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油田埋地管线腐蚀检测与防护技术分析

文档作者：张雪明文档来源：中国石油辽河油田分公司		点击数：	更新时间： 2022年01月23日
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． 66．
石油和化工设备
2012年第15卷
油田埋地管线腐蚀检测与防护技术分析
张雪明
(中国石油辽河油田分公司， 辽宁盘锦124010)
[摘要]对目前国内油田埋地管线的腐蚀类型及腐蚀原因进行了分析，针对腐蚀原因从各方面提出了防止腐蚀的措施，对
防腐技术的发展与新型防腐材料的研究进行了展望。
[关键词]油田埋地管线；腐蚀检测；腐蚀分析；腐蚀防护
油田埋地管线作为输送原油的主要手段，是
油田正常生产的有力保障。随着管线使用年限的
延长，特别是开发较早的油田， 由于管线腐蚀导
致的事故已进入高发期。管线的腐蚀是由多种复
杂的外部环境因素导致的，腐蚀的存在大大降低
了输送的安全性，给正常的输送造成威胁。对管
线腐蚀的类型进行检测分析并针对不同的问题提
出解决的方案具有较大的现实意义。
l检测与评价技术简介
1．1埋地管线检测与数字化建设
要实现对埋地管线的探测和检测，数字化建
设应当先行。应以科学全面的实地勘察为基础。
近年来通过对管线外防腐层防护状况的调查，管
线运行环境腐蚀性检查以及管体腐蚀情况的综合
评测，逐渐形成了一个可为管线的防腐研究提供
数据支持的数据系统。参与综合腐蚀监测的有中
国石油所属的多家单位，共检测了长达3400km的
埋地管线，查出防腐层严重的破损点达12800处之
多，非法偷盗点或非正常搭接点达400多处，管体
发生严重腐蚀的管线长达511km，在此过程中查
清了问题管线的具体走向及问题段的位置，为管
线的维护及科学评判奠定了基础。有关检测的项
目、使用的仪器设备及检测评价的方法见表1。
表1 仪器设备及检测评价方法
1．2防腐蚀技术评价研究
辽河油田在分析管线腐蚀原因的基础上制定
了治理管线防腐蚀的具体步骤，共十步： (1)从
外观形貌进行宏观分析； (2)对管线所处的具体
土质及水质进行含氧量与细菌等因素分析； (3)
对试样点的介质进行腐蚀性测试； (4)对生成的
产物进行成分分析； (5)对生成物结垢进行趋势
分析： (6)进行腐蚀速率的动态模拟； (7)建
立数学模型； (8)研究腐蚀规律； (9)展开防
腐技术的选取； (10)提出治理方案。该方法可
为油气管线输送的每一步提供防护监测及评价研
究。
2管线失效原因综合分析
2．1管线外防腐层老化破损原因分析
(1)施工中的缺陷。施工中管线的三通、弯
头或接头处的防腐层不到位；管线在铺设中受到
作者简介：张雪明(1974一)，男，辽宁丹东人，1998年毕业
于石油大学(华东)应用化学专业，工程师。现主要从事油田化
学工作。
第3期 张雪明 油田埋地管线腐蚀检测与防护技术分析 一67．
硬物划伤或破坏而导致防腐层发生破损；管线交
会时相互间挤压引起的形变和磨损；埋设较浅的
管线防腐层受到阳光的长时间照射引起老化及冷
热交替引起的管线腐蚀问题。
(2)第三方破坏。包括在管线附近进行的道
路施工，铺设新管线时造成的管体损伤或人为的
破坏，如盗油打孔致使的防护作用完全丧失。
(3)管理观念缺失。管线在施工中经常注重
管体的维护而未给防护层以足够的重视，经常发
生管线漏洞修复后没有及时涂抹防腐层，而增加
了维护成本，加重了管线的腐蚀程度。
(4)防腐层选取不当。防腐层的种类较多，
实际应用中应根据具体环境特点进行科学选取。
在杂草或芦苇较多的湿润地区不宜采用沥青或防
腐蚀胶带类的防腐剂；宜与和水结合导致防腐效
果降低的沥青类防腐层水位较高的区域；在人为
破坏比较频繁的地区不宜使用黄夹克类的防腐
层，因自身非但不能自我修复，而且还能传递破
坏力。
2．2管体腐蚀原因分析
(1)管体加工工艺或施工不当引起的腐蚀。
例如焊条材质与管线材质不匹配引起的腐蚀，管
线中含有的特定的物质所引起的腐蚀，污水与清
水混合所引起的结垢现象导致的腐蚀以及使用线
缆局部加热引起的温差腐蚀。
(2)水质量分数高于70％引起的内腐蚀。内
腐蚀可由污水或者输送的强腐蚀性物质引起；污
水与清水的混合引起的结垢；含沙量较高的管线
引起的冲刷腐蚀；腐蚀中形成的电极作用引起的
腐蚀加速以及不同材质的管线因焊接引起的电偶
腐蚀。
(3)水质量分数低于30％的外腐蚀。管线
的防腐层在外界作用下发生老化或破损后管线长
期暴露在强腐蚀性的环境下，甚至会发生穿孔现
象。
3管线腐蚀防护措施
3．1从选材与设计入手
(1)对于输送的物质含有腐蚀性强的离子的
