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埋地油气管道腐蚀机理研究及防护

文档作者：林新宇吴明程浩力龙世华王鹏文档来源： I．辽宁石油化工大学石油天然气工程学院 2．中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司 3．中国石油大学(华东)机电工程学院		点击数：	更新时间： 2024年04月29日
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第4O卷第l期
201 1年1月
当 代 化 工
Contemporary Chemical Industry
Vo1．40．No．1
January，201 l
埋地油气管道腐蚀机理研究及防护
林新宇 ，吴 明 ，程浩力 ，龙世华 ，王 鹏
(I．辽宁石油化工大学石油天然气工程学院， 辽宁抚顺113001；
2．中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京100085； 3．中国石油大学(华东)机电工程学院，山东东营257061)
摘 要： 埋地油气管道的腐蚀一直是油气储运及集输工程的一个重要问题。分析了埋地油气输送管道腐
蚀的各种形式及主要腐蚀机理。针对输油管道的腐蚀问题，从土壤微生物、理化性质以及交流电对管道的腐蚀
影响等方面进行了分析。介绍了埋地油气混输管道腐蚀防护的方法：加缓蚀剂、外涂层、内涂层和衬里保护、
阴极保护法、杂散电流排流保护等。提出要提高油气输送管道的使用寿命，就应在合理选择防腐护方法的同时，
加强防腐管道的维护和保养，这些是管道防腐工作的的重中之重。
关 键词： 埋地管道；油气储运；油气集输；腐蚀防护；阴极保护
中图分类号： TE 973 文献标识码： A 文章编号： 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
石油工业是遭遇腐蚀破坏严重的行业之一，随
着我国大庆、辽河、胜利、华北等油田开发进入中
后期，采出液综合含水率逐渐上升，其较高的矿化
度高及氯离子含量，加之二氧化碳、硫化氢、溶解
氧和硫酸盐还原菌等微生物以及高温、高压、流速
流态变化等相互作用，管线设备会造成严重得内腐
蚀。而土壤、杂散电流、微生物等对埋地管线也会
造成很大的外腐蚀问题。油气管道腐蚀问题遍及油
气开采、储运等油气生产的各个环节，已成为制约
油气田安全与降本增效的重要因素。
根据对全国腐蚀调查提供的典型事例资料 ：
中原油田1993年～1999年6年间腐蚀穿孔28 012
次，年均近5 000次，直接经济损失5．7亿元；胜利
油田腐蚀问题造成的管道提前报废更换率为2．5％，
每年至少需要换修400 km左右的管线才能确保生
产安全。由此可见，腐蚀给石油工业带来了巨大的
经济损失，且污染环境，危害极大，如有不慎，还
会造成灾难I生的事故。因此研究管道腐蚀机理，制
定相应的保护措施，延长管道的使用寿命，使之安
全、平稳地运行对于石化行业显得尤为重要。
1 管道腐蚀腐蚀形态及机理
1．1埋地管道的腐蚀形态
根据管道失效的特点可以把腐蚀缺陷分为均匀
腐蚀、局部腐蚀和点腐蚀三大类-z 。均匀腐蚀是指
腐蚀均匀分布于整个金属表面，即腐蚀面比较大，
而且腐蚀深度比较均匀，没有大的突变。这种腐蚀
缺陷的失效形式主要考虑破裂失效；局部腐蚀是指
收稿日期： 201O-1O一01
作者简介： 林新宇(1979一)。男，辽宁抚顺人，2003年毕业于辽宁科技大学，现为辽宁石油化工大学在读硕士，研究方向：油气管道完整性
技术研究。Linxinyull9@126．com。
