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海底管道腐蝕分析與防護措施匯總

2021-02-22 10:29:16 作者：本網整理來源：中國腐蝕與防護網分享至：

前言

1958年，我國建成克拉瑪依至獨山子的輸油管道，拉開了管道建設的序幕。此后，全國各地相繼建成了數萬公里的陸上原油管道和干線輸氣管道、數千公里的成品油管道及海底油氣輸送管道，形成了一個龐大的管道運輸網。目前，我國石油、天然氣資源的輸送主要依靠管道來實現，管材一般為鋼制螺旋焊管。由于管道穿越的地段地形復雜，所處環境不僅在空間上不同，而且還會隨時間的變化遭受各種介質的侵蝕。架空管道易受大氣腐蝕，土壤或水中的管道則要遭受土壤腐蝕、細菌腐蝕和雜散電流腐蝕。

近10年來，這些管道的泄漏事故中有28%是由于腐蝕穿孔造成的。管道的腐蝕不僅會造成因穿孔而引起的油、氣跑漏損失以及由于維修所帶來的材料和人力的浪費，而且還可能因腐蝕穿孔引起火災。近幾十年來，隨著我國海上油（氣）田的不斷開發和海洋石油工業的發展，海上采油平臺、浮式生產設施（FPSO）及海底管道也在不斷增加。海底輸油（氣）管道已成為海上油（氣）田開發生產系統的主要組成部分，成為連續輸送大量油（氣）最快捷、最安全和經濟可靠的運輸方式，是廣泛應用于海洋石油工業的一種有效運輸手段。通過海底管道不僅能把海上油（氣）田的生產集輸和儲運系統聯系起來，而且可以使海上油（氣）田和陸上石油工業系統聯系起來。但是，這些大規模的海底油氣運輸管道，必然會受到海洋環境的腐蝕侵害。因此，研究油氣集輸管道在海洋及灘涂環境中的腐蝕行為與防護技術，對采取有效的防腐措施，預防開發設施遭受意外破壞，具有十分重要的現實意義。

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1 海洋環境對油氣集輸管道的腐蝕及其影響因素

1.1 外環境腐蝕類型及影響因素

1.1.1 腐蝕類型

（1）電偶腐蝕海水是一種極好的電解質，電阻率較小。因此，在海水中不僅有微觀腐蝕電池的作用，還有宏觀腐蝕電池的作用。在海水中由于2種金屬接觸引起的電偶腐蝕有重要破壞作用。大多數金屬或合金在海水中的電極電位不是一個恒定的數值，而是隨著水中溶解氧含量、海水的流速、溫度以及金屬的結構與表面狀態等多種因素的變化而變化。在海水中，不同金屬之間的接觸，將導致電位較低的金屬腐蝕加速，而電位較高的金屬腐蝕速度將降低。海水的流動速度和陰、陽極電極面積的大小都是影響電偶腐蝕的因素。

（2）縫隙腐蝕管道金屬部件在電解質溶液中，由于金屬與金屬或金屬與非金屬之間形成的縫隙，其寬度足以使介質進入縫隙而又處于停滯狀態。若縫隙內滯留的海水中的氧為彌合鈍化膜中的新裂口而消耗的速度大于新鮮氧從外面擴散進去的速度，則在縫隙下面就有發生快速腐蝕之趨勢。腐蝕的驅動力來自氧濃差電池，縫隙外側與含氧海水接觸的面積起陰極作用。因為縫隙下陽極的面積很小，故電流密度或局部腐蝕速率可能是極高的。這種電池一旦形成就很難加以控制?？p隙腐蝕通常在全浸條件下或者在飛濺區最嚴重。在海洋大氣中也發現有縫隙腐蝕。凡屬需要充足的氧氣不斷彌合氧化膜的破裂從而保持鈍性的那些金屬，在海水中都有對縫隙腐蝕敏感的傾向。

