構(gòu)成電池的陽極而加速腐蝕；
富氧區(qū)的管道電極電位較正，則構(gòu)成電池的陰極，
從而減緩腐蝕。對于大口徑管道，由于管道頂部土
壤較干燥，透氣性良好，而管道底部較潮濕，透氣
性差，因此管道底部的對地電位低于管道頂部的電
位，底部形成了陽極區(qū)域而發(fā)生腐蝕，管道腐蝕多
發(fā)生在管道的2～4點鐘和8～10點鐘位置。
1．3．3 交流電對管道的腐蝕影響
在管道大修的中，常會發(fā)現(xiàn)位于電流干擾處(變
電所附近或高壓線下)的金屬管道較其它管段腐蝕
嚴重，且大部分為點蝕，嚴重的出現(xiàn)滲油，瀕臨穿
孑L。實驗發(fā)現(xiàn)e 有交流電存在時，碳鋼腐蝕電位向
活化的方向移動，而且電位值隨著電流密度的增大
第40卷第1期 林新宇，等： 埋地油氣管道腐蝕機理研究及防護 55
而增大。同時交流電還使鈍化電流密度增加，而這
種情況又與向溶液中增加氯離子的濃度反應相類
似。這是因為氯離子的增加將會生成大量的氯化鈉，
直接溶解金屬表層的鈍化膜，多數(shù)自然條件下的點
蝕正是氯離子造成的。
l3．4 管道應力腐蝕和疲勞腐蝕
工藝管道在高溫、高壓工況下運行，工藝流程
切換頻繁，會導致管道應力分布不均。當管道防腐
層大修時，管道的自然下沉會造成個別部位應力集
中。
1．3．5 金屬材料不均勻性腐蝕
管材的不均勻性會造成電位差，改造后的管道
的金屬材料與原管材金屬在成分上存在著差異，即
產(chǎn)生了電位差。另外，由于個別管段改線，新老不
同材質(zhì)的管道相連，新管道的電位比16Mn鋼管道
的電位負，會產(chǎn)生電位差而形成陽極區(qū)域，易發(fā)生
管體腐蝕，因此要隨時跟蹤管道的腐蝕狀況 。
1．3．6 其他原因腐蝕
石油的主要組成是各種烷烴，環(huán)烷烴和芳香烴
等，它們并不腐蝕金屬設(shè)備，但是石油中若含有雜
質(zhì)，如無機鹽、硫化物、氮化合物、有機酸、氧、
二氧化碳和水分等，盡管含量很少，危害卻很大。
因為它們在加工過程中有些本身是腐蝕性的介質(zhì)，
另一些也會在加工過程中轉(zhuǎn)化為腐蝕性介質(zhì)。此外，
在原油煉制中加入的水分，氫氣及酸堿化學藥品也
會形成腐蝕介質(zhì)，從而加速設(shè)備的腐蝕哆 。
2 輸油管道腐蝕控制
2．1 藥劑防腐技術(shù)
2．1．1 加殺菌劑
此方法成本低，效果較好，既可在單井井口加，
也可以在管道系統(tǒng)內(nèi)加。在一些以SRB腐蝕為主的
油套管內(nèi)，’加殺菌劑可有效防腐。
2．1．2 加緩蝕劑
加緩蝕劑是減少腐蝕的主要方法之一，大部分
緩蝕劑具有成本低、性能穩(wěn)定、功能性強、效果明
顯的特點。不同的緩蝕劑各有不同的作用機理，緩
蝕劑通過氧化反應、沉淀反應或吸附作用，產(chǎn)生氧
化膜、沉淀膜、吸附膜阻止鋼鐵的腐蝕。例如，針
對地層水含HS、CO 等酸眭氣體和強酸弱堿鹽而引
起的腐蝕，酸性介質(zhì)緩蝕劑可有效地抑制腐蝕 。
由于酸性介質(zhì)(如H s)遇水電離出腐蝕性的H+，H+
當遇到此類緩蝕劑時，與緩蝕劑形成帶正電性的有
共軛電對的物質(zhì)，此物質(zhì)能在鋼鐵表面吸附，使表
面帶正電，排斥了酸中的H 靠近鋼鐵表面，從而使
腐蝕受到抑制，如一些含氮、含氧、含硫化合物，
都屬于此類緩蝕劑。
2_2 表面處理技術(shù)
良好的基層是防腐工程的基本保證。金屬管道
壽命在很大程度上取決于防腐質(zhì)量，防腐質(zhì)量又在
很大程度上取決于涂層與基體的粘接程度，而粘結(jié)
程度又取決于管道表面處理質(zhì)量。在除銹質(zhì)量、涂
層厚度和施工條件諸因素中，除銹質(zhì)量對整個防腐
質(zhì)量和管道使用壽命的影響是最大的 ”。長期生產(chǎn)
實踐證明：除銹質(zhì)量好的比除銹質(zhì)量差的或未經(jīng)除
銹處理的防腐涂層的使用壽命要長3～5倍。因此，
在防腐施工之前，必須將鋼管、容器表面的氧化皮、
鐵銹徹底除掉。
2．3 涂層防腐蝕技術(shù)
2．3．1 外涂層防腐
外涂層采用外涂層使鋼管與土壤等腐蝕環(huán)境隔
絕是埋地管道防腐的基本手段 ，包括：①熔結(jié)環(huán)