54 当 代 化 工 201 1年1月
腐蚀集中在金属表面某些区域(其它区域则几乎不
受腐蚀或轻微腐蚀)，其失效形式也主要是破裂失
效；点腐蚀是指腐蚀以小孔的形式分布于管道表面，
表面积比较小，且其直径与深度尺寸相近，点蚀的
失效形式是穿孔泄漏失效。
以上三种腐蚀形态的示意图 见图1。
(a) 均匀腐蚀
(b) 局部腐蚀
厂_-— ——]
L — — ————． ——．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．
(c) 点腐蚀
图1 腐蚀形态示意图
Fig．1 Schem atic diagram of corrosion m orphology
埋地长输管道的腐蚀以外腐蚀为主，大面积均
匀腐蚀的情况较为少见，多表现为局部腐蚀和点蚀。
1．2 腐蚀机理
钢质的腐蚀可分为两类 ：化学腐蚀与电化学
腐蚀。化学腐蚀是酸液对钢质的氧化反应；电化学
腐蚀实质上是一种存在于电解质溶液中的氧化还原
化学反应，即电化学反应。油田设施周围环境能提
供满足此类化学反应所需的条件，如含有多种无机
盐离子的地层水、注入水充当了电解质的作用，构
成了类似于原电池的结构。于是在电解质溶液中的
其它离子或物质的作用下，阳极表面的铁原子失去
电子成为离子进入电解质溶液，电子流动到阴极表
面被溶液中的氧化性物质消耗，从而实现了腐蚀。
在腐蚀开始后，在防腐层缝隙内的腐蚀介质很
难流通，氧在土质中向腐蚀缝隙中扩散受阻，致使
缝隙深处和浅处或防腐层破损处之间形成一个宏观
的氧浓差电池。缝隙深处是浓差电池的阳极，浅处
或防腐层破损处为阴极，在阳极有Fe—Fe +2e的
溶解反应，阴极有OJ2+H O+2e---*20H一的反应，显
然阴极受到了保护。这就是管壁漏电部分(即防腐层
脱落处)没有严重腐蚀，而周围剥离的防腐层下缝隙
内管外壁腐蚀严重的原因 。
阴阳极分离，腐蚀产物以及盐晶的堆积，进一
步阻滞了外界的阴极保护，同时形成了具有催化作
用的闭塞电池，闭塞电池的形成标志着腐蚀进人了
发展阶段，以后缝隙内的金属阳离子就更难以扩散、
迁移出去。
随着Fe ，Fe 离子在缝隙内的积累，造成缝隙
内正电荷过剩。土壤中的Cl一与Fe“，Fe 离子结合
并被水解，使腐蚀介质微观局部酸化，腐蚀速度加
快，然后腐蚀环境又会进一步酸化，因而形成一个
自催化过程。腐蚀速度随着时间的推移而加快，这
就是埋地管道腐蚀速度比既没有防腐层保护又没有
阴极保护的试验埋片的腐蚀速度大的原因。
1．3 管道的典型腐蚀类型
金属腐蚀是一个十分复杂的过程。首先是环境
介质的组成、土壤微生物、理化性质等千差万别，
土壤的含水量、含盐量、pH值等都会对腐蚀产生巨
大影响 ；其次是金属材料的化学成分、组织机构、
表面状态各式各样；另外金属材料受力状态、交直
流电干扰、输送液体的性质等，都是造成金属腐蚀
的重要因素。
1．3．1 土壤的微生物腐蚀
当埋地管道的有点状腐蚀时，会出现黑色硫化
亚铁围着白色糊状氢氧化亚铁的现象，这是管道下
面一般都存在着硫酸盐还原Ⅲ。这类细菌喜好透气
性差、潮湿、有硫酸盐和腐烂植物的有机质的土壤。
钢管与土壤中的水分接触时，发生反应在钢管表面
形成一层很薄得保护膜，当氧耗尽时，这个过程停
止，当有厌氧菌存在时，反应会继续进行。细菌将
硫酸盐还原成硫化物，其与钢管表面形成的氢膜相
互作用，消耗掉氢膜从而使得金属溶解，造成管道
腐蚀失效。
1．3．2 土壤氧气浓度差腐蚀
埋地管道因土壤密度的差异，导致管道周围氧
气浓度存在不同，氧浓度差是引起管道局部腐蚀的
主要因素之一，其作用机理为 ”：由于输送介质中
氧的含量不同，氧浓度差产生电位差，贫氧区的管
