( 安全论文 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改油气管道防腐技术及应用(最新版)Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.油气管道防腐技术及应用(最新版)前言自20世纪50年代开始，油气管道的防腐技术就不断的发展，其主要原因是由于石油或天然气管道大多数为金属材料，金属本身在有氧气和水存在的条件下就会发生化学反应，即我们常说的腐蚀现象。

腐蚀会造成管道的穿孔、泄露，给生产企业带来严重的财产损失，同时也会给公共环境带来巨大的损害[1]。

因此，为了减少腐蚀造成的这些严重的后果，增强油气管道使用的寿命，进一步提高油气管道的防腐技术是十分必要的。

这就要求对油气管道的防腐技术有更加深刻的了解与研究。

20世纪50年代以前，国外长油气输管道主要采用石油沥青和煤焦油沥青作为外防腐材料。

20世纪60年代，研制出了一些性能很好的塑料防腐材料，例如黏胶带，热塑涂层，粉末融结涂层等[2]。

20世纪70年代以来，由于管道施工遇到一些严酷的自然环境，对防腐层性能提出了更严格的要求，因此，在管道防腐材料的研究中，都大力发展复合材料或复合结构，强调防腐层要具有良好的介电性能、物理性能，稳定的化学性能和较宽的温度适应性能，以达到防腐、绝缘、保温、增加强度等多种功能。

三层聚乙烯是在20世纪80年代由欧洲研制成功并开始使用的。

一经问世就在许多工程上得到了应用，尤其是欧洲国家，其应用呈不断上升的趋势[3]。

我国管道防腐技术是从应用沥青类防腐层开始，自二十世纪50年代到70年代的东北输油管道都采用石油沥青防腐层。

70年代后期到80年代初，随着国外技术材料的引入应用，胶带、夹克、环氧粉末等相继投入使用，而后各种防腐层均有使用[3]。

进入90年代后，煤焦油瓷漆开始在我国的西部长输管道建设中得到应用，如沙漠输油管全线采用煤焦油瓷漆防腐层。

90年代后期熔结环氧粉末和三层聚乙烯逐渐形成主流，作为最新的防腐材料，双层熔结环氧也有的少量应用[4]。

目前，国内油气管道防腐技术已达到了发达国家20世纪末的防腐水平。

经过多年的发展，防腐技术也有了很大的进步与发展。

其发展的特点是涂料产品结构发生了根本性改变，其改变方向以节省资源、无污染、经济、高效、有利于生产为原则，并且在美国、中国、加拿大和中东等地区进行区域性试验应用[5]。

第1章管道腐蚀产生的原因及机理1.1管道腐蚀产生的原因腐蚀是金属物质在周围的化学、电化学作用下所引起的一种破坏。

由于输送的天然气中可能含有硫化氢、二氧化碳、氧、硫化物或其他腐蚀性物质和金属起作用，引起化学腐蚀。

化学腐蚀的危害主要造成油气管道表面出现凹穴，甚至穿孔。

石油天然气管道的腐蚀发生在管道内部、外部及接头部位。

油气管道的敷设主要采用埋地、管沟和架空敷。

后两者主要用于站场内管道敷设，绝大部分油气管道采用的是地埋敷设方式，对此部分管道的防护是非常重要的。

从腐蚀发生的原因分析，油气管道腐蚀与外界环境条件密切相关，另一方面与管道的材料本身、防腐措施的效果有关。

1.1.1外界条件(1)管道周围介质的腐蚀性。

介质的腐蚀性强弱与土壤的性质及其微生物密切相关，然而对于长输管道涉及的土壤性质比较复杂，准确评定其腐蚀性非常困难。

我国石油行业制订出两种评定办法，即:在一般地区，按土壤电阻率大小将土壤的腐蚀性分为弱、中、强三级;对复杂地区，根据土质、土壤状况、电阻率、含水量、pH值等12种因素，用打分办法将土壤分为不腐蚀、弱腐蚀、中等腐蚀和强腐蚀4个等级[6]。

