长输原油管道的土壤腐蚀研究

天然气长输管道的防腐措施

摘要：长输管道常常运送石油、天然气等自然资源，这些管道都要埋入地下，由于他们是钢材料，这对于安全性有一定的保证，然而也存在着腐蚀隐患。管道埋入地下，面对的地形地质条件是复杂的，钢管会面对不同类型的土壤，因为土壤性质不同，给管道带来的损害程度也不一样。土壤本身的腐蚀性也有区别，管道埋地后出现问题也难以保证能立即发现。管道维修时成本往往非常巨大，一般来说维修管道的资金支出远远超过了新建管道所产生的资金支出，为了降低管道维修频次和费用，在铺设管道时就一定要重点做好管道防腐工作。

关键词：天然气长输管道 防腐 防护措施

1管道腐蚀的危害

我国天然气比较丰富的地区集中在中西部，要运输天然气才能最大程度的确保天然气的价值能够被发挥出来。管道运输是当前阶段比较常见的运输形式，然而最近几年由于管道运输所引发的安全事件也不在少数，管道运输还是有着某些弊端。管道是埋入地下的，会经常性地出现腐蚀状况，常常会因为腐蚀原因而引起管道穿孔等危险事件发生：

（1）一旦管道出现了腐蚀，就会导致外部的微生物侵入管道内部，导致天然气参入其他杂质，从而影响了天然气的纯度，还给使用天然气埋下了安全隐患；

（2）管道出现腐蚀，假如没能尽早采取相应的防护，腐蚀物质会停留在管壁上方，造成管道出现的腐蚀程度加重；

（3）长输管道被腐蚀程度越大，越易引发天然气泄漏，而天然气在泄漏时正好遭遇了明火或高温情况，就可能会引起火灾爆炸，最终导致人们的财产安全受到危害，严重时可能会危及人们的生命安全。

2管道防腐的重要性 当前，世界各国对天然气的需求日益增加，已成为世界上最主要的能源之一。尤其是在国家有关部门大力推行天然气这种洁净能源的同时，国内对天然气的需求也在不断增长，在这个进程中，需要保障天然气的供给安全。以管道为主体的远距离输送，尽管其安全性很高，但近年来仍时有发生，而以管道腐蚀为主的安全隐患更是屡见不鲜。当长距离输气管线发生腐蚀时，会在管线的内壁上粘附一些杂质，最终导致管线的加速腐蚀。首先，当长距离输气管线发生侵蚀时，锈蚀物质会与管线中的气体发生混入，造成气体中的杂质增加，从而降低了气体的品质。其次，当腐蚀情况较严重时，还可能引起气体泄露，这不但会影响到天然气公司的经济效益甚至会危及到气体输送的安全性；第三，由于管线侵蚀引起的天然气泄露，遇明火会造成发生火灾、爆炸事故，造成严重的安全生产事故。

稠油埋地集输管线的腐蚀原因分析及防护对策󰀁

阮林华1,王新昭1,谢　强1,陈建国2(1.新疆油田公司重油开发公司;2.中国石油新疆油田公司采油一厂,新疆克拉玛依　834000)

摘　要:通过对新疆油田稠油埋地集输管线的腐蚀原因分析,发现影响集输管线腐蚀的因素主要有热采高低温环境、土壤环境、防腐保温层的选择和施工质量等,并且针对这些原因提出了相应的防护措施。关键词:稠油;集输管线;腐蚀原因;防腐措施 中图分类号:TE988.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2010)19—0042—02

随着新疆油田稠油生产规模的不断扩大,加之开采时间的增长,稠油集输管线的腐蚀破坏对生产所造成的影响也越来越严重,集输管线寿命越来越短。针对这一问题,对新疆油田部分稠油区块进行了现场腐蚀调查,通过对调查结果的分析,得到了集输管线腐蚀的原因,探讨了影响管道腐蚀的各个因素,并提出了应对措施。1　腐蚀原因分析对于埋地管线而言,腐蚀的主要因素在于埋地管线周边的土壤环境,土壤环境决定了管线的腐蚀速度。从土壤电阻率、含水率、矿化度等因素进行了分析,此外还从管线的防腐保温技术手段等进行了分析。1.1　土壤电阻率土壤的电阻率是土壤含水量、含盐量及酸碱度等综合因素的集中表现,在工程实践中经常采用土壤电阻率来粗略地划分土壤腐蚀等级[1],土壤电阻率判据为:强腐蚀:<20󰀁・m;中等强度腐蚀:20～50󰀁・m;弱腐蚀:>50󰀁・m。土壤电阻率越小,对管道的腐蚀越快。表1是油田不同位置的稠油集输管线周边的土壤电阻率数据表。从表中数据看来,所有测试位置的电阻率均小于20󰀁・m,属于强腐蚀环境。表1稠油集输管线土壤电阻率数据表序号位置土壤电阻率,󰀁・m1百重7集油12.42292站外93外输15.703901站集油3.314克浅10集油5.16599157单井5.346红浅hll15单井5.39

