前言
腐蚀是导致天然气管道出现破坏与功能失效的一大原因，埋地管道的腐蚀具有隐蔽性，必须加强管道腐蚀因素的分析，明确不同腐蚀因素的特点以及发生条件，对应采取有效的防范与控制措施，只有这样才能有效抵御腐蚀，维护天然气管道的长期使用，发挥其必要的功能和作用。由于受到土壤中酸、碱、盐以及地下水等的作用，石油、天然气埋地管道的腐蚀难以避免。管道防腐层的破损、剥离和老化等，会造成管道的腐蚀、穿孔、泄漏，给企业带来严重的财产损失，给公众和环境带来危害。我国的地下油气管线投产1-2年后即发生腐蚀穿孔的情况屡见不鲜，它不仅造成因穿孔而引起的油、气损失，以及由于维修带来的材料、人力上的浪费和停工停产造成的损失，而且还可能因腐蚀引起火灾。为防止此类事故的发生，管道防腐技术越来越受到人们的重视。
1管道腐蚀原因分析
埋地油气储运管道发生腐蚀有三大因素:即土壤、防腐层和金属材料，管道的腐蚀破坏是由上述诸因素相互影响的结果。
1.1土壤腐蚀因素
土壤腐蚀绝大多数情况下都是由于埋在地下的金属管线与土壤这种十分特殊的电解质进行电化学过程所引起的。土壤是造成管道外壁腐蚀破坏的主要原因。土壤是一个由气、液、固组成的多相体系，其透气性和含水性构成了埋地金属的电化学腐蚀环境，且大多数属于氧去极化腐蚀，只有在强酸性土壤中，才会发生氢去极化腐蚀。在土壤腐蚀中，阴、阳极过程受土壤结构及湿度的影响极大，若土壤疏松、干燥，则阳极反应不易进行，因为这时缺乏使金属成为水化离子的必要的水分，而氧的渗透和流动比较容易，即阴极反应容易进行。整个腐蚀过程受阳极控制，而在潮湿的粘性土壤中，氧的渗透和流动速度均较小，但水分充足，所以腐蚀过程主要受阴极过程控制。对于埋地管道，经过透气性不同的土壤而形成氧浓差腐蚀电池时，土壤的电阻成为主要的腐蚀控制因素。
1.2管道防腐因素
油气储运埋地管道表面大都包裹有防腐层，将钢管和腐蚀介质隔离，切断电化学腐蚀电池的电路。但防腐层在管道施工过程有可能因碰撞而损坏。随着管道使用时间的增加，防腐层逐渐老化、龟裂、甚至与管体剥离。土壤腐蚀性介质从而浸人管体外壁，引起管道外腐蚀。在加上阴极保护不善，杂散电流的影响等均会使管道遭受腐蚀。
1.3金属材料因素
（1）金属的化学稳定性
金属耐腐蚀性的好坏，首先与金属的化学稳定性有关。一般说来，金属的化学稳定性越高，抗腐蚀的能力越强。
（2）合金成分的影响
金属中的合金元素对其耐腐蚀性也有一定影响。一般而言，单相合金比多相合金具有较好的耐腐蚀性。这是由于多相合金存在化学和物理的不均匀性，在与电解液接触时，具有不同的电位，在表面上形成腐蚀微电池。
（3）金属表面状态的影响
在大多数情况下，加工粗糙不光滑的表面比磨光的金属表面易受腐蚀。因为粗糙表面可使水及污垢聚积，且生成的钝化膜不致密均匀，易受破坏，致使金属腐蚀。
2管道腐蚀检测与评价技术
目前油气储运埋地管道常用的外防腐检测方法有以下几种:
2.1变频-选频法
这种检测方法优点是现场应用方便，不受测量管段外有分支或绝缘法兰的影响。不需要断开阴极保护电源，而且能够测试很长距离内管道的腐蚀情况，能够对测量管段进行绝缘层电阻的综合评价。缺点就是只能测有限距离管线的防腐层绝缘电阻值，无法准确对破损点的位置进行定位。
2.2人体电容法
这种检测方法的优点是检测速度快，能准确检测到破损点，是否有阴极保护对测试没有影响，测试效率较高。缺点是对测试人员的检测经验要求较高，并且因信号传输距离有限，需要不断更换发射点的位置。
2.3 DCVG-CIPS法