在实践中因后者较为烦琐，在长输管道设计中的使用不多。

第一种方法比较简单易行，采用比较多，再结合土壤种类、地貌特征及地下水位等，可综合确定土壤的腐蚀性。

另外，土壤中的细菌可造成金属的细菌腐蚀，可对防腐层产生影响，这可能与菌群种类有关，如硫酸盐还原菌、酸性细菌等。

(2)周围介质的物理性状的影响。

主要包括地下水的变化、土壤是否有水分交替变化等情况，以及是否有芦苇类的根系影响等。

(3)温度的影响。

括环境温度和管道运行期间产生的温度。

温度的升高，腐蚀的速度会大大加快。

温度的高低与管路敷设深度有直接的关系，同时更受地域差别的影响[7]。

(4)施工因素的影响。

包括材料的把关、操作人员的责任心、质量意识等。

施工时是否考虑了环境与施工因素的有机结合，根据不同的情况采取不同的措施等。

采用盐酸等处理金属管道内壁结垢时可加速管道内壁的腐蚀速度。

杂散电流可对管道产生电解腐蚀[8]。

(5)油气本身含有氧化性物质。

含水、O2及H2S、CO2等酸性气体可造成类似原电池的电化学反应和破坏金属晶格的化学反应，可造成管道内壁的腐蚀。

1.1.2防腐措施的问题防腐层失效是地下管道腐蚀的主要原因，轻度失效可增大阴极保护电流弥补防腐作用;特殊的失效，如因防腐层剥离引起的阴极保护电流屏蔽及防腐层的破坏，管道就会产生严重的腐蚀.腐蚀发生的原因是防腐层的完整性遭到破坏，主要产生于防腐层与管道剥离或是防腐层破裂、穿孔和变形。

1.2管道腐蚀产生的机理金属被腐蚀是由于电极电位的不同，金属发生电化学反应时，电极电位较低的部位容易失去电子，形成阳极;电极电位较高的部位得到电子，成为阴极。

在O2和H2O存在的情况下，Fe(OH)2生成水合氧化铁（俗称之铁锈），它是一种疏松物质，浮在钢铁表面，无保护作用，金属的阳极化反应可继续进，即产生腐蚀持续发展，使油气管道表面出现凹穴，甚至穿孔。

第2章油气管道外涂层防护技术2.1外涂层基本性能油气管道在施工和安装过程中要求涂层具有下列优良特性:2.1.1抗弯曲性、粘结力抗弯曲性是指为防止在运输、使用过程中，油气管道往往产生弹性形变或塑性形变，比如弹性敷设、吊管机将沟边组装好的管道吊装下沟、冷弯，要求已涂敷的涂层不会产生裂纹或脱落。

所以针对此油气管道应具有较强的抗弯曲性。

粘结力是指管道在运行过程中要求涂层对管道有好的粘结亲和性，以防止运行过程中因外力作用而发生粘结失效事故，一旦涂层失去此性能，潮气将会聚结在钢管与涂层之间，涂层失去防腐功能。

所以在油气管道涂层方面，油气管道和涂敷材料之间应有较强的粘结力，防止涂敷材料脱落等。

2.1.2硬度、耐磨性填物中也难免混有尖硬石块，涂层必须具有足够的硬度或变形能力承受回填物和管道自重所施加的集中压力，否则涂层会产生缺陷。

管道在施工过程中或运行过程中，还会与土壤发生磨擦，为了保证涂层不致失去防腐功能，要求涂层应具有足够的耐磨功能。

2.1.3耐化学介质浸泡、抗阴极剥离耐化学介质浸泡，由于土壤中成份复杂，各地土壤成份不一，含有不同类型和浓度的酸、碱、盐，若涂层不耐其中一种或多种化学介质浸泡，将过早失去防腐功能。

抗阴极剥离，由于涂层和阴极保护联合用于埋地或水下钢质管道的外防腐，在涂层的破损和漏敷处，阴极保护可能在露铁点诱发氢气的生成(保护电位比-1.15V更负时)，增加水流到露铁点的机会，这两种作用以单独或联合的方式使涂层破损点边缘的涂层粘着力下降而失粘，试验时用阴极剥离半径来衡量涂层的抗阴极剥离性能，半径越小越好[9]。