1.2　土壤的含水率、矿化度土壤的含水率直接影响到土壤的腐蚀性。管道在土壤中的腐蚀主要是氧去极化反应,因此氧的浓度对管道的腐蚀有着重要的影响。土壤含水量开始升高时,有利于腐蚀过程中离子的交换和迁移,所以使腐蚀速度加快。表2是新疆油田重油公司的土壤含水等的分析数据表。表2　新疆油田重油公司的土壤含水等的分析数据表分析项目mg/kg重油2区807站重油1区913站克浅102氯离子67714641138硫酸根27951452501碳酸根01210碳酸氢根27661458氢氧根000钙离子86360220镁离子601272钠钾离子77410411717离子总和0.5450.2900.611总含盐量,%0.5550.2850.601含水率,%16.420.416.6

Ｃｈｉｎａ　ＳＣｉｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｒｅｖｉｅｗ　探讨油田地面系统管线腐蚀原因与治理对策　任芳　（中石化胜利油田东辛采油厂维修大队广利联合站２５７０００）　科学论坛　●Ｉ　［摘要］油田开发进入中后期，地面系统的内外腐蚀越来越严重，管道穿孔、油罐破裂事故不断发生，成为制约油田持续发展的主要因素。根据油田开发各　个时期、不同区块、不同生产介质的腐蚀特点，不断研究，开发和应用防腐新技术，新材料和新工艺。　［关键词］油田地面系统腐蚀治理　中图分类号：ＴＢ３７　文献标识码：Ａ　文章编号：１００９－９１４Ｘ（２０１４）０６—０３９９—０１　随着油田开发进入中后期，油田经开采开发，采出液综合含水体积分数上　升，油田开发初期配套的集输系统已远不能适应目前的开发需要。调查数据分　析表明，在役管道的腐蚀结垢情况比较严重，穿孔和漏油事故频繁发生，待维护　和更换的工程量逐年增加。油田自开发以来，修复改造了各类腐蚀结垢集输管　道，由于来自不同油井、计量站和联合站的高含水原油中成垢离子含量不同，异　水型水混输后不配伍．造成了严重的管道结垢堵塞。　地面集输系统的内外腐蚀越来越严重，成为制约油田持续发展的主要因　素。地面集输系统基本上是一个高含油污水系统。采出水总矿化度高，一般在　５０００～７００００ｍｇ／Ｌ，易产生水垢的离子多，还有溶解氧、二氧化碳、硫化物等腐　蚀性介质和大量的ＳＲＢ、ＴＧＢ细菌以及泥砂，致使高含水集油管、污水处理及　回注系统管道腐蚀、结垢、磨蚀非常严重，管道平均腐蚀速度为１～１．７ｍｍ／ａ。　例如，某采油厂污水处理站，平均腐蚀速率为０．７６ｍｍ／ａ，点蚀率达到１４ｍｍ／ａ。　１腐蚀结垢机理分析　垢物一般都是具有低溶解度的难溶或微溶盐类，它们具有固定晶格，单质　垢物致密且坚硬　垢物的生成主要决定于盐类是否过饱和以及盐类结晶的生长　过程。目前较为成熟的结垢理论主要有以下三种。两种化学不相容的液体相混，　因为含有不同种类离子或不同质量浓度的离子，就会产生不稳定的且易于沉淀　的物质。如水型为ＮａＨＣ０３的油井与水型为ＣａＣＩ，的油井采出物井下混输后容　易在集输系统产生结垢现象。当集输系统热力学和动力学条件不变时．即使有　不相容的离子，并且为过饱和溶液也会处于稳定的状态。在油水井生产的过程　中，压力下降，温度上升或流速变化，高矿化度水就容易结垢，对钙盐而言恰好　相反。结垢分为析出、长大和沉积三个阶段　垢是晶体结构，管道设备表面是　凹凸不平的毛糙面，垢离子会吸附在壁面，以其为结晶中心，不断长大，成为致　密坚实的垢物。在集输系统中，垢物的形成过程往往是一个混合结晶的过程，原　油中含有大量的水，水中的悬浮粒子可以成为晶种，粗糙的表面或其它杂质粒　子都能强烈地催化其结晶过程，使得溶液在较低的饱和度下会析出结晶。　２地面集输系统的腐蚀状况　随着油田多年开发，大部分管道设备都接近甚至超过金属的疲劳极限，在　较高流速的泥砂冲刷下，在高温、高矿化度污水及硫酸盐还原菌的腐蚀作用下，　加剧了管道的内腐蚀。加上胜利油田地处滨海地区，土壤含盐量高，对金属管道　的外壁腐蚀也很严重。在强腐蚀区新建的钢管道，３～６个月就开始腐蚀穿孔，　１～２年就报废重建。初步统计，油田金属管道因腐蚀造成的年更换率２．５％，造　成巨大的经济损失。油田多年的开发，大部分管道设备都接近甚至超过金属的　疲劳极限，在较高流速的泥砂冲刷下，在高温　高矿化度污水及硫酸盐还原菌的　腐蚀作用下，加剧了管道的内腐蚀。