集输联合站管线腐蚀机理与防腐措施

1 管线腐蚀现状与危害

集输管线的腐蚀主要表现为外部腐蚀和内部腐蚀两种类型。外腐蚀主要与管线所处的土壤环境、防腐层质量及杂散电流等因素相关；而内腐蚀则主要与输送介质的组成、温度、流速及细菌含量等因素有关。特别是稠油开采过程中，由于需要注入蒸汽进行热力采油，人为地使油井采出物中二氧化碳的含量增加，同时伴有硫化氢及氢气等腐蚀性气体，在这样的腐蚀环境和腐蚀介质中，集输管道遭受严重的腐蚀破坏。对于稠油集输管道，温度影响因素尤为显著。SAGD 开采过程中，产出液温度高达 180^∘C ，腐蚀速率随温度升高而显著加快。实验数据显示，温度从 100℃升至 180^∘C 时，腐蚀速率从 0.37mm/a 增加至 1.27mm/a 。这种高温腐蚀环境对管材耐蚀性能提出了更高要求。

2 腐蚀机理与原因分析

2.1 外腐蚀机理

集输管线的外腐蚀主要源于土壤环境腐蚀和杂散电流腐蚀。土壤腐蚀是由土壤中的含盐、含水、孔隙度、 pH 值等因素引起的电化学腐蚀，不同性质的土壤交界处会形成宏腐蚀电池，管线通过这些区域时会产生电位差，加速腐蚀进程。土壤电阻率是评价土壤腐蚀性的重要指标，电阻率越小，腐蚀速度通常越大。杂散电流腐蚀是油田集输管线外腐蚀的另一个重要因素。油田集输站场内电气化设备众多，输电线路复杂，产生的杂散电流流入管线后，在防腐层破损处流出大地，导致局部腐蚀集中而剧烈。这种腐蚀的特点是腐蚀激烈，集中于局部位置；有防腐层时往往集中于防腐层的缺陷部位。

防腐层破损或失效也是导致外腐蚀的重要原因油田埋地管线大多采用聚氨脂泡沫夹克管（泡夹管），既对管道起保温作用又起防腐保护作用。但在井场作业时机械碰撞造成夹克管破损、阳光暴晒导致夹克层开裂、补口质量差等因素都会导致防腐层失效，水分进入管道外壁引起腐蚀。

3.2 内腐蚀机理

管线内腐蚀是一个更为复杂的过程，主要包括化学腐蚀、电化学腐蚀和微生物腐蚀等多种机制。二氧化碳腐蚀是内腐蚀的主要形式之一。稠油热采过程中，伴生气中含有大量 CO₂ ，溶于水后形成碳酸，降低 pH 值，对管壁产生腐蚀： CO₂+H₂OH₂CO₃ ； _{H2CO3+Fe-FeCO3+H2} 。 CO₂ 腐蚀的特征是腐蚀产物易溶，不易形成保护膜，腐蚀速率随 CO₂ 分压、温度和流速的增加而增大。

硫化氢腐蚀是另一种严重的内腐蚀形式。 H₂S 溶于水形成弱酸，对钢管产生腐蚀： Fe+H₂SFeS+H₂ 。 H₂S 腐蚀不仅导致均匀腐蚀，更严重的是会引起氢致开裂和应力腐蚀开裂。生成的氢原子渗入钢中，在缺陷处结合成氢分子，产生巨大压力，引起微裂纹和脆性破坏。

电化学腐蚀是管线内腐蚀的基本机制。油田产出水含有多种溶解盐类，矿化度高，为电化学腐蚀提供了良好的电解质环境。腐蚀过程包括阳极反应 (FeFe^2⋅+2e^- ）和阴极反应（ 2H⁺+2e^-H₂ 或 O₂+2H₂O+4e^-4OH^- ）。不同金属区域之间形成的电位差驱动了电化学腐蚀过程。

4 防腐技术与措施

4.1 外防腐措施

提高防腐层质量是控制外腐蚀的基础，应选择耐温性能好、附着力强的防腐材料，并严格控制施工质量，特别是现场补口质量。对于新建管道，推荐采用工厂化预制方式，采用喷射除锈和机械喷涂工艺，提高涂层质量和均匀性。对于现有管道，应定期检测防腐层状况，及时发现并修复破损点。