2.1.4绝缘电阻和电气强度油气管道尤其是长输送油气管道单纯靠外防腐涂层来实现埋地管道的外防腐几乎是不可能的，性能优良的涂层在运行中不可避免地存在缺陷，涂层缺陷处的钢管必须由阴极保护来实现防腐，为了避免阴极保护电流通过完好的涂层有明显的漏失，保证阴极保护电流用于涂层缺陷点裸钢的负极化，要求涂层材料具有高电阻率且不随时间或涂层浸泡于水中有明显的下降[9]。

虽然涂层与土壤接触仅承受阴极保护时的1～3V持续电压，但涂层针孔检查时，必须承受大于涂层厚度的空气击穿电压的高压电检漏，因此涂层材料的电气强度必须大于干燥的空气。

2.1.5其他性质有效的电绝缘性;有效的隔水屏障性;涂敷于管道的方法不会对管道性能产生不利影响;涂敷于管道上的涂层缺陷最少;与管道表面有良好的附着力;能防止针孔随时间发展;能抵抗装卸、储存和安装时的损伤;能有效地保持绝缘电阻随时间恒定不变;抗剥离性能;抗化学介质破坏;补伤容易;物理性能保持能力强;对环境无毒等。

2.2外防腐层的选择保证长输油气管道在预期的使用寿命内不发生由于外腐蚀而引起的功能损失是对涂层的基本要求，涂层选择的失误会导致在管道预期使用寿命内由于涂层失效而带来的维修费用，这个费用往往超过采用较高级性能涂层所增加的初始费用，从包括预期寿命在内的综合经济评价看，选用性能高、使用寿命长、但一次费用较高涂层比性能低、使用寿命短、一次投资费用低的涂层，对长寿命的工程更为经济实用。

由于涂层是与阴极保护联合进行防腐的，涂层性能的好坏直接影响阴极保护的一次投资费用和长期的运行维护费用，高质量涂层的阴极保护既容易实现，费用又低;低质量涂层阴极保护既困难，投资费用又高。

在涂层经济性分析中，为满使用要求是最主要考虑的因素，在涂层选择时必须考虑介质输出温度、地形和土壤特征指数，涂层预制与修补的经济性、制管方式和人文条件等多种因素。

目前常用的外防腐涂层有石油沥青、煤焦油瓷漆、熔结环氧、聚烯烃等，各有各的特性。

管道输送介质的温度是选择涂层的重要指标之一，如石油沥青，虽然价格较低，但用于热油管道，由于介质的加温作用，油份加速挥发使其老化速度提高40%;聚烯烃涂层又分挤压低密度聚乙烯，高密度聚乙烯、聚丙烯三种，其熔点分别为110～115℃、125～131℃、164～170℃，所以通常50℃以下可以选择低密度聚乙烯，70℃以下选择高密度聚乙烯，70～100℃选择聚丙烯;熔结环氧的温度适用范围宽，可用于输送介质温度-30～100℃范围，而石油沥青和煤焦油瓷漆则存在低温脆化高温流淌的缺陷;同样聚烯烃涂层低密度聚乙烯比聚丙烯的低温性能更好;虽然聚乙烯的低温脆化温度低于-65℃，粘结用的胶粘剂的低温脆化温度却随材料不同而改变，国产EVA型热熔胶一般低温脆化温度仅达到-15℃，而乙烯共聚物胶粘剂可达到-50℃，所以长输管道在选择防腐涂层品种时，必须根据操作温度，甚至施工时的气温慎重选择[10]。

高压大口径管道（管径大于1016mm，压力大于4.05MPa)必须考虑涂层剥离带来的应力腐蚀问题(SCC)。

这类管道由于涂层选择不当，使用7～14年后多次在沿压缩机站下游30km左右出现外腐蚀产生的应力腐蚀。

迄今为止，这种腐蚀多发生于在沟边防腐的聚乙烯粘胶带涂层管道，石油、沥青和煤焦油瓷漆涂层管道也有应力开裂事故发生。