输油管道腐蚀机理与防护措施
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【摘 要】输油管道的腐蚀问题是原油长距离运输中的重要问题。由于输油管道距离长、经过的地区地址环境复杂，管道运行中出现的腐蚀问题不易准确监测和定位，因此一直都是一个比较困难的问题。本文分析了输油管道中的常见腐蚀类型，以及其发生的原因，简述了在工程中常用的输油管道腐蚀防护技术。最后以某地并行输油管道的防腐蚀防护为例对其应用做了说明。
【关键词】输油管道；腐蚀；防护措施
1、输油管道的常见腐蚀类型
输油管道长期处于原油浸泡之中，原油中的腐蚀介质是输油管道腐蚀的直接诱因。目前输油管道的材质一般都是碳钢或合金钢，含有多种化学活性不一的金属元素（铁、锰等）和非金属元素（硫、磷等）。这些不同化学活性的元素可在输油管道内因为电极电位之间的差异，加上管道内原油的流动，会在管道内形成完整的化学腐蚀电池。只要时间允许，这种局部的腐蚀电池可沿着管道大量出现，时间一长会对管道形成严重的腐蚀后果。
除了这类最常见的管道腐蚀类型外，还存在其他多种腐蚀方式，如氧化反应、微生物腐蚀、二氧化碳腐蚀、硫化氢腐蚀等多种类型。在原油中存在一定数量的微生物，这些微生物中对金属输油管道危害最大的是厌氧性腐蚀细菌硫酸盐还原菌（SRB），STB的存在会加速腐蚀电化学动力学过程，在腐蚀部位形成点腐蚀，增加管道氢脆破坏的危险性。除了SRB之外，铁细菌也会对金属管道的腐蚀造成危害，在管道内部形成锈瘤和局部浓度差腐蚀电池，并会给SRB的繁殖创造条件。氧气腐蚀一般发生在输油管道的外部，由于金属输油管道的化学成分主要是铁，加上存在的水分，会在管道表面形成二氧化三铁的松散水合物，发展到后期会在管道壁上形成坑蚀，当腐蚀面积较大时通常在腐蚀面上形成蜂窝状的腐蚀坑。二氧化碳腐蚀也是常见的管道腐蚀类型，这是由于原油中的二氧化碳含量较高，在油管中的腐蚀机理为二氧化碳、铁、水共同反应形成碳酸铁，其中的碳酸根会结合钙离子而形成碳酸钙沉积。这类腐蚀在油水井的输油管腐蚀中较为常见。此外在输油管道中还有一种重要的腐蚀类型，即硫化腐蚀。其原因主要是原油的中硫成分所致，含硫原油对输油管道的腐蚀性比一般的原油腐蚀性更强，对于长距离输油管道的破坏性更为明显，大大缩短输油管道的正常使用寿命，因此对于输油管道硫化腐蚀的研究具有重要意义。本文将以输油管道的腐蚀为研究对象，并以基础来分析输油管道腐蚀的防护措施。
2、输油管道腐蚀防护的常用技术
输油管道一般都采用埋地管道的形式，管道材料通常都是钢制管道。加之输油管道穿越的地形复杂，发生渗漏后也不易及时发现，因此对于输油管道的腐蚀防护一直都是重要的研究课题。
在实践当中，对于埋设于地下的输油管道的腐蚀防护最常见的的手段是对管道采取防腐蚀涂层和阴极保护。而应用的效果也表明这种防护方法是比较有效的方式。但这种保护方法需要比较频繁的检测阴极保护的电位来判断是否需要做管道涂层的修复工作。从输油管道防蚀保护的角度看，防蚀系统的检测技术是关键因素。因此提高管道防蚀系统的检测水平是提高管道防蚀效果的重点，本节中将概述一些当前常用的检测方法。
