长输管线防腐涂层失效的原因分析

探讨石油长输管道腐蚀检测与修复技术摘要：对长输管道各类腐蚀检测技术进行了探讨，本文介绍了防腐层破损和电流保护系统检测的多频管中电流衰减法、密间距电位测量法、直流电压梯度测试技术、管道内检测漏磁检测技术和超声检测技术以及目前国内采用的管道翻转内衬修复技术、hdpe 复合结构管道修复技术等国内外先进的修复技术，结合油田具体管理经验方法，提出了具体防范措施。

关键词：石油；长输管道；检测方法；修复技术中图分类号：g272.4前言腐蚀是运行管道失效中最常见的问题之一，随着管道使用周期的增长，管道腐蚀问题变得越来越严重。

当防腐层以老化、剥离及破损等缺陷形式破坏后，管道主体会逐渐发生腐蚀，甚至造成腐蚀穿孔、应力腐蚀开裂等严重事故。

腐蚀检测是依靠检测工具检测出管壁上的腐蚀缺陷，从而了解管道的腐蚀状况，以便于管道的风险评估和维护维修，为管道的安全运行提供可靠保障。

为此，笔者对长输管道各类腐蚀检测技术进行了探讨，并结合油田及长输管线的具体管理经验方法提出了防范措施。

1 腐蚀检测方法1.1防腐层破损和电保护系统检测1）多频管中电流衰减法。

多频管中电流衰减法适合于埋地钢管防腐层质量检测评价、破损点定位、破损点大小估计、管线走向及埋深检测、搭接定位检测以及阴极保护系统有效性检测。

pcm 系统的超大功率发射机向管道提供一个频率接近直流的电信号，手提式接收机沿管线进行管道定位、管中信号电流的测量。

当管道防腐层性能均匀时，管中电流的数值与距离成线性关系，其电流衰减率取决于涂层的绝缘电阻，根据电流衰减率的大小变化可评价防腐涂层的绝缘质量。

若存在电流异常衰减段，则可认为存在电流的泄漏点，再使用 a 字架检验地表电位梯度，即可对涂层破损点进行精确定位。

一般采用的仪器是英国公司生产的 pcm 检测器，这些仪器都具有便携式超大功率的发射机和手提式接收机，附件 a 字架可用于涂层破损点的精确定位。

2）密间距电位测量法密间距电位测量法主要用来评估管道沿线阴极保护状态与受杂散电流干扰情况，同时能发现涂层漏点。

浅析高强钢管3PE防腐蚀层性能检测由于长输管道向极地、海洋、冻土、沼泽、沙漠等严酷环境延伸，对防腐层性能提出了更严格的要求。

钢质管道3PE防腐结构集中了熔结环氧粉末（FBE）和挤压聚烯烃涂层的性能优势，克服了两种涂层单独使用时性能上的不足，以其优越的防腐性能和良好的加工工艺性，成为国内外长输管道应用较多的管道外防腐涂层，是管道外防腐的首选方案。

然而，3PE生产工艺和生产控制相对复杂一些，管道的3PE防腐蚀层会受多种因素的影响而失效，主要表现为3PE防腐层与管道体的剥离、焊缝区3PE防腐层受力裂开等现象。

为掌握3PE防腐蚀层运行现状，有必要对管道管体3PE防腐蚀层进行检测，对失效原因进行探究。

1 检测内容3PE防腐蚀层性能检测方法见表1。

3PE防腐蚀层剥离的粉末涂层的实验室分析如下：热特性试验分析、宏观、微观形貌分析等。

表1 3PE防腐蚀层性能指标要求2 检测结果2.1 现场开挖检测结果对某高强钢管道3PE防腐蚀层进行检测，主要检测对象为外检测发现防腐蚀层破损处和内检测发现有缺陷处防腐蚀层，共抽检15道口。

主要检测3PE防腐蚀层外观、漏点、剥离强度、厚度、附着力和管体腐蚀情况，结果见图1。

图1 整体状况良好的检测照片发现11处3PE防腐蚀层整体状况良好，外观无撬剥、破损现象；采用25kV电火花检漏，未发现漏点；聚乙烯层剥离时，剥离强度满足标准要求，粉末涂层与钢管粘结性优良。

