劉凱：埋地油氣管道腐蝕原因分析及對策探討
埋地油氣管道腐蝕原因分析及對策探討
劉凱1劉君2
1.中化南通石化儲運有限公司（中國中化集團能源事業部下屬企業）
2.中石油江蘇液化天然氣有限公司
摘要：本文從內腐蝕、外腐蝕以及化學腐蝕、電化學腐蝕、細菌腐蝕等方面對埋地油氣管道腐蝕原因進行了分析，根據工作經驗及現行標準規範總結了腐蝕防護對策或技術標準要求，並結合防腐案例進行了分析，為管道完整性管理提供參考。
關鍵詞：埋地油氣管道；腐蝕；完整性管理
埋地油氣管道輸送易燃、易爆、易擴散、甚至有毒的介質，並穿越村莊、工業園區、河流、道路、電纜、其他管道等沿途設施，穿越距離長、影響區域廣，若管道損壞介質泄露，極易引起火災爆炸事故，造成人員傷亡、經濟損失、環境污染等後果，並導致企業社會形象降低。
影響管道安全運行因素主要有人為破壞、自然災害損壞、腐蝕損害，而腐蝕損害是管道安全運行的主要影響因素，因此研究分析埋地油氣管道腐蝕原因提出防護對策對管道的安全運行、防止泄漏爆炸事故至關重要。
1 腐蝕原因分析[1]
1.1 腐蝕環境
1.1.1管道外部腐蝕：
埋地油氣管道穿越距離長，穿越區域存在不同的土壤、含水率、地下水位、溫度，且大地和水中含有雜散電流、鹽、細菌，這些因素均會造成管道外部腐蝕損害。
1.1.2管道內部腐蝕
埋地油氣管道輸送含有S和H2O的原油、含有O2和H2O的成品油或化工品、含有H2S和CO2的天然氣，形成管道內部腐蝕的環境。
1.2 腐蝕基本原理
1.2.1化學腐蝕
化學腐蝕是在一定的條件下，非電解質中的氧化劑直接與金屬管道表面的原子相互作用，即氧化還原反應是在反應粒子相互作用的瞬間碰撞的那一個反應點上完成的。在化學腐蝕過程中，電子的傳遞是在金屬與氧化劑之間直接進行，因而沒有電流發生，管道表面的腐蝕流失比較均勻，該類腐蝕較輕。
1.2.2電化學腐蝕
電化學腐蝕是指金屬管道與電解質因發生電化學反應而產生的破壞，在腐蝕過程中有電流產生，電化學腐蝕是埋地管道腐蝕的主要類型。電化學腐蝕是通過原電池腐蝕和電解腐蝕進行的：
（1）原電池腐蝕
金屬管道在電解質溶液中形成一個短路的原電池電極反應結果而形成的腐蝕，這種腐蝕稱為原電池腐蝕。這種腐蝕原電池將導致金屬管道材料的破壞，不對外界作有用功。對於埋地油氣管道而言，其周邊的含水土壤、濕度較大的空氣均含有電解質溶液。
（2）電解腐蝕
地層中存在的雜散電流使金屬管道在電解質溶液中發生電解而形成的腐蝕，這種腐蝕稱為電解腐蝕。該類腐蝕將大地作為電流的迴路，電阻相對較小的埋地金屬管道作為電流的旁路，其影響因素多、腐蝕速度快。
1.2.3細菌腐蝕
最主要的直接參与自然界S、Fe循環的細菌——硫氧化細菌、硫酸鹽還原菌、鐵細菌等。腐蝕往往是多種微生物共生、交互作用的結果。
2 腐蝕防護對策
2.1 防腐設計
設計是工程建設的龍頭，合理的設計是保證工程建設質量、運行安全、節約投資的首要條件，只有做到了合理的管道防腐設計，再談管道的腐蝕防護才有實際意義。
防腐層使發生電化學活性材料相互隔離，達到防止金屬管道腐蝕的作用，但是防腐層在施工過程中總是有缺陷的，如防腐層上存在的小孔不可避免，小孔的存在會加速金屬管道的腐蝕速率。因此，埋地油氣鋼製管道採取防腐層及陰極保護聯合腐蝕控制措施，並按照國家現行標準《鋼製管道外腐蝕控制規範》GB/T 21447、《埋地鋼質管道外壁有機防腐層技術規範》SY/T 0061、 《埋地鋼製管道陰極保護技術規範》GB/T21448的有關規定進行設計，採取防腐蝕措施。
2.1.1 外防腐層
管道鋼材表面腐蝕等級和除銹等級按GB/T 8923執行，管道的外防腐塗層可選用石油瀝青、環氧煤瀝青、煤焦油瓷漆、聚乙烯、聚乙烯膠粘帶、熔結環氧粉末等。設計時應根據腐蝕性分級，經技術經濟比較後，確定防腐塗層類型及等級，並在設計文件中明確各塗層的技術標準。在蘆葦地帶和細菌腐蝕較強的地區，禁用石油瀝青等容易被植物根穿透和不耐細菌腐蝕的材料做防腐層。
