腐蝕已成為油氣管道失效的第二大致因，嚴重威脅管道的安全運行。美國管道安全局調查顯示，美國45%的管道退役是由于外腐蝕嚴重造成的。隨著管道建設大發(fā)展和外部環(huán)境的變化，腐蝕問題也呈現(xiàn)出多樣化，對管道腐蝕防護工作提出了新的挑戰(zhàn)。筆者結合中石油管道公司近年來腐蝕與防護工作中存在的主要問題及相關經驗進行了歸納和總結。

1 油氣管道腐蝕與防護的難點問題

1.1 凍土區(qū)管道陰極保護運行維護

漠大原油管道（漠大線）穿越我國北方高寒凍土區(qū)，沿線分布有季節(jié)性凍土和島狀多年凍土，土壤結構及其隨季節(jié)變化特別復雜，對管道陰極保護的運行維護帶來了較大的影響。漠大線在一年中土壤電阻率變化區(qū)間為50～10000?Ω·m。在常年凍土區(qū)內，較高的土壤電阻率會對陰極保護電流造成屏蔽；在季節(jié)性凍土區(qū)內，管道沿線土壤成分、含水量及凍結深度的不同，導致沿線的土壤差異較大，造成陰極保護電流分布不均勻。

此外，季節(jié)的變化還會引起陰極保護系統(tǒng)回路電阻變化較大，系統(tǒng)的運行參數(shù)設置也需要隨之改變；在冬季低溫條件下，常溫型的硫酸銅參比電極會出現(xiàn)結冰而發(fā)生電位漂移，最大電位漂移達到400mV，嚴重影響恒電位儀的運行。中石油管道分公司借鑒國外凍土區(qū)管道運行管理的相關經驗，制定了多年凍土區(qū)陰極保護運行維護規(guī)范，用于指導凍土區(qū)陰極保護的運行和評價。開發(fā)了性能穩(wěn)定的防凍型參比電極，設計了低溫型陰極保護自動采集系統(tǒng)，用于冬季管道保護電位數(shù)據(jù)采集；明確了凍土區(qū)管道陰極保護電源設備、輔助陽極及附屬設施及的維護要求，規(guī)定了系統(tǒng)參數(shù)測量內容和頻次。

1.2 3PE防腐層的剝離

3PE防腐層因其具有優(yōu)良的絕緣性能和抗機械損傷性能，已成為我國埋地鋼質管道防腐層的主流。然而，近幾年國內外均發(fā)現(xiàn)了3PE防腐層剝離的問題。2010年，墨西哥國家石油公司對一條僅運行5年的3PE防腐層管道的調查時發(fā)現(xiàn)，13處管段中有12處管段存在3PE剝離，主要位于管體與FBE底漆界面。3PE防腐層剝離通常是大面積的，其形式大多表現(xiàn)為：防腐層外觀良好，用小刀將其劃透后，防腐層自動從管體剝離，僅有少數(shù)粉末或無粉末留存，鋼管表面無腐蝕。然而，防腐層一旦剝離破損就可能出現(xiàn)兩種極端情況。一是大面積剝離，進水，此時管道會大面積暴露在電解質環(huán)境中，導致管道難以得到充分的保護；二是，剝離導致陰極保護電流屏蔽，形成閉塞腐蝕電池，有自催化特征，對管線的危害極大。

對于3PE防腐層剝離的原因，目前尚未定論。美國交通運輸部的一項研究表明：殘余應力是導致3PE防腐層失效的主要因素；導致熔結環(huán)氧粉末底漆與鋼材之間粘結力降低的原因包括：鋼材表面預處理不當；涂料涂覆工藝不當；環(huán)氧粉末底漆配方不當?shù)取鴥柔槍?PE防腐層剝離的問題正在研究探索階段。對于3PE防腐層剝離檢測，也沒有針對性的手段，這也是國內外業(yè)界的一致性難題。目前，主要依賴于開挖調查發(fā)現(xiàn)3PE防腐層的剝離失效問題。

1.3 區(qū)域陰極保護中的運行維護

目前，中石油管道分公司的新建站場都安裝了區(qū)域陰極保護系統(tǒng)，一些老站場也在陸續(xù)增補。站場區(qū)域陰極保護設計、施工和運行維護比干線管道要復雜得多。由于站場埋地金屬結構物復雜，接地系統(tǒng)龐大，干擾屏蔽問題突出，嚴重影響區(qū)域陰極保護的應用效果。2013年至2016年，我公司開展了站場區(qū)域陰極保護有效性評價專項工作，發(fā)現(xiàn)了區(qū)域陰極保護系統(tǒng)中的一些共性問題。