加上胜利油田地处滨海地区，土壤含盐量　高，对金属管道的外壁腐蚀也很严重。　３地面集输系统的腐蚀原因　３．１集输系统中污水含有的Ｈ２Ｓ，Ｃ０２、Ｈ＋、ｃＬ一、溶解氧等腐蚀性物质　产生的电化学腐蚀。　油田目前综合含水已达９０％，日产污水近８０×１０４ｍ３，２万多公里的地面　管线中原油集输、污水、注水管线占８５％。注人水中，含油污水占９０％以上，这样　油田地面生产管线中的主要部分，基本是一个含油污水系统。由于油田采出　水的性质极为复杂，采出污水总矿化度有的达到５．７×１０４　ｍｇＡ，氯离子含量　达到３×１０４　ｒａｇ／１，还有溶解氧，二氧化碳，硫化物等腐蚀性极强的物质和硫酸　盐还原菌，使得污水对管道内壁的腐蚀相当严重　３．２流动流体的力学作用产生的冲刷腐蚀。　在较高的流速下，采出液中包含的泥砂、不溶Ｊｆ生盐等固体颗粒共同作用，对　管道设备产生的磨蚀，管道几何尺寸变化引起的湍流腐蚀等。而且砂的组分　也有了明显变化，由初期粘土矿物变为以砂岩骨架颗粒为主的砂粒，ＳｉＯ２含量　明显提高，据砂样检测报告，目前Ｓｉ０２含量在０．８‰以上。砂磨现象变得越来越　严重，在管道底部有明显的沟槽，在高温、高矿化度污水的腐蚀影响下，加速了　管线的穿孔。　３．３埋地管道与储罐底板由于土壤、微生物、杂散电流等引起的外腐蚀。　油田大部分地区位于渤海湾海滨平原，多为近代黄河冲击海相沉积而成，　属滨海盐渍土壤，土壤含盐以氯化物为主。氯离子含量最高可达５２２５．５ｍｇ／　ｌ，土壤电阻率低，一般都在２０Ｑ．ｍ，地下水位高，一般为１～３米。通过腐蚀试验　站试片埋没测得的腐蚀速度，为大庆地区的８倍，四川的３６倍。按土壤腐蚀性标　准判断，油田属极强腐蚀区。　４腐蚀控制技术在油田的应用　１）钢质管道的外防腐。包覆聚乙烯夹克和硬质聚氨酯泡沫夹克是油田应用　比较成熟的防腐技术。（２）钢质管道容器的内防腐。涂料因其防腐性能优良、施　工简单、应用范围广等特点，近年来一直是油田钢制管道、容器设备内防腐主要　材料。环氧型及聚氨酯型涂料的耐油、耐温、耐含油污水性能较好，目前内防腐　采用的基本上都是环氧类涂料。环氧树脂具有优良的耐碱酸盐、耐水、耐油性性　能，附着力突出，涂层有良好的机械性能。（３）玻璃钢及复合管。玻璃钢质量轻强　度高，具有优异的耐腐蚀性，绝热性好，流体阻力小，运输安装简便，使用寿命　长。目前油田采出水腐蚀较严重的地区、污水站大都采用玻璃钢管。（４）阴极保　护技术。油田先后对长输或较长的输油管线多条实施了阴极保护。目前阴极保　护技术已成为埋地管道和储罐罐底板外壁保护不可缺少的措施。（５）污水处理　及回注系统密闭隔氧、配套投加化学药剂工艺技术。油田以形成了一套适应油　田水质特点的水质稳定处理工艺。通过控制环境与添加水质稳定剂的方法，来　减缓腐蚀、防止结垢、抑制细菌繁殖。控制环境即采用隔氧措施，避免空气中氧　进入采出水处理系统而导致腐蚀加剧，配套投加的稳定剂包括防垢剂、缓蚀剂、　杀菌剂、除氧剂等化学药剂。（６）缓蚀阻垢剂的应用。防垢剂是通过反应加络合　机理和吸附机理产生其防垢作用的。反应加络合机理使缓蚀阻垢剂在水中离解　后产生的阴离子与成垢金属阳离子生成稳定的络合物，其实质是增大盐垢的溶　解量。就目前状况而言，腐蚀和结垢在整个集输系统中普遍存在。对腐蚀和结垢　的控制，要从加剂点、加剂质量浓度、缓蚀阻垢剂类型、加剂方式等各个方面进　行研究和试验，最终确定比较符合实际的工艺。　５地面集输系统腐蚀控制技术发展　经过３ｏ余年发展，现已初步形成了技术系列：污水处理及回注系统密闭隔　氧，配套投加化学药剂技术；钢质管道容器内涂内衬工艺技术；使用非金属耐蚀　材料；钢质管道容器涂层加阴极保护的外防腐技术，防腐保温相结合的绝缘技　术（泡沫夹克管）；站内区域性阴极保护技术；井口多相流除砂、接转站、联合站　除砂洗砂技术。　６结束语　采取大站分水、一站双线流程、异水型水分开输送、非金属管道替代普通钢　管道、集输设备内腐蚀处理、酸洗清垢和化学药剂防垢等综合配套技术措施是　防治集输系统腐蚀结垢的有效方法。通过对集输系统腐蚀结垢的现状调查分析　及采取相应的措施之后，集输系统维护和改造作业频率明显下降，有效地延长　集输系统的使用寿命，提高了油田综合开发效益。　科技博览｛