（3）點蝕海水環境中大量Cl- 的存在可能會對管道金屬表面形成點蝕。

（4）沖擊腐蝕在渦流清況下，常有空氣泡卷入海水中，夾帶氣泡且快速流動的海水沖擊金屬表面時，保護膜可能被破壞，金屬便可能產生局部腐蝕。

（5）空泡腐蝕在海水溫度下，如果周圍的壓力低于海水的蒸汽壓，海水就會沸騰，產生蒸汽泡。這些蒸汽泡破裂，反復沖擊金屬表面，使其受到局部破壞。金屬碎片掉落后，新的活化金屬便暴露在腐蝕性的海水中，所以海水中的空泡腐蝕造成的金屬損失既有機械損傷又有海水腐蝕。

1.1.2 影響因素

海水腐蝕是金屬在海水環境中遭受腐蝕而失效破壞的現象。海水是豐富的天然電解質，海水中幾乎含有地球上所有化學元素的化合物，成分非常復雜。除了含有大量鹽類外，海水中還含有溶解氧、海洋生物和腐敗的有機物，這些都為發生腐蝕創造了良好的條件。此外，海水的溫度、流速以及pH值等因素都對海水腐蝕有很大的影響。

（1）含鹽量海水區別于其他腐蝕環境的一個顯著特征是含鹽量大。世界性的大洋中，水的成分和含鹽量是相對恒定的，而內海的含鹽量區別較大，因地區條件的不同而異。水中含鹽量直接影響到水的導電率和含氧量，因此必然對腐蝕產生影響。隨著水中含氧量的增加，水的導電率增加而含氧量降低，所以在某一含氧量時將存在一個腐蝕速度的最大值，而海水的含鹽量剛好接近腐蝕速度最大值所對應的含鹽量。

（2）溶解氧海水中的溶解氧是海水腐蝕的重要因素，因為絕大多數金屬在海水中的腐蝕受氧去極化作用控制。海水表面始終與大氣接觸，而且接觸面積非常大，海水還不斷受到波浪的攪拌作用并有劇烈的自然對流，所以，通常海水中含氧量較高?？梢哉J為，海水的表層已被氧飽和。隨著海水中鹽濃度的增大和溫度的升高，海水中溶解的氧量將下降。自海平面至海平面以下80m,含氧量逐漸減少并達到最低值。這是因為海洋動物要消耗氧氣，從海水上層下降的動物尸體發生分解時也要消耗氧氣。然而，通過對流形式補充的氧不足以抵消消耗了的氧，所以出現了缺氧層。從海平面以下80m至海平面以下100m,溶解氧量又開始上升，并接近海水表層的氧濃度。這是深海海水溫度較低、壓力較高的緣故。

（3）溫度海水溫度隨緯度、季節和海水深度的不同而發生變化。愈靠近赤道（即緯度愈?。?，海水的溫度越高，金屬腐蝕速率愈大。而海水越深、溫度越低，則腐蝕速度愈小。海水溫度每升高10e,化學反應速度提高大約14%,海水中的金屬腐蝕速率將增大1倍。但是，溫度升高后氧在海水中的溶解度下降，溫度每升高10e,氧的溶解度約降低20%,可使金屬腐蝕速率減小。此外，溫度變化還給海水的生物活性和石灰質水垢沉積層帶來影響。由于溫度的季節性變化，鐵、銅及其多種合金在炎熱的季節里腐蝕速度較大。

（4）pH值海水的pH值在7.2~8.6,接近中性。海水深度增加，pH值逐漸降低。海水的pH值因光合作用而稍有變化。白天，植物消耗CO2,影響pH值。海面處，海水中的CO2同大氣中的CO2互換，從而改變CO2含量。海水pH值遠沒有含氧量對腐蝕速度的影響大。海水中的pH值主要影響鈣質水垢沉積，從而影響到海水的腐蝕性。盡管海水pH值隨海水深度的增加而減小，但由于表層海水含氧量高，所以表層海水對鋼的腐蝕性大。

（5）流速許多金屬發生腐蝕時與海水流速有著較大關系，尤其是鐵、銅等常用金屬存在一個臨界流速，超過此流速時金屬腐蝕明顯加快，促使溶解氧擴散到金屬表面。所以，流速增大后氧的去極化作用加強，使金屬腐蝕速度加快。但鈍態金屬在高速海水中更能抗腐蝕。浸泡在海水中的鋼樁，其各部位的腐蝕速度是不同的。水線附近，特別是在水面以上0.3~1.0m的地方由于受到海浪的沖擊，供氧特別充分而腐蝕產物不斷被帶走，因此該處的腐蝕速度要比全浸部位大3~4倍。

