油气储运中的管道腐蚀监测与防护技术研究

一、引言

油气作为重要的能源资源，在国家经济发展中起着举足轻重的作用。在油气储运领域，管道运输因其高效、经济、连续等优点，成为最主要的运输方式。然而，油气管道长期处于复杂的环境中，受到多种因素的影响，极易发生腐蚀现象。管道腐蚀不仅会导致油气泄漏，造成资源浪费和环境污染，还可能引发安全事故，威胁人员生命安全。据欧洲天然气管道事故数据组 2020 年发布的报告显示， 26.63% 的管道事故由腐蚀引起。因此，深入研究管道腐蚀监测与防护技术具有极其重要的现实意义。

二、油气管道腐蚀类型及影响因素

2.1 腐蚀类型

2.1.1 点蚀​

点蚀是一种局部腐蚀，在管道表面形成空腔或凹坑，可发生在管道内外表面。其成因包括管道材料缺陷、钝化膜损坏、侵蚀性化学物质渗透以及材料选择不当等。严重的点蚀会导致管壁穿孔，影响管道安全运行。

2.1.2 微生物腐蚀（MIC）

MIC 与管道内介质的静态流动情况相关，常出现在石油和天然气管道中，可能引发严重的点蚀。液体沉积在管道顶部表面易引发 MIC，腐蚀位置通常在十点钟至两点钟之间。影响因素有硫酸盐、营养物质、细菌类型、pH、流速、温度和盐度等。

2.1.3 应力腐蚀开裂（SCC）

由腐蚀介质和金属材料内部残余应力共同导致。残余应力源于制造过程中冷却阶段传热不均匀。SCC 在油气管道中发展缓慢，裂纹扩展速率一般为 10-9～10-6 m/s ，当裂纹达到临界尺寸，管道会发生断裂。影响因素涵盖材料特性、环境条件和受力状态等。

2.1.4 氢诱导开裂（HIC）

氢原子扩散聚集在钢结构缺陷处，导致局部脆化形成裂纹。管道所处环境中的 H2S 与钢反应产生氢原子，促进氢致损伤。HIC 发生时无内部或外部应力，从裂纹萌生到开裂需数年时间。

2.1.5 硫化物应力开裂（SSC）

金属在水和 H2S 共存环境中，由腐蚀和拉应力共同作用引发的开裂现象。其失效过程迅速，从裂纹萌生至完全失效通常以小时计。

2.2 影响因素

2.2.1 外部腐蚀

土壤腐蚀是埋地油气管道外表面腐蚀的主要原因之一。土壤类型、pH、含水量、电阻率、厌氧菌的存在、温度、暴露时间及曝气类型等因素相互作用，影响腐蚀速率。例如，土壤 pH 与管道腐蚀速率显著相关，酸性红壤模拟溶液中，X80 钢的腐蚀受溶液 pH 与溶解氧含量协同控制。土壤含水量影响金属腐蚀速率，先升后降，高含水量增加 MIC 风险。土壤氧含量分布不均，形成宏观腐蚀电池，导致局部腐蚀。

2.2.2 内部腐蚀

输送介质中的腐蚀性成分是内腐蚀的主要原因，管道内部压力、空气环境中的水分和 CO2 也会加剧内腐蚀。水相化学反应决定流体腐蚀性，天然气中的二氧化碳和硫化氢等物质在积水管道部位易引发腐蚀。

三、管道腐蚀监测技术

3.1 传统监测技术

3.1.1 外观检测

通过人工或借助简单工具，直接观察管道表面的腐蚀迹象，如锈斑、凹坑、变形等。这种方法简单直观，但只能检测到表面可见的腐蚀，对于内部腐蚀和隐蔽部位的腐蚀难以察觉，且检测精度受人为因素影响较大。

3.1.2 超声波检测

利用超声波在不同介质中传播时的反射、折射和衰减特性，检测管道壁厚变化、内部缺陷等。可精确测量管道壁厚，确定腐蚀位置和程度，但对检测人员的技术要求较高，且在检测复杂结构管道时存在一定局限性。

3.1.3 漏磁检测

基于铁磁性材料在磁场中被磁化，当管道存在腐蚀缺陷时，会引起磁场畸变的原理进行检测。能够快速检测管道内外壁腐蚀缺陷，适用于长距离管道检测，但对非铁磁性材料管道不适用，且对小缺陷的检测灵敏度有待提高。