2.1.2 內防腐
管到內壁防腐可以分為三種類型的方法：①界面防護，包括塗防腐層和電化學保護，被認為是最經濟的有效防護措施；②化學藥劑防護，如添加緩蝕劑、殺菌劑、除氧劑；③選用耐腐蝕的管材。目前設計中採用最普遍的是界面防護中的防腐層，俗稱內塗層，將腐蝕介質與鋼管表面隔開，以防止腐蝕[1]。管道內防腐設計，一般常見於油氣田管道，因其輸送介質混雜了許多腐蝕因素，如高礦化度的水、溶解氧、二氧化碳、硫化氫、硫化鹽還原菌和氯離子等。管道內防腐層可選用液體環氧塗料、環氧粉末等。
2.1.3 陰極保護 [2]
在腐蝕電池中，陽極腐蝕，陰極不腐蝕，陰極保護利用這一原理，使成為陰極的金屬管道便不發生腐蝕，達到防止管道腐蝕的目的。埋地油氣管道陰極保護可分別採用犧牲陽極法、強制電流法或兩種方法的結合，設計時應視管道工程規模、土壤環境、管道防腐層質量等因素，經濟合理地選用。
2.1.4 排流保護
當有埋地油氣管道穿越土層有雜散電流時，通過排流可以實現對管道的陰極極化，這時雜散電流就成了陰極保護的電流源。在交、直流干擾源影響區域的埋地油氣管道，應按照現行標準《埋地鋼製管到交流干擾防護技術標準》GB/T50698、《埋地鋼製管道直流排流保護技術標準》SY/T 0017、《埋地鋼質管道直流干擾防護技術標準 》GB 50991的相關規定設計，採取有效的排流保護、防護措施。
2.2 防腐施工
2.2.1外防腐層保護
在施工時容易造成埋地管道防腐層破損而露出管道金屬表面，裸露的金屬表面與管道周邊的水形成眾多陰極和陽極從而腐蝕管道。隨著腐蝕會不斷加深和擴大，導致防腐層逐漸成片脫落，進而造成嚴重的管道底部鏽蝕形成穿孔，發生泄漏事故。因此在施工過程中，要保護管道外防腐層完整不被損壞，主要施工要點如下：
防腐管道運輸、堆放時，與管材接觸面應墊軟墊層（如沙袋、草袋等）；若為岩石、卵礫石的管溝，應在溝底先鋪設細土或砂墊層，壓實後的厚度一般不小於0.2m；嚴禁用鋼絲繩等硬質弔帶吊裝，嚴格按規範要求用柔性弔帶（如尼龍弔帶）吊裝；下溝前要檢查防腐層是否完整；敷設管道時，嚴禁磕碰、拖拽、刮蹭；焊介面預留合適的位置，避免防腐層過熱影響防腐性能，焊口處經外觀質量檢查及無損探傷檢查合格後才能進行防腐處理；回填前將陰極保護測試線焊好並引出，待回填後安裝測試樁；回填時應先用細土回填至管頂以上0.3m，方可用原開挖土回填。
2.2.2 管材保護
（1）在鋼管機械加工和施工過程中盡量減少金屬各部分的變形、內應力不均勻、刮痕，這是因為鋼管變形、應力大、刮痕的部位的負電性增強，常成為腐蝕電池的陽極，造成管道腐蝕。
（2）施工中最常見也最容易忽視是將舊管道焊接在新管道上，此時新管為陽極，從而形成原電池腐蝕，造成管道腐蝕。
2.2.3 管道防腐層補口、補傷
管道防腐層補口、補傷是保證管道防腐完整性的重要工藝，也是整條管道防腐層質量中的最薄弱環節[3]。因此，無論是工廠預製還是現場施工的防腐管，管道回填前均須進行管道防腐層補口、補傷，可按現行國家標準《管道外防腐補口技術規範》GB/T 51241-2017（明年執行）相關規定施工。主要施工要點如下：
（１）現場防腐補口、補傷應由經防腐施工培訓並取得合格證的人員按現場防腐補口、補傷作業指導書操作，並安排專業技術人員現場示範操作和指導。
（2）雨天、風沙天、風力達到5級以上、相對濕度大於85%時，無有效防護措施時，不得進行補口、補傷露天作業。
（3）防腐層端部有翹邊、開裂等缺陷時，應進行修口處理，一直切除到防腐層與鋼管完全粘附處為止。
（4）除銹完畢後，應清除灰塵。管口表面處理與補口間隔時間不宜超過2h。如果有浮銹，應重新除銹。