（1）保護電位分布不均，有時甚至同時存在過保護和欠保護的問題；

（2）多回路系統(tǒng)及站外陰極保護系統(tǒng)之間的干擾，導致系統(tǒng)輸出異常（見圖 1）；

圖1 多回路陰極保護電源

（3）埋地金屬結構物密集區(qū)域內的電流屏蔽；

（4）站內測試點的電位無法全面反映站內各區(qū)域管道的保護狀況；

（5）柔性陽極斷路的問題。由于站內埋地金屬物結構復雜，且柔性陽極本身接地良好，定位柔性陽極斷點是目前的一個難點問題（見圖 2）。

圖2 柔性陽極斷點查找現(xiàn)場

從多年經驗來看，區(qū)域陰極保護應用成功與否主要取決于輔助陽極的選型和布局。通過對比發(fā)現(xiàn)，在區(qū)域陰極保護系統(tǒng)中，深井陽極和柔性陽極已成為區(qū)域性保護輔助陽極的主要形式，且效果較好，但柔性陽極由于施工量較大，僅適宜新建站場；對于后期增加陰極保護的站場，只要地質條件符合要求，應優(yōu)先考慮采用深井陽極；分布式淺埋陽極或犧牲陽極則更適宜于在埋地金屬密集區(qū)做熱點保護。

1.4 長輸埋地保溫管道的腐蝕控制

原油管道保溫輸送可大幅減少年耗電量和耗油量，但采用防腐保溫層的管道，其外腐蝕問題就會尤為突出。20世紀80年代，我國建成的花格線、中洛、膠青等保溫管道，外腐蝕失效問題十分突出，且發(fā)展極快。2000年，花格線年腐蝕穿孔超過20次，且自1992年以來呈逐年增長的趨勢。

保溫層往往存在屏蔽陰極保護電流的問題，一般有兩種情況：一是在地下水位高的區(qū)域，水、CO2及陰極保護電流都可以進入保溫層，但僅限于保護保溫層破損處的管體，隨著深處水膜厚度逐漸減薄，電阻率升高，當電阻率達到108?Ω·m，保護電流基本不會到破損點的深處；二是在干濕交替變化環(huán)境，枯水季節(jié)時，外部水流通道失去后，已進入保溫層的水與外部土壤電解質絕緣，此時保護電流也無法進入保溫層下的管體。屏蔽易形成自催化的閉塞電池，其腐蝕速度遠遠超過金屬的自然腐蝕速度（見圖 3）。

圖3 保溫層進水圖片

雖然標準中對聚氨酯泡沫閉孔率有嚴格要求，但僅限于工廠預制。在管道補口處，保溫層通常采用現(xiàn)場發(fā)泡或預制沫瓦，很難保證施工質量。從國內一些保溫管道以及長呼線的內外檢測結果來看，外腐蝕問題主要集中在補口位置。2015年至2016年，中石油管道分公司開展了保溫管道腐蝕調查和研究，針對保溫層補口進水問題，設計了管道防腐保溫層補口結構，開發(fā)了用于現(xiàn)場修復的聚氨酯保溫層發(fā)泡模具，應用結果表明修復后的防腐保溫層具有較好密封性。同時還設計了補口處保溫層含水率監(jiān)測系統(tǒng)，可實現(xiàn)對保溫層進水的快速、準確響應。

2 總結與展望

腐蝕與防護是油氣管道完整性管理的重要組成部分，貫穿管道的全生命周期。雖然我國腐蝕與防護技術已經取得了長足的發(fā)展，形成了較為全面的，標準化的技術體系，但行業(yè)內仍存在一些瓶頸問題亟待解決。從當前來看，腐蝕與防護技術急需提升以下幾個方面。

（1）外防腐層和陰極保護是相輔相成的，在材料和方法的選型上應注重兩者的兼容性；

（2）外腐蝕直接評價應注重對外腐蝕防護系統(tǒng)有效性的整體評估，從單個缺陷的評價，提高到對于含缺陷段的腐蝕風險的評估；定性的指標也應該逐步定量化，提高檢測與評價的準確性；

（3）在雜散電流干擾日益復雜的情況下，管道公司應與干擾源側運營主體建立有效的溝通機制，做到防治結合，全面管控；

（4）以管道公司或整個行業(yè)為平臺，建立腐蝕失效數(shù)據(jù)庫，通過失效數(shù)據(jù)的積累，幫助管道運營者及時掌握失效原因和風險，做出準確的決策。