长输天然气管线的腐蚀与防护

长输天然气管线的腐蚀与防护

陈胜利 兰志刚 宋积文 王在峰

（中海油能源发展股份有限公司北京分公司，北京，100027）

摘要：文章分析了在我国南方天气和地质环境下长输天然气管线的腐蚀与防护技术。针对中国海洋石油某管网公司的长输天然气管道检测了腐蚀状况，并对该长输管线进行了防腐蚀阴保改造，使该段长输管线达到了保护状态，保障长输管线的安全运行。最后，对埋地天然气长输管线的腐蚀与防护技术提出了建议。 关键词：长输管道腐蚀，阴极保护，防腐蚀技术, 埋地管道

中图分类号：TG174 文章标识码：A 文章编号：

Protection and Corrosion for Long-distance buried Gas Pipeline

Shengli Chen*, Zhigang Lan, Jiwen Song, Zaifeng Wang

（Beijing Company of CNOOC Enterprises Co., Beijing, 100027） Abstract: This paper analyzed the corrosion and protection for long-distance buried gas pipeline in south china at climate and geological environment. Corrosion of gas pipeline at company of CNOOC was detected. Cathodic protection was used on long-distance buried gas pipeline, so that safety operation was in pipeline. At last buried gas pipeline corrosion and protection of technical recommendations was proposed.

Keywords: Corrosion of Long-distance Gas Pipeline, Cathodic Protection, Anti-corrosion Technology, Buried pipeline

0 前言

目前，石油、天然气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，管材一般为普通钢制螺旋焊管。由于长输天然气管道一般采用浅埋地方式铺设[1]，特别是南方气候湿润，地下水位较高和河流众多，埋地穿越地段地形复杂，土壤对管道有着不同程度且很强的腐蚀性，漏损处也不易及时发现，且地下管道的维修要进行大量的土方工程，比新建管线还要费工[2~4]。因此，如何防止长输油气埋地管道的腐蚀破坏，长期以来一直是管道工程中的一个重要环节。

中海油的某管网公司地处南方广东省，铺设管道短短几年就面临着严峻的腐蚀问题。因为广东省气候和地质因素，加上河流众多，使长输管道河流穿越段非 ——————————————————————

联系人：陈胜利，男，1982年生，硕士研究生，防腐工程师，

通讯地址：北京市东三环北路甲2号京信大厦1435室；邮编：100027；电话：010-84525764，传真：010-84525082； Email ：[email protected]

研究方向：海洋石油天然气工程的腐蚀与防护

常多，造成了严重的腐蚀问题。文中利用多种技术对长输管线进行了无损检测，对管线的整体进行腐蚀评价并提出了防腐蚀改造措施。经过防腐改造后该段管线达到防腐蚀要求，保证了生产安全和天然气的正常输送。

1 埋地长输天然气管道腐蚀因素分析

埋地天然气钢质管道发生腐蚀主要有四大影响因素：即地质环境影响、管道外防腐层效果、钢管材质及制造工艺、输送介质及条件[5]。事实上管道的腐蚀破坏是上述诸因素相互影响的结果。

1.1埋地管道所处的地质环境

埋地管道在工作环境下，受着多种腐蚀，主要腐蚀情况有：土壤腐蚀、细菌腐蚀和杂散电流腐蚀。土壤是具有固、液、气三相的毛细管多孔性的胶质体，土壤的空隙为空气和水所充满，水中含有一定量的盐使土壤具有离子导电性；土壤物理化学性质的不均匀性和金属材质的电化学不均匀性，构成了埋地管道的电化学腐蚀条件，从而会产生土壤腐蚀。在一些缺氧的土壤中有细菌(硫酸盐还原菌) 参加了腐蚀过程，细菌的作用是参加电极反应将可溶硫酸盐转化为硫化氢与铁作用，产生细菌腐蚀。

杂散电流是在地下流动的防护系统设计之外对金属管道产生腐蚀破坏作用的电流。杂散电流腐蚀包括直流杂散电流腐蚀和交流杂散电流腐蚀。直流杂散电流腐蚀原理与电解腐蚀类似；交流杂散电流是管道附近高压电力线产生的二次感应交流电叠加在管道腐蚀电化学电池产生的腐蚀，其腐蚀量较小，但集中腐蚀性强。