发现2处（X2-GZ01和X2-WS-2）管道壁上的环氧粉末层与管道体表面完全分离无粘结力，管体表面上没有环氧粉末并且管体无腐蚀、光亮。

发现2处（X3-GZCM和X3-JH-1）3PE防腐蚀层与管体粘结力降低，管体表面有部分环氧粉末；环氧粉末涂层剥离处管体无腐蚀、光亮。

2.2 实验室检测结果从现场取回4道出现剥离的检测口（X2-GZO1.X2-WS-2，X3-GZG-1，X3-JH-1）3PE材料进行室内分析，包括环氧粉末涂层外观形貌分析和环氧粉末涂层热变特性测试，从而分析3PE防腐蚀层剥离的原因。

给水管道腐蚀原因分析及防腐对策[摘要] 给水管道的防腐是个常谈常新的话题，随着人民生活的提高以及国民经济的飞速发展，给水管道的安全运行在社会经济建设各环节中发挥着越来越重要的保障作用。

本文从给水管道腐蚀机理、腐蚀类型、管道用材、埋设环境等多角度详细地分析了给水管道产生腐蚀的各类原因，并结合工作实践针对给水管道的防腐提出了一些对策，为更好地保障给水管道安全运行提出了若干建议，以期达到抛砖引玉的效果。

[关键词] 给水管道腐蚀类型原因分析防腐对策以往给水管道相比较于其他的地下管线，如：电力、天然气、石油等危险性管线，从安全角度来讲，对人们生活、生产的影响相对较小。

近年来，随着我国国民经济的飞速发展，人们在生产生活中对自来水按质、按量供应提出了更高的要求。

另一方面，由于气候异常、城市水资源日益匮乏等原因，如何安全、合理地将自来水输送到工矿企业和千家万户变得越来越重要。

在这样的背景下，给水管道的防腐就成为保证我国水资源合理利用和人民群众生活、生产中各类活动得以顺利开展的关键。

本文从给水管道腐蚀机理、腐蚀类型、管道用材、埋设环境等多角度详细地分析了给水管道产生腐蚀的各类原因，并结合工作实践针对给水管道的防腐提出了一些对策，为更好地保障给水管道安全运行提出了若干建议，以期达到抛砖引玉的效果。

1.埋地给水管道腐蚀分析腐蚀是生物、物理以及化学过程互相综合作用的结果，易发于各类管道系统。

给水管道的腐蚀不仅能使管道内水质指标恶化，而且长久的侵蚀容易引起管壁变薄而穿孔，增加水流阻力和增大制水成本。

在给水管道中，水在给水管道内壁产生一层亲水膜层，形成原电池腐蚀条件，在产生电化学腐蚀的同时，水中含有不同程度的二氧化碳、氧、其他腐蚀性化合物或各类微生物和给水管道起作用引起化学腐蚀、微生物腐蚀。