关于油气储运过程中的管道防腐问题的分析与探究

摘要：管道腐蚀是指石油、天然气、煤层气等油气资源在储运过程中，由于腐蚀因素而使油气储罐和管道的性能降低，从而引发储罐泄露或管道破裂等事故的现象。腐蚀是油气储运过程中的一种常见现象，由于石油和天然气都是易燃易爆物质，所以一旦发生泄漏就会造成重大事故。一旦发生泄漏，不仅会污染环境，还会影响人们的正常生活，造成重大的经济损失，因此解决油气储运过程中管道的腐蚀问题就显得十分重要。本篇文章主要对油气储运过程中管道防腐进行了介绍，分析油气储运过程中管道防腐的重要性，总结油气储运过程中管道防腐问题形成原因，探究油气储运过程中管道防腐优化策略，以供相关人员学习参考。

关键词：油气储运；管道防腐；问题；分析；探究

一、油气储运过程中管道防腐概述

气储运管道防腐是指油气储运管道在运行过程中对管道的防腐处理，通常是指对经过长距离运输的油气进行输送和储存时，所采取的保护措施。如在管道内壁涂刷防腐涂料、用热喷涂或冷喷涂技术在油气储罐外表面进行涂敷防腐、或者将钢管道外壁与其他物体缠绕安装，以保证其安全运行。影响因素：第一，外界因素，如气候条件、土壤成分、气候温度以及地质构造等。第二，内部因素，管线设计不合理，管径偏小或壁厚偏大，在运输油气时，管线所经过的地带，容易发生冲刷和水击现象，致使管线受损，由于管道所处环境较差，有酸、碱或盐溶液的存在，油类和水对钢管表面的污染，输送介质对钢管的腐蚀等。防腐措施：第一，除锈：在喷涂前对管道内表面进行除锈，以达到要求的工作状态。第二，防腐涂层：为了防止油气储运过程中由于外界因素而造成管壁腐蚀、损坏而采取的措施。目前常见的防腐涂层有以下几种：内壁采用防腐层或衬防腐层；外壁采用单层聚乙烯或三层聚乙烯等防腐层；在管道外壁上缠绕三层聚乙烯防腐膜或二层聚乙烯防腐膜[1]。 二、油气储运过程中管道防腐的重要性

由于油气储运过程中管道容易出现腐蚀问题，如果不能及时进行有效维护和处理很有可能造成管道泄露、油气泄漏等事故，不仅会影响到周边居民的正常生活、生产活动，还会造成大量的能源浪费，因此在对油气进行储运过程中管道防腐显得尤为重要，只有这样才能延长管道寿命提高油气的储存效率。在油气储运过程中，由于运输距离较长、输送介质温度较高，极易发生腐蚀现象，腐蚀会导致管道内介质泄漏，造成环境污染、资源浪费，甚至引发火灾、爆炸等事故，给人民的生命和财产带来严重影响，所以，要加强对油气储运管道防腐的研究与应用。防腐钢管是指经过防腐工艺加工处理，可防止或减缓在运输与使用过程中发生腐蚀现象的钢管，埋地管道外防腐一般采用3PE防腐层和环氧煤沥青防腐层等形式，在油气储运过程中管道防腐的重要性主要表现在以下几个方面：管道防腐技术是管道运行安全的基本保障，油气储运过程中油气输送管道是成品油运输网络中非常重要的一环，随着我国原油及成品油进口渠道向多元化发展，对油气储运技术提出更高要求，因此，加大油气储运管道腐蚀防护研究与应用具有重要意义和广阔前景[2]。