摘要：近年来，随着我国工业现代化的突飞猛进和经济建设日新月异的发展变化，对油气资源的需求量呈持续快速增长趋势。我国大部分原油均是进口，因此，往往需要跨越数千公里将油气资源从产源地运输至使用地再输运至炼化企业。油气资源的长距离运输方式可采用油罐槽车或长输油气管道，油罐槽车因为其运输成本高，运输稳定性较低，且运输途中安全性不高，不适宜作为油气资源长距离运输的首要之选。鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对长输地埋油气管道腐蚀因素分析与防护对策探讨提出了一些建议，仅供参考。
关键词：长输地埋油气管道；腐蚀因素分析；防护对策探讨
引言
随着我国绿色环保理念深入，天然气为代表的油气产品得到了进一步利用。油气管道工程和管理、管道防护技术的应用是一项科学且严谨的工作，相关工作人员在开展管道防腐工作的同时，需要考虑多重因素影响，通过对实际防腐需求的科学分析，采取最恰当的管道防腐技术手段，加强施工质量管理和日常监测维护来保证管道运输工作的顺利开展，从而为国民经济发展及公众日常生活提供便利。
1、长输地埋油气管道腐蚀机理概述
（1）化学腐蚀。油气管道与非电解质接触发生化学反应会引起腐蚀破坏，腐蚀后的产物在管道反应的表面区域，化学腐蚀一般在整个接触表面均匀发生，腐蚀程度相对较轻。发生化学腐蚀后，管道表面的固有保护膜遭到破坏，腐蚀介质不断进入管壁内部，电化学腐蚀进而产生。（2）吸氧腐蚀。油气管道的周围环境及输送介质中常含有一定的水分，并溶解有氧气。（3）H2S腐蚀。油气中常含有H2S，其本身对管道不会造成腐蚀，但是当其遇到输送介质中的水分后会发生电离，导致管道发生如下电化学腐蚀反应。（4）SO2腐蚀。SO2溶于水后，在氧气作用下会与金属管道发生反应，生成FeSO4。同时，FeSO4发生水解形成Fe3O4和SO42-，而SO42-又与管道发生反应形成新的FeSO4，持续对管道产生腐蚀作用。（5）CO2腐蚀。CO2主要是油气资源开采过程中伴随带出的，其本身不会对管道产生腐蚀，但当溶于水后会形成弱酸，从而与管道发生电化学反应造成局部腐蚀。（6）电解腐蚀。电解腐蚀主要发生于铺设在电气铁路下、电厂附近的油气管道。外界设备运行过程中会产生杂散电流，其与管道系统本身无关，但会在土壤中流动，使得处在电解质溶液中的金属管道发生电解，从而造成腐蚀。杂散电流通过地下管道时，会从管道某部位流入形成阴极区，同时杂散电流流出部位形成阳极区。（7）细菌腐蚀。细菌腐蚀是油气管道在含有硫酸盐的土壤中的一种腐蚀破坏形式。（8）应力腐蚀。在残余或外加应力和腐蚀介质的共同作用下，油气管道表面的氧化膜会遭到破坏，破坏的表面和完好的表面分别形成阳极和阴极，阳极部位发生溶解，产生电流流向阴极。
2、长输地埋油气管道腐蚀因素分析
2.1外部环境
油气储运过程中管道由于跨越地区多、环境气候多样，管道外部很容易受到周边环境影响，特别是气候变化快、气温变化大的地区，管道外部侵蚀会更加明显。另外，极端天气、风霜雨雪等都会对管线外部有很大影响。在铺设管道时，一部分管道架空，一部分管道位于地面或埋于地下，埋于地下的管道虽然可以避免天气变化给管线外部带来的影响，但土壤的PH值、含盐、含水等都会对管线外部有侵蚀，从而腐蚀管线。随着时间的推移，外部环境对管道外表的腐蚀会进一步加深，最后导致管道穿孔。
2.2物理因素