由此可知，给水管道腐蚀按其产生腐蚀的性质可大致划分为化学腐蚀、电化学腐蚀和细菌作用的腐蚀等三种腐蚀。

1.1电化学腐蚀电化学腐蚀是金属和电解质组成原电池所发生的电解过程。

分析天然气长输管道的防腐措施
天然气长输管道作为能源输送的关键部分，需要具备良好的防腐蚀能力，以确保其安全运行和长期稳定的供应。

以下是天然气长输管道的几种常见防腐措施的分析：
1. 内外涂层防腐：天然气长输管道一般会在内外表面进行涂层防腐处理。

内涂层通常采用环氧树脂涂层，具有优异的耐酸、耐腐蚀和耐磨损性能。

外涂层通常采用3层聚乙烯或聚乙烯包覆钢管（PE或FBE）涂层，具有良好的耐候性和耐腐蚀性能。

2. 阳极保护：阳极保护是一种常用的防腐措施，通过在管道的表面安装阳极材料，利用阳极材料与管道形成阴阳极对，形成保护电位来防止腐蚀。

常见的阳极保护方法有铝锌土浆阴极保护和放电保护等。

3. 内防腐层：在天然气长输管道的内部，往往会有一层内防腐层，常用的防腐材料有环氧煤沥青、环氧煤渣、聚乙烯等。

内防腐层的作用是防止介质对管道材料的腐蚀，保护管道的内壁。

4. 管道绝缘：天然气长输管道环境复杂，可能存在潮湿、酸碱等有害物质，容易导致腐蚀。

管道绝缘是一种常见的防腐措施。

常用的绝缘材料有玻璃绝缘材料、聚氨酯绝缘材料、聚丙烯泡沫绝缘材料等。

5. 监测和维护：为了确保天然气长输管道的防腐效果持久，需要进行定期的监测和维护工作。

通过使用无损检测技术，如超声波探伤、放射性射线探伤等，对管道进行定期检测，并根据检测结果进行相应的维护。

天然气长输管道的防腐措施是多层次、多方面的，通过内外涂层、阳极保护、内防腐层、管道绝缘以及监测和维护等手段，实现对管道的全方位保护，保障其安全运行和长期使用。

技术的不断创新和发展也为天然气长输管道的防腐措施提供了更多选择，提高了管道的防腐能力和使用寿命。

33科技资讯科技资讯S I N &T NOLOGY I NFORM TI ON 2008N O.09SCI ENC E &TEC HNO LO GY I N FO RM A TI ON 工业技术管道的腐蚀，不仅会造成因穿孔而引起的油、气跑漏损失以及由于维修所带来的材料和人力的浪费，而且还可能因腐蚀穿孔引起火灾，特别是天然气管道还可能因腐蚀而引起爆炸。

在油库和加油站人员比较集中的环境，此类事故在造成巨大的经济损失、污染环境的同时，将直接威胁到人身安全。

鉴于腐蚀问题的严重性，国内外对防腐工作都很重视，采取了各种措施来减轻腐蚀的危害。

对于金属管道的防腐蚀，广泛采用涂层、衬里、电法保护和缓蚀剂等措施。

对油库和加油站内的管道，采取必要的防腐措施，加强管理，可以有效地预防事故的发生，在保证安全生产的同时延长管道的使用寿命。

防腐设施是管道工程的一个重要组成部分。

1管道腐蚀的原因1.1环境因素石化装置的环境除基本空气组成外,还含有SO 2,H 2S,CI -,CO 2,NH 3,煤烟、尘埃及其它工业废气。

由于有机涂层的高分子间存在自由空位,遇到雨天、刮风天的情况，水分子、氧分子直径较小可以通过，如果涂膜本身由于施工质量存在缺陷,以及受到光氧化老化作用，腐蚀性介质的分子、离子(如S 2-,CI -)容易达到基底金属而造成涂膜下腐蚀，最终引起涂膜片剥离。

工业大气腐蚀的元凶为S O 2与H 2S 。

H 2S=2H ++S 2-,S 2-+O 2=SO 2,Fe+SO 2+O 2=Fe SO 4,4F e S O 4+O 2+6H 2O=4F e OOH+4H 2S O 4,4H 2SO 4+4e +2O 2=4Fe SO 4+4H 2O 。

大气中的SO 2(包含H 0S)伴随H 2O,O 2透过涂层至基底金属,形成Fe S O 4或Fe (OH)2,造成了涂层下的金属腐蚀。

大气中还含有的CI -、NO X等工业大气的有害组分,也对涂层下边的金属腐蚀产生加速作用。

油田集输金属管道腐蚀原因与防腐措施摘要：开采出来的石油，主要是经过金属集输管线运输的。

集输管线一般为金属材质的，很容易被原油腐蚀。

而且刚刚被开采出的原油性质较为复杂，其中包含多种腐蚀集输管线成分，更容易被原油进行腐蚀，导致原油开采存在一定的困难，在较大的程度上导致开采原油成本增加，还会导致运输原油受到影响，腐蚀若是非常严重，出现原油的泄漏事故还会对环境造成较大的污染。

这就需要采取适宜的防腐措施，减少开采原油成本的投入，提升油田企业的效益和开采的安全性。

关键词：集输管道；腐蚀；机理；措施；1腐蚀对集输管道的危害腐蚀对集输管道的危害主要体现在在如下几点：第一，穿孔、泄漏等会对管道自身产生损害，造成经济损失；第二，管道因腐蚀维修过程中，影响原油集输系统的运转；第三，管线泄漏可能引发爆炸、火灾等危险，产生人身伤害；第四，原油会对周围的土壤、水体造成污染，其中的毒有害气体会扩散到空气中，造成空气污染。