阴极保护是与防腐层配套使用的重要技术，对于集输站场等复杂区域，建议采用区域性阴极保护技术，将区域内的油气水井、站场、罐区各种设备和集输管网作为一个整体进行保护，依靠辅助阳极的合理布局、保护电流的自由分配以及与相邻设备的电绝缘措施，使被保护对象处于规定保护电位范围内。与常规阴极保护相比，区域性阴极保护不仅能有效保护集输管线，还能保护各种生产设施。

排流保护是应对杂散电流腐蚀的有效措施，在管道与电气化设备距离较近以及靠近高压线路的位置处，安装排流设备，使杂散电流进入地层后通过排流设备导入大地，防止其对管道的干扰。对于直流杂散电流干扰严重的区域，可采用极性排流或强制排流方式；对于交流干扰，则可采用接地排流或电容耦合排流方式。

4.2 内防腐措施

内涂层技术是控制内腐蚀的直接有效方法。在管道内壁涂敷防腐层，使管道内壁形成保护层，可以完全控制腐蚀。目前常用的内防腐技术包括内挤涂砂浆衬里、内喷液体环氧涂料、整体挤涂聚氨酯涂料、熔结环氧粉末内防腐和内衬塑料管等。实践证明采用管道内防腐挤涂施工工艺，成本较低，可以延长使用寿命 5～6 年。缓蚀剂应用是控制内腐蚀的经济有效手段。通过在管道入口处添加缓蚀剂，使其在金属表面形成保护膜，减缓腐蚀速率。研究表明，采用主剂 Z 制备的速溶固体缓蚀剂，加量在 25～50ppm 时，腐蚀速率可降至 0.05g⋅m^-2⋅h^- ¹左右，缓蚀率高达 85% 以上。杀菌剂处理对于控制 SRB 腐蚀尤为重要，在硫酸盐还原菌严重的区块，通过添加氧化性高效脱硫杀菌剂，降低原油中菌类含量，从而减轻 SRB 腐蚀。

5 区域性阴极保护与综合管理

油田集输系统结构复杂，包括油井套管、抽油机、计量间、接转站各种管网、储罐、钢筋混凝土结构及避雷防静电系统构成了复杂而庞大的金属结构网络。实施传统的单一阴极保护需要大量的绝缘接头，电流流失较大，保护效果有限。因此区域性阴极保护技术成为解决辽河油田集输系统腐蚀问题的有效方案。

区域性阴极保护是指将某区域内所有预保护对象作为一个整体进行保护，依靠辅助阳极的合理布局、保护电流的自由分配以及与相邻设备的电绝缘措施，使被保护对象处于规定保护电位范围内。这种保护方式不仅能够保护集输管线，还能保护站场内的各种设备、储罐和管网系统，实现全面保护。

区域性阴极保护系统的设计需要考虑以下关键因素：一是阳极布置优化，根据站场地质条件和设备分布特点，合理选择阳极类型（深井阳极、浅埋阳极分布）和布置位置，确保电流分布均匀；二是绝缘措施完善，在区域边界设置绝缘接头或绝缘法兰，防止电流流失；三是监控系统完备，设置足够的测试桩和监控点，实时监测保护电位，自动调整输出电流。实施区域性阴极保护的同时，还需要建立综合防腐管理体系，包括定期腐蚀检测与评估制度、防腐设施运行维护规程、腐蚀数据管理系统和专业人员培训体系。只有将技术措施与管理措施有机结合，才能实现长期有效的腐蚀控制。

6 结论

本文通过对辽河油田特种油开发公司集输联合站管线腐蚀问题进行研究，得出以下结论：辽河油田集输管线腐蚀主要包括外腐蚀和内腐蚀两大类型，腐蚀速率受多种因素影响，包括介质成分（CO₂、H₂S、 Cl^- 含量等）、温度、流速、pH 值、细菌含量等。综合防腐措施应包括：提高防腐层质量、实施区域性阴极保护、采用内涂层技术、添加缓蚀剂和杀菌剂、优化运行参数、控制水质等。针对辽河油田集输系统复杂金属结构的特点，推荐采用区域性阴极保护技术，将站场内各种设备、管网作为一个整体进行保护，并结合完善的腐蚀监测系统和综合管理体系，实现长期有效的腐蚀控制。

参考文献

[1]刘亮.地面集输管线腐蚀穿孔分析及防治措施分析[J].全面腐蚀控制,2022,36(4):73-74.