管线选用抗腐蚀能力较强的管线，如镍基合金复
合管或新型的稀土铝合金管线。
(2)对于二氧化碳含量高的环境选用含铬
钢，其中铬含量的确定要根据腐蚀介质的实际二氧
化碳的含量确定，达到节约成本与防腐蚀的目的。
(3)污水的腐蚀性很强，有时污水的腐蚀性
比一般水质高20倍，在此情况下应使用强度合乎
要求的非金属管线，如钢骨架复合管或是玻璃钢
管。
(4)管线进行施工或更换部分管线时应注意
管线材质保持一致，以减少腐蚀的速度。
(5)在设计管线的曲率时应遵循不小于管径
三倍的规定， 以减小湍流造成的腐蚀。
(6)选取防腐层要根据上述原则，在水位较
高以及杂草或芦苇较多的地区使用沥青为外防腐
剂；在易受外力破坏的地段不使用黄夹克类防护
层等，输油或是输气的重要管线可考虑使用防腐
效果较好的PE类防腐层。
3．2避免因生产工艺不当引起腐蚀
(1)管线保温应避免使用线缆局部加热方
式， 要使用均匀受热方法， 以防止引发温差腐
蚀。
(2)控制进入外输干线的采出液的含沙量，
可将采出液进行过滤，沉降在输入外输干线，以
避免含沙量过高对管壁造成冲刷腐蚀。
(3)避免清水与污水混合，因二者水型不匹
配，可能形成管线结垢进而造成温差腐蚀。
(4)输送气体时应保证气体含水量较低，防
止水汽沉降而引发内部腐蚀。
3．3重视防腐蚀技术管理
管线防腐蚀技术管理中经常使用的防腐技术
有涂层防护、阴极保护以及添加缓冲剂等，都是
较为有效且环保的防腐形式。
(1)涂层防护。一种用稀有金属的纳米合金
制作的防腐涂料，这种涂料可以保证在温度140℃
及压强为25MPa的环境条件下保证管流的正常流
速。
(2)药剂的防腐蚀性能。如果管线所处的环
境是常温注水系统，溶解有氧加速下的钙离子或
者碳酸氢根离子，应当采用IMC．07型缓蚀剂；如
果环境中的二氧化碳含量较高，根据温度可选用
9BS或9H
(3)涂层技术应根据具体的使用环境择优
选取，在进行了试验与评价的基础上确定涂层技
术，避免盲目投资。施工过程中应严格把关，并
在日后的防腐管理与投入中加以保持，确保对被
一
68一 ■腐蚀防护 2石0油12和年化第工15设卷备
保护区域实施有效的阴极保护。特别是MMO涂
层在油田防腐工程中很有效，有着广阔的应用前
景。
3．4管线定期检测
(1)在役管线的定期检查
通过定期对管线进行检查可以及时发现腐蚀
程度、发现问题并实施相应措施。如更换老化和
损坏严重的防腐层；及时发现盗油点及破损点，
有利于降低腐蚀的损失。通过管体的腐蚀检测可
发现处于萌芽状态的腐蚀威胁及腐蚀的阳极点，
还可确定腐蚀的程度、位置，有利于制定有针对
性的治理措施，使防腐蚀有的放矢， 既可减少防
腐蚀的投入，还加大了防腐蚀的成效。
(2)新建管线的基线检测
新建管线防腐层的破坏在很大程度上是由于
相互挤压、形变造成的，在应力与外在腐蚀的联
合作用下极易发生腐蚀。通过对新建管线的基线
检测可有效地确定因施工引起的局部防腐层的破
坏及管线的不合理搭接，从而有效地避免因管线
间的挤压或磨损而导致的防腐层破损。
4油田管线防腐蚀技术发展方向
4．1区域性防腐蚀阻垢技术
油田开发年限逐年增加，注水量随之极度上
升，这直接导致地面注水管网及井下管柱的结垢
与腐蚀。应当开展关于区域性防腐蚀阻垢技术的
研究，这有利于保证注水区稳定、持续增长，同
时有助于防腐技术的进一步成熟。
4．2特殊开发环境与开采工艺
常规环境下的防腐蚀措施如遇特殊的环境往
往失效，造成腐蚀情况恶化。如近年来“郑408火
烧趋油实验项目”在使用中就发生了井下管柱因
腐蚀问题而脱节，引起中石化有关部门的高度重
视。此外还有川东北地区气田开采， 由于含有大
量的硫化氢与二氧化碳而造成腐蚀严重，降低了
开采的速度等。因此研究特殊环境下的防腐蚀措
施和开采工艺对提高产量、保证生产安全推动节
能减排有着重要的意义。
4．3埋地管网检测评价与数字化建设
目前油田的地面管网已达到了纵横交错的状
况，且管网种类繁多、寿命不等、隐患潜伏。为
实现对油田进行科学、精细、数字化管理，有必
要建立包括运行数据、基础数据、监测数据以及
地理信息在内的数据信息处理系统，且建立的数
据要根据实际情况及时进行动态调整，这对于科
学预测管线的剩余寿命、指导安全施工、生产及
维护有着重要的指导意义。
5结束语
我国陆上油田是钢材的消耗大户，每年因钢
材被腐蚀造成的损失数字相当惊人， 因腐蚀造成
的油气泄漏损失很大。本文分析了管线腐蚀的各
种原因，提出了治理管线腐蚀的措施。随着油田
提液强度不断加大，管线的负荷不断增大，从而
给管线防腐提出了更高的要求，在新形势下有效
实现防腐的目的成为亟待解决的问题。
◆参考文献
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