3.2 智能监测技术

3.2.1 传感器技术

多种传感器用于管道腐蚀监测。电化学传感器通过测量金属表面电位变化判断腐蚀速率；腐蚀挂片传感器将标准金属试片与管道一同暴露在腐蚀环境中，定期取出测量试片腐蚀失重，评估管道腐蚀程度；光纤传感器利用光信号传输，可实现分布式测量，实时监测管道沿线腐蚀情况，具有抗电磁干扰、灵敏度高等优点。​

3.2.2 无线传感网络技术

由大量分布在管道周围的无线传感器节点组成网络，节点采集腐蚀相关数据（如电位、温度、湿度等），通过无线通信方式传输到数据处理中心。实现了远程、实时、自动化监测，提高了监测效率和数据传输的可靠性，但存在信号传输受环境干扰、节点能源供应等问题。

3.2.3 智能检测机器人技术

检测机器人可在管道内自主行走，携带多种检测设备，如超声传感器、漏磁传感器等，对管道进行全方位检测。能够适应复杂管道环境，获取详细准确的腐蚀数据，但研发成本高，对机器人的可靠性和适应性要求严格。

四、管道腐蚀防护技术

4.1 防腐涂层技术

4.1.1 涂层材料类型

有机涂层：如环氧树脂涂层、聚乙烯涂层等，具有良好的耐腐蚀性、附着力和绝缘性能。环氧树脂涂层耐化学腐蚀性能优异，适用于多种腐蚀环境；聚乙烯涂层具有较高的机械强度和抗冲击性能，常用于埋地管道。

无机涂层：如陶瓷涂层，具有高硬度、耐高温、耐磨蚀等特点，在高温、强腐蚀环境下表现出色。

4.1.2 涂层施工工艺

包括喷涂、刷涂、浸涂等。喷涂工艺效率高、涂层均匀，适用于大面积施工；刷涂操作简单，适用于复杂结构部位；浸涂可使涂层均匀覆盖，但对设备要求较高。施工过程中需严格控制环境条件（如温度、湿度）和工艺参数，确保涂层质量。

4.2 阴极保护技术

4.2.1 牺牲阳极阴极保护

将电位更负的金属（如锌、镁合金）作为阳极，与被保护的管道连接，在电解质溶液中，阳极发生氧化反应，释放电子，为管道提供阴极电流，从而抑制管道腐蚀。具有安装简单、无需外部电源等优点，但阳极消耗较快，需定期更换。

4.2.2 外加电流阴极保护

通过外部直流电源，将负极连接到被保护管道，正极连接到辅助阳极（如石墨阳极），向管道施加阴极电流，使管道表面阴极极化，达到保护目的。可根据实际情况调节电流大小，保护范围广，但需要稳定的电源供应，且对周边金属结构可能产生干扰。

4.3 缓蚀剂技术

4.3.1 缓蚀剂作用机理

缓蚀剂分子吸附在金属表面，形成一层保护膜，阻止腐蚀介质与金属接触，或改变腐蚀反应的电极过程，降低腐蚀速率。分为阳极型缓蚀剂、阴极型缓蚀剂和混合型缓蚀剂。阳极型缓蚀剂抑制阳极反应，阴极型缓蚀剂抑制阴极反应，混合型缓蚀剂同时抑制阴阳极反应。

4.3.2 缓蚀剂应用

在油气管道输送过程中，根据输送介质特性、管道材质和腐蚀环境，选择合适的缓蚀剂注入管道。如在含硫化氢和二氧化碳的天然气管道中，使用咪唑啉类缓蚀剂可有效抑制腐蚀。缓蚀剂使用方便，但需要定期补充，且部分缓蚀剂可能对环境产生一定影响。

结论​

油气储运中的管道腐蚀问题对能源安全和环境保护至关重要。通过深入了解管道腐蚀类型及影响因素，合理运用传统与智能监测技术，采用有效的防腐涂层、阴极保护和缓蚀剂等防护技术，并关注技术发展趋势，不断推动技术创新与融合，能够有效降低管道腐蚀风险，保障油气管道的安全、稳定运行，为油气储运行业的可持续发展提供有力支撑。在未来的研究与实践中，需进一步加强多学科交叉合作，攻克技术难题，提高我国油气管道腐蚀监测与防护技术水平，确保国家能源输送安全。

参考文献：

[1] 王乐乐 ， 李莉 ， 张斌 ， 等 . 中国油气储运技术现状及发展趋势 [J]. 油气储运 ，2021，40（9）：961-972.

[2] 田丽 ， 张桐硕 . 油气储运中的管道腐蚀成因与防治措施分析与研究 [J].中国化工贸易 ，2024，16（14）：157-159.