（6）海洋生物微生物的生理作用會產生氨、二氧化碳、硫化氫等，這些產物都能使腐蝕加速。海底泥區，由于氧氣缺乏、電阻率較大等原因，腐蝕速率一般是各種環境中最小的。但對有污染物質和大量有機物沉積的軟泥區，由于微生物存在、硫酸鹽還原菌繁殖等原因，其腐蝕量也可達到海水的2~3倍。

1.2 內環境對油氣集輸管道的腐蝕

1.2.1 CO2腐蝕

CO2常作為油田伴生氣或天然氣的組分之一存在于油氣中，采用CO2混相驅技術提高原油采收率，也會將CO2帶入原油的生產系統。因此，油氣工業中廣泛存在著CO2及其腐蝕的問題。油氣采輸系統中管道和設備的CO2腐蝕時有發生。CO2溶于水對鋼鐵有極強的腐蝕性，在同樣的pH值條件下，因CO2摩爾濃度比鹽酸高，因此它對鋼鐵的腐蝕比鹽酸嚴重，低碳鋼的腐蝕速率可達3~6mm/a,有的甚至達7mm/a,其中CO2在管道內腐蝕占的比例較大。CO2的存在，能促使污垢和腐蝕產物在管道內壁沉積，使管道內壁粗糙度增大，表現為結蠟、結瀝青和氣泡等問題，造成能量的額外消耗。

我國東部9個油田各類管道腐蝕穿孔每年達2萬次，更換管道數量達400km,每年每臺容器腐蝕平均穿孔率為0.14次，平均更新率為1%~70%,每年因腐蝕造成的經濟損失約2億元，其中管道內腐蝕主要是CO2腐蝕。例如，華北油田自1984-04開采到1985-07,就有3口高產井因油管和套管受CO2腐蝕而報廢，直接經濟損失上萬元。渤海油田渤中13-11井的套管內側在水蒸氣冷凝形成水膜并有CO2存在時，發生了嚴重的腐蝕破裂。此外，CO2對抽油桿和四通等部件嚴重的局部腐蝕也屢見報道。1971-05,威成管道越溪段由于脫硫凈化氣中的CO2及殘留硫化氫的腐蝕破壞引起爆炸燃燒，直接經濟損失7000萬元，間接經濟損失數倍于此數。

1.2.2 H2S腐蝕

管道輸送介質為油、氣、水多相介質，H2S是其中含有的酸性氣體，在溫度、壓力、流速以及交變應力等多種因素的影響下，管道內的H2S腐蝕十分嚴重，即使采取防腐措施也收效甚微。因此，對油氣管道內H2S腐蝕作用規律及腐蝕機理進行研究，是實施有效的內防腐措施的關鍵。H2S只有溶解在水中才具有腐蝕性 ,其離解產物HS-、S2-吸附在金屬表面，形成吸附復合物離子Fe（HS-）。吸附的HS-、S2-使金屬的電位移向負值，促進陰極放氫的加速，而氫原子為強去極化劑，易在陰極得到電子，可大幅削弱鐵原子間金屬鍵的強度，進一步促進陽極溶解而使鋼鐵腐蝕。在H2S腐蝕引起的管道破壞中，H2S應力腐蝕開裂造成的破壞最大，所占比例也最大。金屬管道在應力和特定的環境介質共同作用下所產生的低應力脆斷現象，稱為應力腐蝕開裂（SSCC）。輸送介質中酸性H2S含量超過臨界值和拉應力的存在是SS-CC產生的條件。自20世紀50年代發現由于硫化物的存在導致了諸多油田管道發生斷裂以來[8~10],這種腐蝕破壞才被定性為硫化物SSCC。油氣管道硫化物SSCC過程是一個復雜的過程，它涉及電化學、力學以及金屬物理等多個層面。首先，該管道表面比較粗糙，存在劃痕、凹坑和鈍化膜的不連續性，由于其電位比其它部位低，存在電化學的不均勻性而成為腐蝕的活潑點，以致成為裂紋源。在H2S的作用下，發生如下反應：FeyFe2++2e（陽極）H2SyH-+HS-（陰極） HS-yH-+S2+ 2H++2eyH2{ 由于H+ 的存在而消除了陰極極化，有利于電子從陽極流向陰極，加強了腐蝕過程，即氫去極化腐蝕。這些裂紋源在電化學腐蝕和制造過程中產生的高應力作用下很快形成裂紋，這時應力集中于裂紋尖端，起到撕破保護膜的作用。在應力與腐蝕的交替作用下，致使裂紋向縱深方向發展，直至斷裂。