DCVG是直流电位梯度的英文简称，通常用于管道防腐层完整性评价。其原理为:一个直流信号加阴极保护信号，加载到管道之上后，当管道的防腐层存在破损时，电流通过管道破损点向土壤中流去。由于土壤的电阻存在，在破损点周围的土壤中电位梯度就随之形成，在接近破损点的部位电位梯度增大，电流密度也随之增大，一般情况下，破损面积越大，电流密度也越大，电压梯度也就越大;CIPS是近间距管对地电位测量的英文简称，其原理为在管道上测量埋地管道的管地电位沿管道的变化，在有阴极保护的管道上，测量时能得到两种管地电位:一是，阴极保护系统电源开时的管地电位;二是，阴极保护电源瞬时关时的管地电位。通过对全线管地电位数据处理与变化趋势分析，了解管道防腐层的总体质量状况，判断出防腐层的状况和阴极保护是否有效，确定管线阴极区、阳极区的分布及可能正在发生腐蚀的位置，评估阳极区的腐蚀状态，测定杂散电流分布情况，判定杂散电流干扰的区域及杂散电流干扰源。这种方法的优点是检测准确，受外界干扰小。缺点是需要阴极保护电流，只有在有阴极保护设施的管线上才能达到较好的检测结果。
2.4 PCM法
PCM的意思是管中电流绘制。这种方法的优点是检测方法简单，需要人员少，不受管线中是否有支管的影响。缺点就是测试距离短，而且受到季节的影响，在冻土季节难于检测。管道内腐蚀在线检测技术有电阻法(ER)、渗氢监测法、线性极化法等。
3油气储运管道的防腐措施
3.1表面处理防腐技术
油气储运管道防腐工程的基础性保障就是管道表面的防腐处理。油气管道大多采用金属材质，而它们的使用寿命长短关键在于其防腐技术的质量。防腐涂层同管道基体的粘接度高，则防腐质量就高，就能更好的延长和保证管道的使用寿命。
3.2药剂防腐技术
药剂防腐技术主要包括两种，即加缓蚀剂和加杀菌剂。缓蚀剂通常具有功能性强、性能稳定、成本低、效果明显等特点，是减轻油气管道腐蚀程度的主要用剂之一。缓蚀剂的防腐原理是通过吸附作用、沉淀反应和氧化反应，在管道壁上产生吸附膜、沉淀膜、氧化膜以阻止金属的腐蚀。杀菌剂的效果好、成本低，其应用的范围较广，能够在单井井口、管道系统内以及油套管内添加，其操作简便易行。
3.3阴极保护技术
油气储运管道的阴极保护技术主要有两种方法，即强制电流法和牺牲阳极法。通常情况下，油气储运管道尤其是大口径的长距离运输管道，在进行阴极保护时多采用以强制电流法为主要方法、牺牲阳极法为辅助方法的保护形式。同时，在工艺站场管道的进出口等部位设置电绝缘装置，以防止电流的损失。
3.4涂层防腐技术
管道的涂层防腐技术主要包括两个部分，即内涂层防腐技术和外涂层防腐技术。
（1）内涂层防腐技术在对管道的内涂层及衬里进行防腐保护时.多采用环氧树脂、聚乙烯等粉末涂层。随着科技的进步，能承受300℃高温的新型热喷玻璃防腐技术也逐步得到了广泛的应用，它能够隔绝油气管道内部的硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体与碳钢的接触，从而有效的避免油气本身对管道的腐蚀作用。
（2）外涂层防腐保护技术。油气管道的外涂层一般采用的是能够隔绝土壤等腐蚀环境与钢管之间接触的防腐技术主要方法有双层、三层PE防腐层，环氧粉末防腐层:石油沥青防腐层，煤焦油瓷漆防腐层;HPCC涂层体系以及双层环氧粉末防腐层等。
4结束语
油气储运过程中造成管道腐蚀的因素较为复杂，腐蚀情况各不相同，因此各油气公司在进行油气储运管道的选取、施工时造成管道腐蚀的原因及当地的实际情况防腐措施，充分发挥防腐技术的作用.要根据可能，有针对性的选择恰当的管道从而确保油气运输的安全、可靠，稳定。
参考文献：
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