2油田集输管道腐蚀原因2.1管道内壁腐蚀原油、含油污水等介质必须以一定温度输送，溶于水的酸性物质在此温度下随原油在管道内流动，从而对金属管道极易直接产生腐蚀，这种腐蚀一般分为全面腐蚀和局部腐蚀两种；其中全面腐蚀是均匀腐蚀，管道表面光滑，局部腐蚀是相对于全面腐蚀而言的，有点蚀、蜂窝状腐蚀、台地侵蚀及流运诱发局部腐蚀等，随着腐蚀的进行，H+浓度不断加大，会破坏金属管道的晶间结构，导致管道开裂。

原油中包括油、气、水等流体，在管道中的流态是多项流，另外原油从地层中开采出来，含有一定量的泥沙，气体和固体颗粒会把已形成的腐蚀层或保护层冲刷掉，重新让腐蚀介质和金属管道接触，加快腐蚀速度。

2.2管道外腐蚀站内架空管道外壁与空气直接接触，空气中的H2O和CO2生成弱酸，与管道外壁金属反应产生腐蚀，腐蚀速率随湿度增大而增大。

站内场区及站外管道一般埋地敷设，土壤中的CO2、SO2等酸性物质在管道周围形成酸性环境，与金属管道发生反应产生腐蚀，而硫酸盐与地下水形成的硫酸盐水化物会与金属产生晶性腐蚀；同时土壤中的盐溶于水形成电解质溶液，可使金属管道产生电化学腐蚀，土壤中有很多细菌，如硫酸盐还原菌、氧化菌等，它们能促成土壤中各种盐（如硫酸盐）的还原，加快金属管道的电化学腐蚀；另外输油管道一般和机泵、储罐等各种设备连接，在土壤中产生一定量杂散电流，这些电流在金属管道某些区域上形成阴极区，其它部位管道为阳极区，从而形成原电池，产生电化学腐蚀。

长输地埋油气管道腐蚀因素与防护措施摘要：油气管道在实际运行过程中受到油气成分，场所土壤、温度因素的影响，产生不同程度的管道腐蚀现象，进而引发油气泄露、火灾和爆炸等安全事故。

因此，工作人员根据实际情况采用有效的防腐措施，并加强腐蚀监测与管理，以增强油气管道的保护效果，延长其使用年限。

关键词：长输地埋油气管道；腐蚀；防护1长输地埋油气管道防腐工作的重要性输油输气生产现场中的管道腐蚀问题是比较常见的，这与管道运行环境的特殊性有关，因为油气资源本身带有一定的腐蚀性介质，若管道受到外力影响，则管材自身所处的运行环境就更加不利于防腐工作，而油气管道一旦出现泄漏，不仅会对周围的环境造成严重的污染，也会因为油气资源易燃易爆的属性导致危险丛生，使油气企业承受较大的经济损失。

对于油气输送工程中的管道防腐工作的组织与部署，油气企业要重视预防工作，切实满足各项管道的运行要求，为输油、输气管道的正常运行提供有效的保障。

2埋地油气管道的腐蚀因素2.1油气成分油气成分主要包括硫、水和其他杂质，不同成分之间具有较大比例差，针对油气杂质进行分析，氧化性或者酸性杂质都会引起油气管道出现腐蚀问题，油气是二氧化碳、氧和酸氢气体呈现出显著的影响，出现电化学反应的情况下，就会出现腐蚀，对油气管道的使用寿命产生不利影响。

2.2温度油气管道在现实运行过程中，在自身输送的介质温度和外部环境温度都会产生不同程度的转变。

管道初始埋设深度和设计线路对其温度产生较大影响。

温度越高越容易出现腐蚀。

油气管道外壁接触的土壤成分、含水量和周边植被对其产生一定影响，造成其容易出现腐蚀现象。

2.3土壤土壤腐蚀是最为常见的天然气管道腐蚀现象。

天然气管道在铺设中会与含有各类物质成分的土壤直接接触，土壤成分、地质结构、管道金属结构等因素的不同，导致会出现电流电解质与腐蚀性电流，长时间作用下形成土壤腐蚀现象。

土壤中含有水分、空气、盐等物质，且都具备电解质，天然气金属管道在土壤环境中会接触到这些电解质，与之发生反应形成腐蚀电池，腐蚀电池主要有以下两类：微腐蚀电池，天然气管道表面钢结构在众多电解质作用下形成了条件效应，从而产生腐蚀现象。