1.2.3 物理沖刷形成的腐蝕

沖刷腐蝕又稱為磨損腐蝕，是金屬表面與腐蝕流體之間由于相對高速運動而引起的金屬損壞現象，是材料受沖刷和腐蝕交互作用的結果，是一種危害性較大的局部腐蝕。沖刷腐蝕在石油、化工、水電等工業過程中廣泛存在 ,暴露在運動流體中的所有類型的設備，都會遭受到沖刷腐蝕的破壞。在含固相顆粒的雙相流中，破壞更為嚴重，它將大幅縮短設備的壽命。

多相流沖刷腐蝕是一個非常復雜的過程 ,主要影響因素可分為流體力學因素、材料因素、兩相流體中的固相顆粒因素、液相方面的因素等4個方面，這些因素交織在一起，影響材料沖刷腐蝕性能。

沖刷能加速傳質過程，促進去極化劑（如氧）到達材料表面和腐蝕產物脫離材料表面，并且會刮去鈍化膜，從而加速腐蝕。此外，沖刷的力學作用是產生磨痕（或沖蝕坑），若來不及修復則露出新鮮的活性金屬表面，使痕內外構成腐蝕原電池而進一步加速腐蝕。即使不存在表面膜，摩擦或沖刷除去腐蝕產物也會露出新表面，磨損會增加表面粗糙度，還會使表層發生塑性變形、位錯聚集或誘發微裂紋使之處于高能區，在腐蝕原電池中成為陽極區，從而加速材料的腐蝕。

2 防護對策及展望

2.1 外腐蝕防護措施

2.1.1 方法

（1）合理選材鈦及鎳鋁合金的耐腐蝕性最好，鑄鐵和碳鋼較差，銅基合金如鋁青銅、銅鎳合金也較耐蝕。不銹鋼雖耐均勻腐蝕，但易產生點蝕。

（2）電化學保護陰極保護是防止海水腐蝕常用的方法之一，但只是在全浸區才有效?？稍诖谆蚝Ｋ薪饘俳Y構上安裝犧牲陽極，也可采用外加電流的陰極保護法。FeyFe2++2e（陽極）H2SyH-+HS-（陰極） HS-yH-+S2+ 2H++2eyH2{ 由于H+ 的存在而消除了陰極極化，有利于電子從陽極流向陰極，加強了腐蝕過程，即氫去極化腐蝕。這些裂紋源在電化學腐蝕和制造過程中產生的高應力作用下很快形成裂紋，這時應力集中于裂紋尖端，起到撕破保護膜的作用。在應力與腐蝕的交替作用下，致使裂紋向縱深方向發展，直至斷裂。

2.2 內腐蝕防護措施

2.2.1 采用耐腐蝕合金鋼

油氣田工業中主要采用碳鋼和低合金鋼。近年來，耐蝕性能較好的馬氏體13Cr不銹鋼、22-25Cr雙相不銹鋼等在含CO2的油井中的應用也在逐漸增多。

直到20世紀50年代末，輸送管道用鋼一直是碳錳硅型的普通碳鋼，隨著管道斷裂事故的發生，為了提高材料的綜合性能，認為應控制含碳量，就以錳代碳，進一步提高了管道的強度。后來美國開始以釩、鈮、鉭作為鋼材的增強劑，發展了按API標準劃分等級的X56、X60、X65號鋼，廣泛用作輸送管道鋼管。上世紀70年代以來，推出了錳-鉬-銀型的X7D號鋼，碳質量分數控制在0.23%以下，具有較好的綜合質量指標，并可用于低溫條件下。在國外用這種鋼材制造的鋼管已廣泛用于輸送管道。我國管道直徑一般小于1000mm,在保證管道最小完全壁厚的前提下，采用APIX56-X65強度級別的鋼管再加上適當的防腐蝕措施，一般就能滿足需求。近來，日本發明了TS52K新型的控扎管道鋼板，用于制造油氣管道中CO2等介質腐蝕嚴重的地方。