管道防腐蚀涂层和阴极保护是相辅相成的，防腐蚀涂层的绝缘性直接影响管道阴极保护效果。因此要提高输油管道的防腐水平，首先应完善防腐涂层的绝缘性检测水平。在实践中常用的检测方法主要分为直接检测法（管道覆盖层开挖检测、地面检测）和间接检测法（阴极保护参数检测）两大类。直接检测法中绝缘电阻率检测是国内使用频率最高的方法，在石油沥青防腐涂层管道上的应用较为成熟。其他的方法如电位反算法等由于受到检测管道长度的局限，使用频率较低。阴极保护参数检测的项目包括整流器输出、沿线管道保护电位和密间隔电位测试三类，通过阴极保护参数的常规检测和专项检测可较为准确的判断管道防腐涂层是否完好并决定是否要进行涂层修补。输油管道因为承担重要的输油任务，通常不允许停输检修，因此更多的是采用阴极保护的方式来对输油管道进行防腐蚀保护。
在阴极保护方式中，有牺牲阳极法和外加电流法两大类。前者是利用输油管道形成新的腐蚀电池来抵消金属输油管道局部的腐蚀电池效应，从而延缓管道的腐蚀。外加电流法是将被保护管道与外加的直流电源的负极相连，把另一辅助阳极接到电源的正极电流在管道和辅助阳极间建立较大的电位差。这种方式可对较长距离的管道实施保护。
3、运用
3.1 工程背景
在本节中，研究对象为两条在上世纪80年代初铺设两条并行输油管线，全长约80公里，这两条管线以均压线相连，由同一套阴极保护系统来为这两条管线提供阴极保护。本套阴极保护系统由5座平均间距为16公里的以及保护站组成。但在实际运行中，这两条并行输油管线的测试结果表明，尽管阴极保护站的间距不大，但在该管线中有大约25公里的管线达不到最低保护要求。经过分析后发现，造成管线保护效果达不到要求的主要原因是管道建设年限较早，所采用的绝缘涂层质量不高，经过多年运行后防护涂层已经基本上达到极限损耗，加之这两条管线共享同一套保护系统，造成系统的负荷过高，影响了保护效果。要彻底解决这一问题的话，必须对管道的保护涂层做重新涂刷，但管道所承担的输油任务较重，不允许在停输的条件下对管道的防腐性能进行改造。因此这使得只能选择改善阴极保护系统的方式来提高管道的防护效果，在保护效果较差的区段采用开挖的方式进行检查和补强。
经研究，决定以如下方案来对该并行输油管道进行阴极保护系统的整改：（1）为降低系统的负荷，将并行管道的欠保护区段的均压线拆除，分别制定保护措施。（2）在该区段增设一套阴极保护系统。（3）对其他绝缘效果较差的管道区段采用牺牲阳极的热点保护策略。
3.2 实施方案
对欠保护区段的输油管道在拆除均压线后，因管道的投入年限太久，因此制定了部分开挖检测的补强措施。在开挖出来的管道上发现很多熔结环氧粉末防腐蚀层点状空鼓、 剥落的现象， 焊口补口处防腐蚀层剥落最为严重，
具体措施为：（1）对腐蚀严重的管道局部进行补焊加固，重新进行特加强级沥青玻璃布防腐处理，对埋地长输管道，在弯头、转角、穿跨越部位采取固定墩、套管等改造措施。（2）位于湿度较高地区的埋设管道防腐处理时，配合使用酸性介质缓蚀剂。（3）管道防腐层破损面积与管道表面积相比比较小，而这些破损点又是腐蚀电流流动的通道，管道的腐蚀量与漏失电流密度成正比，防腐层破损处腐蚀穿孔率很高。利用地下管道检漏仪检测防腐层缺陷，对防腐层破损点及时进行修复，防止管道腐蚀的进一步发展。（4）在检修管道上设置铝基合金牺牲阳极保护。
4、结语
输油管道大多埋于地下，而且通常不允许进行停输检修，因此管道的腐蚀防护是比较困难的问题。在实践中为了提高管道的防腐蚀效果通常会采用阴极防护的办法，减小实际的土方工程开挖量，节约维护成本，只有万不得已才会选择开外的方式来对输油管道进行防腐蚀维护。因此未来的研究方向应当是提高输油管道阴极保护的技术水平，也是值得深入研究的领域。
参考文献
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