2.3 防腐管理
《埋地鋼質管道陰極保護技術規範》GB/T 21448規定了陰極保護運行前、運行調試、投產後、檢測周期、系統維護等方面的技術要求。《鋼製管道外腐蝕控制規範》GB/T 21447規定了防腐層及陰極保護管理：在管道運行過程中，防腐層應按《鋼製管道及儲罐腐蝕評價標準》SY/T 0087的有關規定對防腐層進行檢查，可作為防腐層維護的依據；已建管道工程防腐層的檢測和修復可按《埋地鋼質管道外防腐層修復技術規範》 SY/T 5918的有關規定執行；陰極保護參數應每年至少測試一次，根據保護系統變化情況、安全考慮和檢測的經濟性，適當選擇間隔時間長短，但不應超過15個月；陰極保護管理應執行《埋地鋼質管道陰極保護技術管理規程》 SY/T 5919的有關規定，陰極保護參數的測試應符合《埋地鋼質管道陰極保護參數測量方法》 GB/T 21246的有關規定。
3 埋地管道防腐案例
某成品油輸送管道直徑DN200，管線水平總長度30.12公里，從泵站出站後埋地敷設，穿越8個村莊，穿越砼公路2處，穿越市政供水管道1處，穿越供水管道、回水管道（發電廠供熱管道）1處。該成品油管道建設時間已超過12年，一直未進行系統的檢測、評價，存在一定的風險，根據《油氣輸送管道完整性管理規範》(GB 32167-2015)理解——要解決管道的安全性問題，就要加強管道腐蝕的檢測，並根據檢測結果採取措施，保證管道始終處於安全狀態。
3.1 管道的檢測
採用超聲導波技術檢測，其具有效率高、成本底、靈敏性高、檢測距離長（理論檢測長度為150米，本次檢測取100米）、一次性檢測出腐蝕結果等優點，是目前壓力管道腐蝕檢測最常用的方法。
3.2 腐蝕原因
（1）管道埋地敷設在不同深度或穿越不同性質土壤而導致的氧濃度腐蝕；
（2）管道部分穿越區域土壤含有cl離子，使土壤有較強的腐蝕性；
（3）管道原採用兩層聚乙烯膠粘帶（廠制）防腐，施工末段約400米處由於管材缺少，施工單位新購管材，採用人工搭接聚乙烯膠粘帶（且為冬季），施工措施不到位，造成防腐層脫落，導致末段約400米管道腐蝕嚴重；
（4）部分植物根系深入防腐層內部，導致管材直接和土壤接觸而發生腐蝕；
（5）同供熱管道（其保溫層破壞）直接接觸，影響防腐層性能。
3.3 處理措施
根據檢測方案開挖300處用於防腐檢測，共檢測出防腐缺陷76處，其中較明顯腐蝕4處，進行防腐修復72處，更換管道4處（約400米），同供熱管道的管理方協商修復保溫層。
3.4 案例總結
（1）定期對管線沿途進行檢查，發現異常及時處理（如發現管線周圍生長有根系發展的樹木，必須及時清除）；
（2）重點關注同供熱管道交叉處，需定期開挖檢查；
（3）定期進行壁厚檢測；
（4）提高施工質量管理，堅決執行國家有關質量的各項方針、政策、法律、法規、規範、標準；
（5）本管道埋地深度在地下水位以下，建議增加陰極保護，提高防腐效果。
4 結束語
腐蝕是管道安全運行的主要影響因素，管道外部腐蝕和內部腐蝕按其作用原理可分為化學腐蝕、電化學腐蝕、細菌腐蝕，從設計、施工、管理三方面採取相應的腐蝕防護對策，並結合案例進行分析，進而保證管道的安全運行、防止泄漏爆炸事故發生。
參考文獻：
[1] 俞蓉蓉、蔡志章.地下金屬管道的腐蝕與防護[M].北京：石油工業出版社，2008.
[2] GB/T 21448-2008,埋地鋼質管道陰極保護技術規範［S］.中國標準出版社.
[3] 吳淑貞、馬金濮.管道防腐補口技術的進展及施工要求［J］.石油和化工設備，2010, 13(3)：39-42.
作者：劉凱，1983年生，男，工程師，碩士，主要從事油氣儲運工程設計及工程項目管理。
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