油气储运中管道腐蚀问题

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1、油气储运中管道腐蚀问题　　摘要：管道防腐问题是油气储运过程中保证能源顺利输送的关键环节之一。本文在分析油气储运过程中导致管道腐蚀的主要原因的基础上，重点分析了我国油气储运过程中防腐技术的研究现状，在此基础上提出了防腐技术实际应用中应注意的若干问题。关键词：油气储运;管道防腐;技术应用中图分类号：TE11文献标识码：A能源问题，特别是石油问题，是关系到我国经济发展和社会稳定的重大战略问题。而其中的油气储运的建设及发展更是这一战略顺利实施的重中之重。西气东输和南油北运等大批工程项目的投产使用使得油气的消费深人到千家万户，而我国油品市场的逐步开放，也使得油气储运将成为社会各界的关注

2、焦点和投资重点，更成为国家未来能源发展的战略重点。油气储运过程中的管道防腐问题是关系到能源输送顺利进行的重要环节，因此，深人研究在此过程中的管道技术具有重大的战略及现实意义。8由于受到土壤中酸、碱、盐以及地下水等的作用，石油、天然气埋地管道的腐蚀难以避免、管道防腐层的破损、剥离和老化等，会造成管道的腐蚀、穿孔、泄漏，给企业带来严重的财产损失，给公众和环境带来危害。我国的地下油气管线投产1-2年后即发生腐蚀穿孔的情况屡见不鲜，它不仅造成因穿孔而引起的油、气损失，以及由于维修带来的材料、人力上的浪费和停工停产造成的损失，而且还可能因腐蚀引起火灾。为防止此类事故的发生，管道防腐技术

3、越来越受到人们的重视。一、油气储运过程中管道腐蚀的主要原因综合国内外的应用实践可知，油气储运过程中管道发生腐蚀主要有三个方面的原因:外界因素;油气性质;防腐措施。（一）、外界因素所谓外界因素，即指油气管道的周围环境因素和介质的性质，其中影响较大的因素主要有:①温度，即指油气储运过程中的温度及外界环境的温度。管道敷设深度是影响油气温度的主要原因，一般的，随着温度逐渐上升，腐蚀速度也逐渐加快;②介质的物理性状，即指地下水位的变化和土壤的水分变化等;③施工因素，即指管道施工过程中施工人员是否严把质量关等;④介质的腐蚀性，土壤性质和微生物性质对其影响较大。一般的，对准确评定管道周围土

4、壤的腐蚀性极为困难。（二）、油气性质这主要是因为油气中物质具有一定的氧化性(如硫酸氢)，加之C02等气体在液体中具有酸性，将会导致电化学反应发生，破坏金属晶格，从而腐蚀油气管道内壁。8（三）、防腐措施实践表明，防腐层失效是导致油气管道腐蚀的主要原因。其中，防腐层剥离即使一种严重的防腐失效情况，即指防腐层和管道表面间出现一定空间从而导致阴极保护电流屏障、防腐层破坏最终引起管道腐蚀。另外，防腐层出现穿孔、劈裂或破裂均会导致滚到腐蚀。（四）、金属材料因素1、金属的化学稳定性金属耐腐蚀性的好坏，首先与金属的化学稳定性有关一般说来，金属的化学稳定性越高，抗腐蚀的能力越强。2、合金成分的

5、影响金属中的合金元素对其耐腐蚀性也有一定影响一般而言，单相合金比多相合金具有较好的耐腐蚀性这是由于多相合金存在化学和物理的小均匀性，在与电解液接触时，具有小同的电位，在表而上形成腐蚀微电池。3、金属表而状态的影响在大多数情况下，加工粗糙小光滑的表而比磨光的金属表而易受腐蚀因为粗糙表而可使水及污垢聚积，且生成的钝化膜小致密均匀，易受破坏_致使金属腐蚀。二、管道腐蚀检测与评价技术目前油气储运埋地管道常用的外防腐检测力法有以下几种:8（一）、变频一选频法这种检测力法优点是现场应用力便，小受测量管段外有分支或绝缘法兰的影响小需要断开阴极保护电源，而且能够测试很长距离内管道的腐蚀情况，

6、能够对测量管段进行绝缘层电阻的综合评价缺点就是只能测有限距离管线的防腐层绝缘电阻值，无法准确对破损点的位置进行定位。（二）、人体电容法这种检测力法的优点是检测速度快，能准确检测到破损点，是否有阴极保护对测试没有影响，测试效率较高缺点是对测试人员的检测经验要求较高，并且因信号传输距离有限，需要小断更换发射点的位置。（三）、DCVG-CIPS法DCVG(DirectCurrentVoltageGradient)是直流电位梯度的英文简称，通常用于管道防腐层完整性评价其原理为:一个直流信号加阴极保护信号，加载到管道之上后，当管道的防腐层存在破损时，电流通过管道破损点向土壤中流去。由于

7、土壤的电阻存在，在破损点周围的土壤中电位梯度就随之形成，在接近破损点的部位电位梯度增大，电流密度也随之增大，一般情况下，破损而积越大，电流密度也越大，电压梯度也就越大;CIPS(CloseIntervalPotentialSu8rvey)是近间距管对地电位测量的英文简称，其原理为在管道上测量埋地管道的管地电位沿管道的变化，在有阴极保护的管道上，测量时能得到两种管地电位:-是，阴极保护系统电源开时的管地电位;一是，阴极保护电源瞬时关时的管地电位通过对全线管地电位数据处理与变化趋势分析，了解管道防腐层的总体