1.2 管道外防腐层影响

腐蚀防护是控制管道是否会发生腐蚀破坏的关键因素。目前管道的腐蚀防护采用了双重措施，即防腐蚀覆盖层与阴极保护(外加电流或牺牲阳极、排流) 。防腐蚀覆盖层至关重要的是能抵御现场环境腐蚀，保证与钢管牢固粘结，尽可能不出现阴极剥离和造成阴极保护死区。一旦发生局部剥离，就必须调整外加电流阴极保护系统运行参数，以便有效控制死区腐蚀、达到防护效果。如果外防腐层出现破损，则极易在破损点形成点蚀，成为杂散电流的流出点。

1.3 钢管的材质及制造工艺影响

钢管的材质与制造因素是管道腐蚀的内因，特别是钢材的化学组分与微晶结

构，非金属组分含量高(如s 和P) 易发生腐蚀，C 和Si 则易造成脆性开裂。微晶细度等级低，裂纹沿晶粒扩展，易发生开裂。在钢管制造过程中，表面存在缺陷(如划痕、凹坑、微裂等) ，也易造成腐蚀开裂[6]。

钢质管道之间的连接工艺也是腐蚀发生的重要因素之一。焊缝处由于工艺技术问题易产生晶间腐蚀和电偶腐蚀。

1.4 输送介质及条件

管道输气正常运行时，输送压力与压力波动是应力腐蚀开裂的又一重要因素。过高的压力使管壁产生过大的使用应力，易使腐蚀裂纹扩展；压力循环波动也易使裂纹扩展。

输气管线输送天然气的温度和含水率随着输送距离的增加会使温度降低，水分凝结在管内壁上，极易形成管道内腐蚀。

2 埋地长输管线的腐蚀检测

对输气管线的珠海－中山段利用多种检测手段进行了腐蚀检测，确认腐蚀区域，提出整改方案。

2.1 PCM检测防腐层破损点

PCM 检测仪的原理是，当发射机信号电流在埋地管道中流动时，周围产生相应的电磁场，电磁场与供入电流的大小成正比，接收机根据地表的磁场分量就可以准确测定管道信号[7]。该信号电流的强度随着距离的增大而衰减，根据信号电流的衰减程度，利用GDFFW 软件分段评价管道防腐层绝缘电阻值，就可以判断管道外防腐层的情况。当有破损点时，电流读数会突然降低，以此来确定破损点位置。

以其中临港线一段11千米管道的检测数据如表1所示：

表1 临港线（南屏分输站至泥湾门大桥）电流衰减判断破损范围

Table 1 Pipeline Lingang(Nanping Station-Niwanmen Bridge) Current decay to

determine extent of damage

由表1可知，主要的电流泄露点为磨刀门阀室，泥湾门河穿越段和西江穿越段。表明这三处是腐蚀最严重的区域。

2.2 自然电位测定

对珠海-中山天然气管道南屏至坦州段沿途28千米测试桩进行了自然电位测定，结果如表2所示：

表2 测试桩自然电位

Table 2 Natural potential of test piles

由表2可知南屏至坦州段的天然气管道均未达到－0.850V 的保护电位，经过检测后发现存在着严重的腐蚀状况，管道再此未达到保护电位的情况下运行2年，如果不进行阴保改造将可能出现安全事故。

3 埋地长输管线的阴保改造

基于管线腐蚀状况的监测结果，对管线进行整体的阴保改造。对管线沿途走向进行实地勘测后，决定选择2～3个点作为阴保改造的位置，进行馈电实验和外加电流的阴保改造工程。

3.1 馈电试验

阴极保护馈电试验是采用外加电流技术对地下金属结构物实施有限范围保护基础上判定阴极保护有效性的物理方法。馈电试验是在实行阴极保护技术相同的工况条件下通过改变阳极地床位置，对被保护管道进行局部的阴极保护，以验证阴极保护设计参数，并测试与判定外界干扰源及强度。通过馈电试验可以确定阴极保护范围，明确影响保护效果的具体因素，分析原因和制定处理方法，为全