道电极电位较负，则构成电池的阳极而加速腐蚀；
富氧区的管道电极电位较正，则构成电池的阴极，
从而减缓腐蚀。对于大口径管道，由于管道顶部土
壤较干燥，透气性良好，而管道底部较潮湿，透气
性差，因此管道底部的对地电位低于管道顶部的电
位，底部形成了阳极区域而发生腐蚀，管道腐蚀多
发生在管道的2～4点钟和8～10点钟位置。
1．3．3 交流电对管道的腐蚀影响
在管道大修的中，常会发现位于电流干扰处(变
电所附近或高压线下)的金属管道较其它管段腐蚀
严重，且大部分为点蚀，严重的出现渗油，濒临穿
孑L。实验发现e 有交流电存在时，碳钢腐蚀电位向
活化的方向移动，而且电位值随着电流密度的增大
第40卷第1期 林新宇，等： 埋地油气管道腐蚀机理研究及防护 55
而增大。同时交流电还使钝化电流密度增加，而这
种情况又与向溶液中增加氯离子的浓度反应相类
似。这是因为氯离子的增加将会生成大量的氯化钠，
直接溶解金属表层的钝化膜，多数自然条件下的点
蚀正是氯离子造成的。
l3．4 管道应力腐蚀和疲劳腐蚀
工艺管道在高温、高压工况下运行，工艺流程
切换频繁，会导致管道应力分布不均。当管道防腐
层大修时，管道的自然下沉会造成个别部位应力集
中。
1．3．5 金属材料不均匀性腐蚀
管材的不均匀性会造成电位差，改造后的管道
的金属材料与原管材金属在成分上存在着差异，即
产生了电位差。另外，由于个别管段改线，新老不
同材质的管道相连，新管道的电位比16Mn钢管道
的电位负，会产生电位差而形成阳极区域，易发生
管体腐蚀，因此要随时跟踪管道的腐蚀状况 。
1．3．6 其他原因腐蚀
石油的主要组成是各种烷烃，环烷烃和芳香烃
等，它们并不腐蚀金属设备，但是石油中若含有杂
质，如无机盐、硫化物、氮化合物、有机酸、氧、
二氧化碳和水分等，尽管含量很少，危害却很大。
因为它们在加工过程中有些本身是腐蚀性的介质，
另一些也会在加工过程中转化为腐蚀性介质。此外，
在原油炼制中加入的水分，氢气及酸碱化学药品也
会形成腐蚀介质，从而加速设备的腐蚀哆 。
2 输油管道腐蚀控制
2．1 药剂防腐技术
2．1．1 加杀菌剂
此方法成本低，效果较好，既可在单井井口加，
也可以在管道系统内加。在一些以SRB腐蚀为主的
油套管内，’加杀菌剂可有效防腐。
2．1．2 加缓蚀剂
加缓蚀剂是减少腐蚀的主要方法之一，大部分
缓蚀剂具有成本低、性能稳定、功能性强、效果明
显的特点。不同的缓蚀剂各有不同的作用机理，缓
蚀剂通过氧化反应、沉淀反应或吸附作用，产生氧
化膜、沉淀膜、吸附膜阻止钢铁的腐蚀。例如，针
对地层水含HS、CO 等酸眭气体和强酸弱碱盐而引
起的腐蚀，酸性介质缓蚀剂可有效地抑制腐蚀 。
由于酸性介质(如H s)遇水电离出腐蚀性的H+，H+
当遇到此类缓蚀剂时，与缓蚀剂形成带正电性的有
共轭电对的物质，此物质能在钢铁表面吸附，使表
面带正电，排斥了酸中的H 靠近钢铁表面，从而使
腐蚀受到抑制，如一些含氮、含氧、含硫化合物，
都属于此类缓蚀剂。
2_2 表面处理技术
良好的基层是防腐工程的基本保证。金属管道
寿命在很大程度上取决于防腐质量，防腐质量又在
很大程度上取决于涂层与基体的粘接程度，而粘结
程度又取决于管道表面处理质量。在除锈质量、涂
层厚度和施工条件诸因素中，除锈质量对整个防腐
质量和管道使用寿命的影响是最大的 ”。长期生产
实践证明：除锈质量好的比除锈质量差的或未经除
锈处理的防腐涂层的使用寿命要长3～5倍。因此，
在防腐施工之前，必须将钢管、容器表面的氧化皮、
铁锈彻底除掉。
2．3 涂层防腐蚀技术
2．3．1 外涂层防腐
外涂层采用外涂层使钢管与土壤等腐蚀环境隔
绝是埋地管道防腐的基本手段 ，包括：①熔结环