（1）馬氏體不銹鋼常用的馬氏體不銹鋼碳質量分數為0.1%~0.45%,鉻質量分數為12%~14%,屬于鉻不銹鋼，通常所說的馬氏體不銹鋼指的是Cr13不銹鋼。這類鋼常用的典型鋼號有1Cr13、2Cr13、3Cr13和4Cr13等，其特點是既有較好的強度又具有耐蝕性。耐蝕原因主要是由于鋼中加入鉻，提高了電極電位，從而使鋼的耐蝕性能也屬于鉻不銹鋼，其典型鋼號有0Cr13、1Cr17、1Cr17Ti、1Cr28等。由于碳質量分數降低，鉻質量分數又相應地提高，其耐蝕性、塑性以及焊接性均優于馬氏體不銹鋼。對于高鉻鐵素體不銹鋼，其抗氧化性介質腐蝕的能力較強，隨鉻質量分數的增加，耐蝕性會進一步提高，但這類鋼的強度比馬氏體鋼的強度低。因此，選材時應根據強度和耐蝕性兩方面綜合考慮。

（3）奧氏體不銹鋼在Cr質量分數18%的鋼中加入8%~10%的Ni,就是18-8型的奧氏體不銹鋼，典型鋼號1Cr18Ni9。由于Ni的加入，擴大了奧氏體區域，從而在室溫下就能得到亞穩的單相奧氏體組織。這類鋼中含有較高的鎳和鉻，因而具有比鉻不銹鋼更高的化學穩定性，有更好的耐蝕性，而且鋼的冷加工性和焊接性也很好，是目前制造輸送油氣管道應用最廣的一類不銹鋼。在有應力的情況下，在某些介質特別是含氯化物的介質中，常產生應力腐蝕破裂，而且溫度越高越明顯。

（4）雙相不銹鋼所謂雙相不銹鋼是在其固溶組織中鐵素體相與奧氏體相約各占一半，一般含量較少的相質量分數也需要達到30%。在含C較低的情況下，Cr質量分數在18%~28%,Ni質量分數在3%~10%,有些鋼還含有Mo、Cu、Nb、Ti、N等合金元素。該類鋼兼有奧氏體和鐵素體不銹鋼的特點，與鐵素體相比，塑性、韌性更高，無室溫脆性，耐晶間腐蝕性能和焊接性能均顯著提高，同時還保持有鐵素體不銹鋼的475e脆性、導熱系數高以及具有超塑性等特點。與奧氏體不銹鋼相比，強度高且耐晶間腐蝕和耐氯化物應力腐蝕有明顯提高。雙相不銹鋼具有優良的耐孔蝕性能，也是一種節鎳不銹鋼。

2.2.2 改變金屬的使用環境

（1）乙二醇和甲醇的作用油氣管道中的冷凝水是產生管內腐蝕的直接因素，但向管內加入單乙基甘醇（MEG）、二乙基甘醇（DEG）和甲醇，能夠沖淡游離水并防止水合物的生成，從而降低腐蝕速率。在實踐中，乙二醇和一些緩蝕劑也可結合起來使用。由于許多腐蝕數據都是從實驗室獲得，所以在實際生產中人們最關心的是需加入多少緩蝕劑才能對金屬起到完全的保護作用。

