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摘要：腐蚀是引起管道破坏的主要因素之一，而石油天然气的管道运输被称为“能源血脉”。近几年，随着我国海洋油气田的开发，海底输送石油天然气管道的腐蚀问题越来越突出，导致事故的数量明显上升。一旦发生海底腐蚀管道失效事故，将影响整个油气管道运输的生产运营并给国家造成重大的经济损失。开展海洋油气管道腐蚀失效分析，对保障管道的安全运行具有十分重大的意义。
关键词：腐蚀；防护措施；海洋；输油管道
1腐蚀机理分析
1.1输送介质腐蚀
通常海底管道输送的介质主要有天然气、原油、地层水及其混合物，有些管道还输送缓蚀剂、乙二醇等其他物质。一般来说，原油不会对碳钢管线造成腐蚀，附着在碳钢表面的油膜甚至对腐蚀有抑制作用，而复杂的输送介质常常对管道发生腐蚀。
1.2酸腐蚀
（1）电化学腐蚀
干燥的CO2或H2S气体自身没有腐蚀性，但在溶于水后均会形成弱酸，对钢铁造成电化学腐蚀。钢铁的电化学腐蚀分为阳极过程和阴极过程，阳极过程为铁的溶解并形成FeCO3或FexSy腐蚀产物，阴极过程则主要为氢离子还原反应。腐蚀过程中形成的腐蚀产物膜覆盖于钢铁表面，可对腐蚀起到一定阻碍作用，但在油气等流动介质中，流体的壁面剪切应力又会破坏腐蚀产物膜，可能引起钢铁局部裸露并形成更为严重的局部腐蚀。
（2）应力腐蚀开裂
在含H2S酸性油气田生产中，常见的金属设施腐蚀破坏除了电化学反应过程中阳极铁溶解导致的全面腐蚀和局部腐蚀（表现为金属设施的壁厚减薄和点蚀穿孔等局部腐蚀破坏），还可能发生H2S应力腐蚀开裂（电化学反应过程中阴极析出氢原子，由于H2S的存在会阻止其结合成氢分子逸出而进入钢中，导致钢材H2S环境开裂）。
（3）竞争与协同效应
CO2与H2S共存条件下，二者的腐蚀存在竞争与协同效应。当CO2和H2S共存时，在H2S分压小于0.00069MPa时，腐蚀类型以CO2腐蚀为主，H2S对CO2腐蚀没有实质性影响。如果输送介质同时符合H2S分压小于0.00069MPa，CO2与H2S分压比值大于200时，甚至可能会在钢铁表面形成一层FeS膜而对CO2腐蚀起到减缓作用。
（4）其他腐蚀
油气管道内的固体颗粒，如砂、淤泥以及腐蚀产物（FeS、FeCO3等）、碳酸钙、硫酸钙等难溶颗粒，通常会在流体流动速率较低及清管不充分的条件下发生沉积。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆固体颗粒沉积后往往会导致局部产生较为严重的沉积物下腐蚀（俗称垢下腐蚀）。固体颗粒沉积物还可能会促进细菌生长，增大细菌腐蚀的可能性。
2防腐类型特点
根据海底钢制管道所处的设计环境和管道输送介质的特性与输送条件（温度、压力等），钢制管道存在着内腐蚀和外腐蚀。国外统计资料显示，内腐蚀是引起海洋石油生产中海底管道失效的最主要的因素。海底管道内腐蚀主要有二氧化碳腐蚀和酸性气体腐蚀等。目前，海洋工程上海底管道的内腐蚀主要以在输送介质中添加缓蚀剂和增加管线腐蚀裕量的方法为主，这主要是因为现阶段国内海洋工程上应用的海底管道的管径通常较小，其内壁上很难通过其他方法来进行防腐处理。对于外腐蚀特点及常规防腐措施，由于海底管道铺设于海床上，根据所处海域环境、结构稳定性等要求，采取挖沟埋设和不埋设的铺设形式。铺设时没有埋设的海底管道，在海流等的作用下，部分管道会沉人泥中，因而海底管道所处外部腐蚀环境为海底沉积物和（或）海水。海底沉积物环境复杂，其物理性质、化学性质和生物性质均会影响腐蚀性。影响因素主要包括沉积物类型、含水率、温度、电阻率、pH值、硫酸盐还原菌含量、氧化还原电位等。
