不锈钢泵管道腐蚀原因分析

　　随着石油工业的发展，我国现已拥有长输油气管道约2万公里(其中输油、输气管道约各1万公里)，这些油气管道分布在22个省、市、自治区，形成了贯穿   主要地区的地下大动脉，把油气田和炼油厂、化纤厂、化肥厂、铁路装卸站及油港连接起来，担负着65%以上原油产量及   气产量的输送任务；另外，我国的21个油气田大约还有集输管道25余万公里。油气管道运输不断发展，在能源运输和国民经济各部门中起着举足轻重的作用。
　　但是应该看到，我国的油气管道约有63.3%是在70年代前建设的，受历史条件的限制，管道的早期措施薄弱。随着这些不锈钢泵管线在役时间的延长，逐渐暴露出搜盖层老化和管体腐蚀等问题。同时，国内各大油田的主力油层原油含水率己达80~，因而加速了原油生产输送管道系统的腐蚀速度。目前的外方法主要采取是外覆盖层与阴极保护相结合的保护方式；内方法一般也土要有在管道内壁喷涂层(内衬)以及加缓蚀剂于输送介质之中二种方法。深入了解我国管道运输的特点及腐蚀现状，掌握不锈钢泵管道腐蚀的规律并加以控制，对腐蚀程度严重的管道采用适宜的技术进行，以期达到   佳的经济效益，是摆在我们面前的迫切任务之一。它对于延长管道的使用寿命，国民经济“地下大动脉”的   运行都具有重要的现实意义。
　　长输及油田集输管道的腐蚀原因可归纳为主观和客观两大类：主观原因包括措施、施工质量及维修是否及时、运营管理、人为破坏等原因：客观原因有管线所处的环境、输送介质的化学组成及其腐蚀性，以及输送工艺的物理因素等。具体说来，国内管线的主要腐蚀原因按其轻重顺序拟归纳为以下几个方面：
　　(1)埋地不锈钢泵管道受土坡腐蚀的影响：土坡是一个多相、多孔电解质和复杂的、非均质胶体体系，可以形成类型各异的腐蚀电池。一般说来，当土坡含盐量大、透气性好、含水量大、pH值低和电阻率小时，腐蚀性就大。另外，土壤中含有微生物、及存在杂散电流干扰时，也会加剧埋地金属管道外壁的电化学腐蚀。
　　(2)各种腐蚀性介质及其物理因素造成的不锈钢泵管道内壁腐蚀：原油含水量、油气水乳化液的稳定性、管道内部分积水及管道输送介质中含H2O、O2、H2S、SO2、CO2、Cl-、SRB及pH值等都可能造成管内壁的化学和电化学腐蚀，且输送温度越高，管道内壁腐蚀就越严重。除输送温度外，其他如压力、流速和流态、夹带的固体和液体、振动、沉淀、砂磨等原因使管道底部变薄后穿孔，以及这些因素的相互作用都会对管道内壁腐蚀起到不同程度的   作用。
　　(3)施工质量不高造成的影响：管道外壁腐蚀的许多事例是由于施工质量不高所引起的(包括预制除锈、涂装、固化质量、装卸、下沟，如吊装时钢丝绳损坏沥青绝缘层、接头焊接处未及时修整、补口等)。这问题在许多油田管网建设中存在较为普遍，从而影响了管道的预期寿命。因此不仅要严格控制层材料的质量，而且应严格各施工工序质量管理，以   终层良好的质量。
　　(4)不锈钢泵钢质管道内补口：我国早期的长输和集输管道大多没有内涂层，但由于长输管道的输送介质一般都经过除硫及脱水等预处理，其内壁腐蚀很小。而油田集输管道由于其高含水和强腐蚀性等原因，内壁腐蚀相对很严重。近年来一些油田虽已做了管道的内涂层，但由于管接头受焊接高温影响，使热影响区的内涂层失效，造成腐蚀电流集中，仍出现突发性、局部腐蚀性穿孔事故。而对焊接接头涂层的补口处理上，外涂层补口较易进行，管内壁补口技术则是公认的技术难题。目前有待出效果好、可以广泛采用的内补口技术。
　　(5)地下植物根系(如芦苇根等)生长穿透覆盖层导致管道外壁腐蚀：这种腐蚀通常发生在多水环境中，如大港、辽河、等油田滩海地区，生长的芦苇根茎很容易穿透传统的沥青层，导致及地下水浸泡管体造成侵蚀性腐蚀。目前的措施一般是采取可以形成较漆膜的环氧煤沥青作覆盖层，使各种离子难于穿透漆膜，从而具有防止芦苇根茎及地下穿透的能力。
　　(6)埋地硬质聚氨脂泡沫“黄夹克”保温管腐蚀主要原因有：A：厂内预制发泡时原料配比和料温控制不当，造成保温层发泡不充分、不闭合，管端无帽密封，导致进水而发生腐蚀：B：现场补口时，“黄夹克”被划伤或老化龟裂，使水渗透到泡沫内与PAPI或氟里昂反应，析出Cl-，腐蚀金属管道外壁。(据测定聚泡塑料在水中溶出Cl-含量高达0.0053，管道腐蚀率高达3.6mm/a)；C：管道焊接质量差，如未焊透、有夹渣和气孔等，也促成了管道腐蚀穿孔。
　　目前“泡夹克”结构的保温管线存在的问题相对较多，主要由于保温材料气孔率一般为70~吸水率较大。只有在制造、存放、运输、安装和运行等环节，水分都不渗入保温层，保温管道的使用寿命才是可以的。这有待于改进设计新的保温结构、新的施工技术和加强施工质量管理。
　　(7)部分不锈钢泵管线的阴极保护效果不好：目前我国的阴极保护技术已接近水平，形成了我国的标准。管线普遍采用了扭盖层与阴极保护的联合保护方式，但在运行中容易出现以下三类问题需要加以防范：A：仪器设备性差、故障多，影响了阴极保护系统的正常运行；B：阴极保护系统中所采用的阳极规格品种少，配套性差，影响工程选用；C：阴极保护管理不严格，有的单位无阴极保护岗位，对阴极保护数据的收集分析不够。
　　(8)其他一些因素对管道造成的破坏：如在管沟在回填时，涂层遭到碎石损坏。在埋地管线区域进行其他施工时，各种附加于地层的压力对管道造成破坏。其他还有人为破坏造成管线的损坏，如因社会治安混乱造成的偷油，窃取阴极保护设备等。需要加强社会法制教育和管道的运营管理。
　　综合看来，油气水普通碳钢管线的使用情况，使用期   长者为30~45年，   短者为5~10年，平均1525年。因此，管道的修理、和   新工作显得越来越重要，它己成为管道建设和运营的重要组成部分。