（2）pH值的控制從pH值對FeCO3溶解度的影響中可以看出，在pH值為6~7時，FeCO3的溶解度可降低很多，故Fe2+可在局部高pH值下沉積為FeCO3,這種FeCO3沉積物的不均勻性會引大幅提高，尤其是鉻質量分數超過11.7%時，絕大部分鉻都溶于固體中，使鋼電極電位躍增，基體的電化學變化緩慢，當金屬表面被腐蝕時，會形成一層與基體金屬結合牢固的鈍化膜，使腐蝕過程受阻，進而提高了鋼的耐蝕性。由于碳質量分數越高其耐蝕性越差，因此，1Cr13和2Cr13的耐蝕性優于3Cr13和4Cr13,常用1Cr13和2Cr13作為耐蝕的結構鋼來制造含CO2等介質的鋼管。

（3）溫度的控制在80e以內，隨溫度升高，腐蝕速率增大，因此降低溫度也是抑制管內CO2或者H2S腐蝕的一種措施。在管道的前面溫度較高部分使用無隔熱層的不銹鋼，后面溫度較低部分則使用碳鋼管材。這種方法使得溫度降低的碳鋼部分有較多的冷凝水，當直接接觸后其pH值為4,CO2的分壓為0.5MPa、溫度為30e的條件下，腐蝕速率為5~10mm/a,則這一部分應使用更耐蝕的涂層，可降低腐蝕速率。

2.2.3 使用專用緩蝕劑

使用含有表面活性劑的緩蝕劑能夠達到一定的緩蝕效果，對油氣生產和輸送過程中的腐蝕控制起著重要的作用，而添加緩蝕劑可以有效、經濟地達到腐蝕控制的目的，尤其在長距離輸油、輸氣管道上更是如此。對油、氣、水共存體系，要求緩蝕劑無乳化作用或乳化傾向小、無起泡傾向。緩蝕劑的乳化傾向嚴重，將增加油水分離的技術難度和成本。緩蝕劑易起泡，將增加氣液分離的技術難度和成本。環境保護要求緩蝕劑低毒，此低毒緩蝕劑易于生物降解，在生物體內無殘留。在油氣水混輸過程中，要求緩蝕劑與甲醇等防凍劑配合。在低溫條件下，要求緩蝕劑流動性能好、不沉積、可以泵注且不引起管道堵塞。在油氣水混輸過程中，要求緩蝕劑在水相中分配系數高，起到緩蝕劑水相防腐。

2.2.4 電化學保護

從輸油氣管道中CO2或者H2S腐蝕的機理得知，此腐蝕過程在本質上是一種電化學腐蝕。因此，可以利用電化學方面的基礎知識對輸油氣管道進行電化學保護，進而更好地抑制腐蝕介質在其內部的腐蝕。在應用電化學保護時，還要注意以下問題：?在犧牲陽極的陰極保護中，犧牲陽極必須滿足有足夠負值的穩定電位，但負值又不宜過小，否則陰極上會析氫并導致氫脆。要有高而穩定的電流效率。原料來源應充足，價格低廉，不會引起公害。加工制造簡單，具有合乎要求的力學性能。常用的犧牲陽極材料是由鎂基、鋅基或鋁基的合金制造。？要根據實際情況來確定是使用外加電流保護法還是犧牲陽極保護法。如果輸油氣管道內大部分防腐狀況良好、腐蝕輕微、僅有局部管段腐蝕點多且分散保護時宜采用犧牲陽極保護方式。？陰極保護適用于中性或堿性電解質溶液中的金屬材料的腐蝕問題，使用中也存在一些缺陷，如管內中部的保護電流達不到要求，不能起到保護作用，要采用聯合防腐的措施來解決。

2.2.5 采用保護性覆蓋層

保護性覆蓋層指經過相應工藝處理，在金屬表面形成一層具有抑制腐蝕的覆蓋層，可直接將金屬和腐蝕介質分離開，這是防止金屬腐蝕普遍采用的一種方法。保護性覆蓋層分為金屬涂層和非金屬涂層兩大類。對保護性覆蓋層有以下基本要求：結構緊密、完整無孔、不透過介質、與基體金屬有良好的結合力不容易脫落、覆蓋層具有高的硬度與耐磨性、能均勻分布在整個被保護金屬表面。