面实施阴极保护工程提供依据。

3.1.1 馈电实验环境及材料

经过管道现场考察和协商讨论，在14号桩附近设置馈电实验装置，对其供电后观察管道电位变化情况，以确定涂层破损情况和阴极保护站、阳极地床的选点、设计。

3.1.2、馈电实验结果

经过材料加工、阳极地床布设、设备安装调整后，对管道进行馈电实验。 14号桩附近为珠母村，经测试南屏站至坦洲阀室段管道基本无交流、支流杂散干扰。

通过馈电试验对管道送电18.7A ，送电点管道电位稳定于-1.15V 左右。其余测试桩管道电位如表3所示。

表3 馈电试验管道电位

Table 3 current requirement test pipeline potential(SCC)

表3结果表明，在14号桩附近进行阴保改造能满足南屏至坦洲段的长输埋地管线的阴保改造要求，使管线达到保护电位而受到保护。

3.2 外加电流的阴保改造工程

根据馈电试验结果在14号测试桩附近进行外加电流的阴保改造工程。利用外加电流的恒电位仪和深井阳极地床进行阴极保护施工。阴保改造完成后管地电位的测试结果如表4所示：

表4 管道保护电位

Table 4 protection pipeline potential(SCC)

表4的测试结果表明，恒电位仪输出保护电位为-1000mv 时，输出电流为22A ～23A ，输出电压为12V ～13V ，回路中的接地电阻约为0.5Ω。能对南屏分输站到坦洲阀室远端，并且越过坦洲阀室进行有效的阴极保护，完全保护了南屏至坦洲段的长输埋地管道。

4 管道腐蚀与防护措施和建议

埋地长输管线的维护是一项长期系统的工作，关系到沿途人身财产安全。通过管道日常腐蚀巡检，能够准确定位管道腐蚀和腐蚀隐患位置，经过优化设计，可以有针对性进行维修改造，减少盲目性。管道的阴极保护措施要进行必要的日常维护，使其处于良好的工作状态。

4.1 管道的同步检测与维修

建立管道防腐蚀检测维护机制，对管道腐蚀较轻的部分随时发现随时维修，对腐蚀较严重的管道，尽快地列入年度改造计划进行防腐蚀改造，确保不发生重大的安全事故。

4.2 加强管道日常维修

如果能够及时发现管道的腐蚀并进行维修，大多数腐蚀穿孔是可以在穿孔前得到控制的。如果将管道的防腐维护工作纳入到生产管理中，就能够控制管道腐蚀范围的扩大，以生产维修代替资产投入，降低生产成本。

4.3 可靠的技术手段和有效的组织

检测的准确、定位的精度及其可操作性，是管道腐蚀检测评价和改造成功的条件。管道腐蚀范围大，破损点分散，在这样的施工环境下，要确保检测的准确、设计的合理及效果的显著，需要可靠的技术手段和有效的组织。

4.4 加强技术开发

由于土壤、管材、补口及特殊管段等原因造成的埋地管道腐蚀穿孔量较多，应采用行之有效的阴极保护方法，降低破损点处的腐蚀速率，以弥补管道工艺上

的缺陷。建立腐蚀预测模型，进行腐蚀因素的权重分析，开发相应的腐蚀预测软件。

5 结束语

长输管道的腐蚀与防护关系到沿途人员和财产的安全，需要投入更多的人力和无力来进行保护。长输管线一般是通过无损的腐蚀检测来确定管线的腐蚀状况，并根据检测结果来确认是否开挖检修，因此多采用先进和精准的检测手段对管线防腐尤为重要。目前中海油的天然气长输管线刚刚起步，对于管线的检测和维护手段需要更大的投入来保障管线安全运行。

参考文献：

[1] 曲良山，金名惠．油田埋地输气管道的腐蚀检测、评价及原因分析[J]，油气田地面工程，2005, 24(2):51-52

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[3] 祝馨．长输管道的腐蚀与防护[J]，石油化工腐蚀与防护，2006, 23(1):51-53

[4] 杨雪梅，刘玲莉，刘志刚，孟凡民．我国油气管道防腐层大修技术现状[J]，油气储运，2002, 21(10):7-12

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[6] 郑伟，帅健，郑贤斌．埋地长输管道腐蚀状况检测技术[J]，石油化工设备，2007, 36(6):71-76

[7] 周小博．PCM 在埋地管道检测中的应用[J]，科技情报开发与经济，2009, 19(2):161-164