氧粉末(FBE)防腐层；②双层、三层PE防腐层；③
双层环氧粉末防腐层；④煤焦油瓷漆防腐层；⑤石
油沥青防腐层；@HPCC涂层体系。
2．3．2 内涂层和衬里保护技术
内涂层和衬里保护较常用的内涂层有聚乙烯粉
末涂层、环氧树脂粉末涂层 。也有采用可耐300
℃左右高温的热喷玻璃防腐的新工艺，使管内的硫
化氢等酸性气体无法与碳钢接触 。采用环氧液体
涂料内挤涂工艺以及环氧粉末涂装，可对遭受严重
腐蚀的管道进行返修。
2．4 阴极保护法
阴极保护有两种方法” ：牺牲阳极法和强制电
流保护法。对于大口径的长输管道，国内多采用强
制电流为主、牺牲阳极为辅的阴极保护方法。为防
止阴极保护电流的流失，在工艺站场的管道进、出
口处设置电绝缘装置。为防止管道防腐蚀层或绝缘
接头遭受雷击或电力故障而引起破坏，在绝缘接头
位置安装锌接地电池。在大型河流穿越段的两岸边
各安装一组锌合金牺牲阳极以加强保护⋯。
3 结论
埋地管道所处的土壤环境比较复杂，管道内输
送具有腐蚀性质的带温带压的油气介质，防腐难度
不容小视，而且对应的管道防腐方法也多种多样。
对于不同的腐蚀原因，需要选择适当的腐蚀防护方
法，选择不当将会造成严重的后果。然而，无论采
用哪种防腐护技术都不会是一劳永逸的。随着管道
埋地时间的增加，防腐涂料也会逐渐(下转第59页)
第40卷第1期 郑振伟，等：沸腾床渣油加氢脱金属工艺条件的研究 59
表2 不同原料对渣油脱金属的影响
HD
3
Table 2 The effect ofdifferent feedstocks on DM ratio
结⋯论一
在反应条件基本相同的条件下，分别以原料一
和原料二为进料进行沸腾床加氢反应。从表2可以
看出，原料二的脱金属率比原料一低34．88％。
渣油中的金属杂质主要分布在胶质和沥青质组
分中，沥青质组分中的镍和钒金属含量高于胶质组
分，沥青质组分含有较多的金属杂质，一方面是金
属络合化合物存在于大分子芳香稠环体系中；另一
方面小分子的卟啉核由于强极性也会吸附或包裹于
沥青质分子中 。沥青质组分脱金属比胶质组分更
难，这是因为胶质分子小容易扩散至催化剂内部，
脱除的N；和V沉积在催化剂孔道深处；而沥青质
分子较大，它的扩散速度比胶质慢得多，并且它的
空间阻碍也较大，不易进入催化剂孔道内，金属脱
除相对较困难。从表1可以看出原料二的沥青质含
量是原料一的5倍多，沥青质组分中的金属很难脱
除，所以原料二的脱金属率比原料一低。
另外，渣油加氢处理过程是受扩散控制的，原
料油的粘度对反应过程有很大影响。从表1实验原
料的性质可以看出，与原料一相比，原料二密度大、
粘度高。原料二的粘度越大，扩散阻力就越大，加
氢反应速率就越慢，在相同的反应条件下，金属脱
除率就越低。由此可知，不同的原料性质对沸腾床
渣油加氢脱金属率影响很大。
随着反应温度的增加，沸腾床渣油加氢脱金属
率呈上升趋势。而随着空速的增加，脱金属率呈下
降的趋势，且下降趋势显著。随着氢油体积比的增
加，脱金属率先随氢油体积比的增大而提高，达到
一个最佳反应区(氢油体积比450～550)后，又随
氢油体积比的增大而降低。
在反应条件基本相同的条件下，渣油的粘度和
沥青质含量对沸腾床渣油加氢脱金率影响显著。
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(上接第55页)老化，加上管道内外的各因素的变
化，腐蚀会成为管道破坏的主要根源。总之。为提
高油气输送管道的使用寿命，在合理选择防腐涂层
及防腐方法的同时，加强防腐管道的施工、维护和
保养水平是重中之重。
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