物理腐蚀是指金属由于单纯的物理因素作用所引起的破坏，土壤的应力腐蚀和油砂的冲蚀是常见的物理腐蚀因素。通常，一些油气管道的拐弯处、接口或焊缝会受到流体带来的较大的热应力和土壤应力的综合作用，加上管道本体存在的一些小缺陷和腐蚀介质的共同作用，这些薄弱部位腐蚀穿孔的速度不断加强，并逐渐扩展延伸，进而造成泄露甚至爆裂，从而引发安全事故。在层流状态下，原油中携带的粒径较大油砂在重力作用沉积于管线底部，流体流动不断冲刷管底形成沟槽，加速内壁磨损以致穿孔。
我国的油气输送管线长度普遍较长，因此应高度重视物理因素造成的腐蚀问题。
3、长输地埋油气管道腐蚀因素的防护对策
3.1应用阴极保护技术
阴极保护技术在当前的油气管道保护工作中应用广泛，该技术具体应用了电化学腐蚀原理发挥良好的管道保护作用。在具体应用中，常见的阴极保护法主要为外加电流法与牺牲阳极法。外加电流法在应用过程中，需要将外加直流电压(阳极)与被保护的油气管道金属(阴极)进行连接，在二者之间形成一定的电位差，保证阴极电位在一定的数值，能够持续提供保护电流，起到有效保护油气管道的作用。在应用这一保护技术时，需要确保保护电位运行低于-1200～850V，在无法达到判断标准的情况下，要采用极化电位差对断电电位进行判断。牺牲阳极法是指在管道表面涂刷低电位金属、合金等物质作为腐蚀电极，从而形成防腐蚀电池。在上述两种阴极保护技术的应用范围上，外加电流法一般用于规模较大的油气管道保护，牺牲阳极法主要用于小规模的油气管道保护。
3.2改进管道材质
除了以上两种管道保护措施，还应考虑管道自身材料的抗腐蚀性问题，对管道材质进行改进。具体可以采用耐腐蚀性较强的合金钢材料。比如，某企业在油气管道保护方面，使用了单相合金材料等，有效减少了管道的后期维修以及其他辅助设施的应用。另外还可以采用非金属管材，主要包括塑料复合管、玻璃钢管、聚乙烯材料管道与钢骨架塑料复合管等。非金属管材根据自身性能，在适用范围上具有较大差异，因此在具体应用上需要根据使用条件选择合适的管道材料。
3.3管道内部防腐技术
油气储运管道输送中的石油天然气一般含有水、氧气、二氧化碳、硫化氢、二氧化硫、杂质以及各类细菌等，有的储运原油中甚至存在细砂，这些物质会与管道内壁钢材发生氧化还原反应或在内壁上生成垢，导致钢材本体遭受侵蚀，从而出现腐蚀现象。采出的原油一般不含氧气，氧气的存在都是后期原油处理、输送过程中与空气接触而含有氧气，氧气与水结合加速了管道内壁的腐蚀速率。因此，在油漆储运的过程中尽量密闭集输，避免空气进入管道内部。对于管道内壁上的垢，其主要成分是碳酸钙、硫酸钙等，这类垢的沉积会导致管道的部分腐蚀，甚至很短时间内管道腐蚀穿孔，目前常用的方法是加入阻垢剂，阻垢剂的配比主要根据原油中水的性质以及垢的类型来决定。另外，管输过程中一般往原油中加入一定量的缓蚀剂，缓蚀剂主要是减缓或防止原油天然气中的腐蚀化学物质与管道内壁接触，有吸附膜型、氧化膜型和沉淀膜型三种。油气储运管道输送过程中腐蚀管道内壁最为严重的是原油中所含的细菌，尤其是硫酸盐还原菌，这些细菌具有很强的腐蚀性，对管道的正常输送危害极大。目前主要采用配伍好的杀菌剂加入原油中，起到控制、杀灭细菌的作用。
结束语
综上所述，长输地埋油气管道的腐蚀是不可避免的，管道腐蚀给管道的使用寿命安全造成了严重的威胁。因此，研究管道的防腐蚀技术显得尤为迫切。尽管目前我国已经能够自主生产大部分耐腐蚀材料，但由于技术能力不足，我国管道防腐产品的性能与国外相比仍有一定差距。因此，提高我国防腐涂料的制造工艺，使更多的新技术能够应用于生产性能优良、成本低、寿命长的油气管道防腐材料具有重要意义。
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