腐蝕已成為油氣管道失效的第二大致因，嚴(yán)重威脅管道的安全運行。美國管道安全局調(diào)查顯示，美國45%的管道退役是由于外腐蝕嚴(yán)重造成的。隨著管道建設(shè)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(hù)工作提出了新的挑戰(zhàn)。筆者結(jié)合中石油管道公司近年來腐蝕與防護(hù)工作中存在的主要問題及相關(guān)經(jīng)驗進(jìn)行了歸納和總結(jié)。

1 油氣管道腐蝕與防護(hù)的難點問題

1.1 凍土區(qū)管道陰極保護(hù)運行維護(hù)

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(jié)構(gòu)及其隨季節(jié)變化特別復(fù)雜，對管道陰極保護(hù)的運行維護(hù)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(nèi)，較高的土壤電阻率會對陰極保護(hù)電流造成屏蔽；在季節(jié)性凍土區(qū)內(nèi)，管道沿線土壤成分、含水量及凍結(jié)深度的不同，導(dǎo)致沿線的土壤差異較大，造成陰極保護(hù)電流分布不均勻。

此外，季節(jié)的變化還會引起陰極保護(hù)系統(tǒng)回路電阻變化較大，系統(tǒng)的運行參數(shù)設(shè)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(jié)冰而發(fā)生電位漂移，最大電位漂移達(dá)到400mV，嚴(yán)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(guān)經(jīng)驗，制定了多年凍土區(qū)陰極保護(hù)運行維護(hù)規(guī)范，用于指導(dǎo)凍土區(qū)陰極保護(hù)的運行和評價。開發(fā)了性能穩(wěn)定的防凍型參比電極，設(shè)計了低溫型陰極保護(hù)自動采集系統(tǒng)，用于冬季管道保護(hù)電位數(shù)據(jù)采集；明確了凍土區(qū)管道陰極保護(hù)電源設(shè)備、輔助陽極及附屬設(shè)施及的維護(hù)要求，規(guī)定了系統(tǒng)參數(shù)測量內(nèi)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(zhì)管道防腐層的主流。然而，近幾年國內(nèi)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(diào)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(jìn)水，此時管道會大面積暴露在電解質(zhì)環(huán)境中，導(dǎo)致管道難以得到充分的保護(hù)；二是，剝離導(dǎo)致陰極保護(hù)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(yīng)力是導(dǎo)致3PE防腐層失效的主要因素；導(dǎo)致熔結(jié)環(huán)氧粉末底漆與鋼材之間粘結(jié)力降低的原因包括：鋼材表面預(yù)處理不當(dāng)；涂料涂覆工藝不當(dāng)；環(huán)氧粉末底漆配方不當(dāng)?shù)取鴥?nèi)針對3PE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(nèi)外業(yè)界的一致性難題。目前，主要依賴于開挖調(diào)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(hù)中的運行維護(hù)

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(hù)系統(tǒng)，一些老站場也在陸續(xù)增補。站場區(qū)域陰極保護(hù)設(shè)計、施工和運行維護(hù)比干線管道要復(fù)雜得多。由于站場埋地金屬結(jié)構(gòu)物復(fù)雜，接地系統(tǒng)龐大，干擾屏蔽問題突出，嚴(yán)重影響區(qū)域陰極保護(hù)的應(yīng)用效果。2013年至2016年，我公司開展了站場區(qū)域陰極保護(hù)有效性評價專項工作，發(fā)現(xiàn)了區(qū)域陰極保護(hù)系統(tǒng)中的一些共性問題。

（1）保護(hù)電位分布不均，有時甚至同時存在過保護(hù)和欠保護(hù)的問題；

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

圖1 多回路陰極保護(hù)電源

（3）埋地金屬結(jié)構(gòu)物密集區(qū)域內(nèi)的電流屏蔽；

（4）站內(nèi)測試點的電位無法全面反映站內(nèi)各區(qū)域管道的保護(hù)狀況；

（5）柔性陽極斷路的問題。由于站內(nèi)埋地金屬物結(jié)構(gòu)復(fù)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(jīng)驗來看，區(qū)域陰極保護(hù)應(yīng)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(hù)系統(tǒng)中，深井陽極和柔性陽極已成為區(qū)域性保護(hù)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(hù)的站場，只要地質(zhì)條件符合要求，應(yīng)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(hù)。

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(jì)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(hù)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(hù)電流都可以進(jìn)入保溫層，但僅限于保護(hù)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(dāng)電阻率達(dá)到108?Ω·m，保護(hù)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(jìn)入保溫層的水與外部土壤電解質(zhì)絕緣，此時保護(hù)電流也無法進(jìn)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(yuǎn)遠(yuǎn)超過金屬的自然腐蝕速度（見圖 3）。

圖3 保溫層進(jìn)水圖片

雖然標(biāo)準(zhǔn)中對聚氨酯泡沫閉孔率有嚴(yán)格要求，但僅限于工廠預(yù)制。在管道補口處，保溫層通常采用現(xiàn)場發(fā)泡或預(yù)制沫瓦，很難保證施工質(zhì)量。從國內(nèi)一些保溫管道以及長呼線的內(nèi)外檢測結(jié)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(diào)查和研究，針對保溫層補口進(jìn)水問題，設(shè)計了管道防腐保溫層補口結(jié)構(gòu)，開發(fā)了用于現(xiàn)場修復(fù)的聚氨酯保溫層發(fā)泡模具，應(yīng)用結(jié)果表明修復(fù)后的防腐保溫層具有較好密封性。同時還設(shè)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(jìn)水的快速、準(zhǔn)確響應(yīng)。

2 總結(jié)與展望

腐蝕與防護(hù)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(hù)技術(shù)已經(jīng)取得了長足的發(fā)展，形成了較為全面的，標(biāo)準(zhǔn)化的技術(shù)體系，但行業(yè)內(nèi)仍存在一些瓶頸問題亟待解決。從當(dāng)前來看，腐蝕與防護(hù)技術(shù)急需提升以下幾個方面。

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

（2）外腐蝕直接評價應(yīng)注重對外腐蝕防護(hù)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(fēng)險的評估；定性的指標(biāo)也應(yīng)該逐步定量化，提高檢測與評價的準(zhǔn)確性；

（3）在雜散電流干擾日益復(fù)雜的情況下，管道公司應(yīng)與干擾源側(cè)運營主體建立有效的溝通機制，做到防治結(jié)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(fēng)險，做出準(zhǔn)確的決策。