（1）金屬涂層大多數金屬涂層采用電鍍或熱鍍的方法實現，還有的涂層用滲鍍、噴鍍、化學鍍等方法形成。其他方法還有金屬包覆、離子鍍、真空蒸發鍍及真空濺射等物理方法。

（2）非金屬涂層非金屬涂層絕大多數是隔離性涂層，它的主要作用是把金屬材料與腐蝕介質隔開，防止鋼材因接觸腐蝕介質而遭受腐蝕。這類涂層致密、均勻，并與金屬基體結合牢固，因此在石油和天然氣行業的金屬腐蝕與防護中應用極其廣泛。非金屬涂層可分為無機涂層和有機涂層。無機涂層包括搪瓷或玻璃涂層、硅酸盆水泥涂層和化學轉化膜涂層。常用的涂料有環氧樹脂防腐漆、酚醛樹脂改性的環氧樹脂漆、聚氨基甲酸脂防腐漆和環氧聚氨醋漆。這些防腐漆還常添加一些特殊填料，它們除了隔離腐蝕介質外，還具有化學緩蝕作用，有時借助涂料中某些成分與金屬的化學反應，使金屬表面鈍化或形成保護膜，也有緩蝕的效果，或者這些成分發生電化學保護作用。常用的填料有磁性氧化鐵粉末、鋅粉、玻璃鱗片及活性石棉粉。使用中應當注意涂層厚度的均勻性，整個涂敷表面應當100%無針孔，否則管道內表面上會形成小陽極大陰極的腐蝕電池導致金屬管道內部遭受局部腐蝕。此外，管道內壁加一層襯里，使襯里直接粘結在管道內表面上，這樣也可以達到防腐的效果。

2.2.6 電偶效應的抑制

在我國金屬管道的腐蝕控制中大多忽視了對電偶效應的抑制，其實電偶效應的抑制也是金屬輸油氣管道防腐的一項重要措施，已經引起國內外的重視，尤其是介質中含有CO2氣體時。

（1）電偶效應機理兩種不同的金屬浸在電解質溶液中時，由于兩者自然電位的不同產生了電位差。兩者相接觸時，較低電位金屬中的電子就要向高電位金屬流動，與此同時，在電位較低的陽極金屬表面發生氧化反應，在電位較高的陰極金屬表面發生還原反應。在這一過程中，電位較低的陽極金屬腐蝕就要加劇，這一現象稱電偶效應，由電偶效應引起的腐蝕稱為電偶腐蝕（或異種金屬接觸腐蝕）。

（2）控制金屬管道內電偶腐蝕措施管道系統盡量選用單一材料，避免用復合材料進行組合，如必須選用復合材料時，應選電極電位相接近的材料。管道系統所用的焊接、鉚釘、螺栓和螺母等材料的電極電位要比被保護的金屬高。接觸的異種金屬之間要用電氣絕緣，或者選用絕緣性粘合劑進行粘合。注意陽極面積不能太小，不能將面積小的陽極與面積大的陰極材料相接觸。在管道內表面進行涂層時，可在陰極表面進行涂敷，但不能涂敷陽極。如果涂敷陽極，一旦出現針孔，陽極面積就變得很小，就會產生集中腐蝕，使管道系統處于危險狀態。在進行結構設計時，選用易于更換的犧牲陽極材料。采用電氣防腐，該方法對各種材料和復雜結構都適用。即使在使用其它方法不能充分減少異種金屬接觸的場合下，電氣防腐方法也有很好的效果。電極極化性能對電偶腐蝕也有很大的影響。如極化大，即使開路電位差大，腐蝕也不大；反之，如極化小，電位差雖不大，也能促進陽極腐蝕。

3 展望

到目前為止，對于海洋油氣集輸管道防護措施的研究工作雖然已經取得了很大的進展，但是仍然存在許多難題。以噴涂防腐為例，管匯結構空間狹小和一些小的部件無法用機械噴涂，只能采用手工涂刷，施工質量難以控制。一些小容器的內防腐，因人無法進入，現場噴涂較難操作，這方面的技術急需突破。此外，工廠化預制的裝置在現場連接的補口防腐保溫技術需要深入研究，現場焊接時的接口和補口的外防問題還有待解決，一些內防腐的使用效果也有待時間的檢驗，內噴涂設備有待改進提高。

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