氧粉末(FBE)防腐層；②雙層、三層PE防腐層；③
雙層環(huán)氧粉末防腐層；④煤焦油瓷漆防腐層；⑤石
油瀝青防腐層；@HPCC涂層體系。
2．3．2 內(nèi)涂層和襯里保護技術(shù)
內(nèi)涂層和襯里保護較常用的內(nèi)涂層有聚乙烯粉
末涂層、環(huán)氧樹脂粉末涂層 。也有采用可耐300
℃左右高溫的熱噴玻璃防腐的新工藝，使管內(nèi)的硫
化氫等酸性氣體無法與碳鋼接觸 。采用環(huán)氧液體
涂料內(nèi)擠涂工藝以及環(huán)氧粉末涂裝，可對遭受嚴重
腐蝕的管道進行返修。
2．4 陰極保護法
陰極保護有兩種方法” ：犧牲陽極法和強制電
流保護法。對于大口徑的長輸管道，國內(nèi)多采用強
制電流為主、犧牲陽極為輔的陰極保護方法。為防
止陰極保護電流的流失，在工藝站場的管道進、出
口處設(shè)置電絕緣裝置。為防止管道防腐蝕層或絕緣
接頭遭受雷擊或電力故障而引起破壞，在絕緣接頭
位置安裝鋅接地電池。在大型河流穿越段的兩岸邊
各安裝一組鋅合金犧牲陽極以加強保護?。
3 結(jié)論
埋地管道所處的土壤環(huán)境比較復雜，管道內(nèi)輸
送具有腐蝕性質(zhì)的帶溫帶壓的油氣介質(zhì)，防腐難度
不容小視，而且對應的管道防腐方法也多種多樣。
對于不同的腐蝕原因，需要選擇適當?shù)母g防護方
法，選擇不當將會造成嚴重的后果。然而，無論采
用哪種防腐護技術(shù)都不會是一勞永逸的。隨著管道
埋地時間的增加，防腐涂料也會逐漸(下轉(zhuǎn)第59頁)
第40卷第1期 鄭振偉，等：沸騰床渣油加氫脫金屬工藝條件的研究 59
表2 不同原料對渣油脫金屬的影響
HD
3
Table 2 The effect ofdifferent feedstocks on DM ratio
結(jié)?論一
在反應條件基本相同的條件下，分別以原料一
和原料二為進料進行沸騰床加氫反應。從表2可以
看出，原料二的脫金屬率比原料一低34．88％。
渣油中的金屬雜質(zhì)主要分布在膠質(zhì)和瀝青質(zhì)組
分中，瀝青質(zhì)組分中的鎳和釩金屬含量高于膠質(zhì)組
分，瀝青質(zhì)組分含有較多的金屬雜質(zhì)，一方面是金
屬絡(luò)合化合物存在于大分子芳香稠環(huán)體系中；另一
方面小分子的卟啉核由于強極性也會吸附或包裹于
瀝青質(zhì)分子中 。瀝青質(zhì)組分脫金屬比膠質(zhì)組分更
難，這是因為膠質(zhì)分子小容易擴散至催化劑內(nèi)部，
脫除的N；和V沉積在催化劑孔道深處；而瀝青質(zhì)
分子較大，它的擴散速度比膠質(zhì)慢得多，并且它的
空間阻礙也較大，不易進入催化劑孔道內(nèi)，金屬脫
除相對較困難。從表1可以看出原料二的瀝青質(zhì)含
量是原料一的5倍多，瀝青質(zhì)組分中的金屬很難脫
除，所以原料二的脫金屬率比原料一低。
另外，渣油加氫處理過程是受擴散控制的，原
料油的粘度對反應過程有很大影響。從表1實驗原
料的性質(zhì)可以看出，與原料一相比，原料二密度大、
粘度高。原料二的粘度越大，擴散阻力就越大，加
氫反應速率就越慢，在相同的反應條件下，金屬脫
除率就越低。由此可知，不同的原料性質(zhì)對沸騰床
渣油加氫脫金屬率影響很大。
隨著反應溫度的增加，沸騰床渣油加氫脫金屬
率呈上升趨勢。而隨著空速的增加，脫金屬率呈下
降的趨勢，且下降趨勢顯著。隨著氫油體積比的增
加，脫金屬率先隨氫油體積比的增大而提高，達到
一個最佳反應區(qū)(氫油體積比450～550)后，又隨
氫油體積比的增大而降低。
在反應條件基本相同的條件下，渣油的粘度和
瀝青質(zhì)含量對沸騰床渣油加氫脫金率影響顯著。
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化，腐蝕會成為管道破壞的主要根源?？傊?。為提
高油氣輸送管道的使用壽命，在合理選擇防腐涂層
及防腐方法的同時，加強防腐管道的施工、維護和
保養(yǎng)水平是重中之重。
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