3海底管道腐蚀的防护方法
3.1加强集输管道表面的处理
防腐质量决定油气集输管路的使用寿命，而涂层和基体的黏结力会决定防腐的质量，而黏结力取决于管道表面处理的质量，因此应加强海底集输管道的表面处理。在表面处理这一方面，尤其要注意除锈质量，大量事实已经证明，除锈质量好的管道可以使其寿命延长3-5倍。因此，在海底管道的制造过程中，必须把表面的铁锈完全除去。
3.2电化学保护
不管是海底集输管道还是陆地集输管道，所遭受的腐蚀中电化学腐蚀都是最主要的，根据电化学腐蚀的原理，金属的电极行为取决于它的电极电位。因此，对电化学腐蚀，都可以采用电化学保护。电化学保护一般可以分为阳极保护和阴极保护2种类型，海底油气集输管路一般都采用外加电流阴极保护法。根据电化学腐蚀的原理可知，腐蚀电池的阴极是不会被腐蚀的，阳极才会遭到腐蚀。因此，通过外加电流，使得要保护的金属变为阴极，这样保护方法称为阴极保护。尽管在油气集输管道建设中都会采用涂层对管道进行保护，但是海底情况特殊，海水还不断地对涂层进行冲刷，使得涂层破坏，而且涂层本身难以做到完整无损，使得管道在涂层漏敷处发生腐蚀。目前，国内外均通过涂层和阴极保护2种措施，防止腐蚀，这在海洋石油输油输气管道中是比较有效的手段。
3.3使用专用的缓蚀剂
专用的缓蚀剂不仅可以有效控制海底油气集输管路的腐蚀，而且比较经济。对于海洋环境而言，油、气、水并存是最大的特征，因此缓蚀剂必须做到无气泡、乳化倾向，不然会使得油、气、水三项分离的成本和难度增大。在温度较低时，缓蚀剂应具有流动性好、不沉积的优点，这样不会引起堵塞。在环境保护要求较高时，缓蚀剂必须做到无毒、易降解。在油气混输时，缓蚀剂应与防冻剂相结合，防止缓蚀剂水相腐蚀。
3.4合理设计
在海底集输管道的设计中，应尽量减少管路沿线的接头数量，尽量少用套的方式连接管路，禁止使用卷边的法兰连接，禁止采用2种不同金属材料的管子连接，不使用粗制滥造管配件，尽可能使用标准异型管配件。
3.5加强维修、保护及宣传
海底石油管道路由复杂多变，需要全面做好系统控制，在使用过程中需要做好实时监督，加大海底管道保护与维护力度，建立完善管道保护机制，及时发现周边的安全隐患，及时发现、及时控制。要定期进行海管内检测，检测内腐蚀、海管壁厚剩余、凹坑等情况，发现后及时维修采取维护措施，如断管修复，打卡子修复等工作，确保海底管道安全运行。政府机构、海洋石油系统、海事部门也需积极采取措施进行安全保护宣传，对海上航行船只进行相关通告，从全社会推进海底管道的保护工作。确保海底石油管道输送安全，保障海底管道的运行效率和长期运行。
4结语：
近几年，海底管道的发展逐渐进入高峰，海底管道可以连续输送几乎不受环境条件的影响，不会因海上储油设施容量限制或穿梭油轮的接运不及时而迫使油田减产或停产，故输油效率高，运油能力大。另外海底管道铺设工期短，投产快，管理方便和操作费用低。所以海底管道的防腐还需进一步进行研究探索，如何延长管道寿命，增加防腐强度将会是我们一直需要去研究的论题。
参考文献：
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[3]孙海星.输油管道腐蚀泄漏失效原因分析[J].中小企业管理与科技(上旬刊),2017(09):135-136.
论文作者:宣英杰,郑秋明,兰学杰
论文发表刊物:《防护工程》2018年第36期
论文发表时间:2019/4/11
标签：管道论文; 海底论文; 电化学论文; 阴极论文; 油气论文; 涂层论文; 沉积物论文; 《防护工程》2018年第36期论文;