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1、西气东输油气管道的的腐蚀与防护,PPT演讲：柴瑞查阅资料：白雨泽，张浩川，魏盛强论文撰写：唐俊，温洋PPT制作：柴瑞，温洋,一般油气管道的防腐措施,输油管道在正常的运输过程中，会受到诸多因素的影响，经常会出现管道腐蚀的问题，由于输油管道铺设以后，地质构造与自然环境的影响比较大，而且，如果产生腐蚀，则管道的性能会产生巨大的变化。因此，一定要对具体的原因加以分析，确定各种预防腐蚀的措施，尽量延长石油管道的寿命，使得输送工程更加顺利。,一般油气管道的防腐措施,一般油气管道的防腐措施,1 输油管道腐蚀原因分析 现阶段，我国的输油管道大多采用金属材料制作而成的，按照具体的腐蚀位置大体可为内壁的腐蚀与外壁
2、的腐蚀。腐蚀的部位不一样，导致其腐蚀的主要原因也具有较大的差异。首先，管道外壁的腐蚀一般是由于二氧化碳与硫化氢和管道的金属发生化学反应而引起的。化学性的腐蚀指的是仅由化学作用引发的腐蚀。土壤里包含着一定数量的腐蚀介质，这些介质极易在管道的外表形成一层腐蚀膜。对于管道的大范围外表面与其腐蚀膜接触十分紧密，而且金属管道中的局部区域含有一定的孔隙，因此，腐蚀的介质则会经过这些孔隙，透过腐蚀的生物膜，到管道的外表，进而产生部分区域的腐蚀现象。,一般油气管道的防腐措施,其次，引起管道内壁的腐蚀通常因为输送的介质里包含着的少许水份在管道的金属内壁变成水膜，逐渐形成原电池的腐蚀条件，最后产生了电化学的腐蚀。
3、相比化学性的腐蚀，电化学的腐蚀原因是形成了原电池引发的。实质上，在电解质溶液与金属相互接触的时候，因电化学的作用引发的腐蚀现象。如果输送的介质里带有一定量的水分时，加之金属的管道自身含有不同程度的杂质，而铁元素和杂质元素其电位存在差异，这会导致如同放于等离子的溶液里形成原电池一样，因为铁和杂质接触较为紧密，电化学的腐蚀现象会不断发生，从而加快了石油管道内壁腐蚀的进程。,一般油气管道的防腐措施,2检测管道腐蚀的方法2.1 漏磁检测法 漏磁通法检测仪器是现阶段使用最为常见、技术比较完备的检测设备，它的作用主要是在石油管道穿孔以前描述或者确定因腐蚀产生的壁厚状况，而且也可以测出管道壁本身的皱褶、凹痕
4、等因腐蚀造成的外形特征。漏磁通法的检测仪器大体包括三个模块，即探测漏磁的传感模块、仪器模块、电池模块。这种检测方法主要基于铁磁材质具有高磁导率的特性。它的检测原理：钢管里由于发生了腐蚀形成的缺陷点的磁导率远远小于正常钢管的磁导率，受到了外界的磁场影响，钢管会被磁化。在钢管内没有任何缺陷的时候，很多的磁力线会经过钢管，这时的磁力线呈现均匀分布的特征，如果钢管的内部含有缺陷，则磁力线会变得更加弯曲，且有一些磁力线泄漏于钢管的外表，如果检测出被磁化的钢管外表逸出的漏磁通，则可以断定缺陷存在与否。,一般油气管道的防腐措施,检测原理图示,一般油气管道的防腐措施,2.2 超声波裂纹检测器 超声波检测法的特
5、征主要：优势：其一，精度比较高数据信息简单，不用校验，十分适用于计算管道最大输送的压力方面，检测以后，可以确认管道的应用期限与维修方案；其二，适合直径比较大、厚管壁的检测，其三，以检测管道应力腐蚀的破裂与管壁内的缺陷。其四，超声波的检测方法花费的成本比较小，且应用方便，尤其适合检验偏厚的管道。缺陷：一是检测的时候通常需要借助声波的介质，如水或油质；二是需要液体耦合剂；三是对偏薄的管道其环缝的缺陷检测较难。,一般油气管道的防腐措施,一般油气管道的防腐措施,一般油气管道的防腐措施,3不同地质条件下管道腐蚀与防护研究3.1影响管道安全性因素 为了实现石油管道工程防腐设备的高质量、高效率地使用，技术人
6、员在石油管道工程建设过程中应当充分了解管道防腐技术，结合实践经验，对防腐设备的使用性能和石油管道工程建设的特点深入分析。施工单位在施工过程中应当重视经济效益和社会效益，防止盲目追求管道防腐设备的使用效率，降低工作人员长时间地超负荷工作。这种忽视管理石油管道防腐问题的行为和不愿支付高额的石油管道防腐问题的解决费用使得石油管道工程建设管道防腐设备受侵蚀的问题比较严重，其使用寿命和使用效能大打折扣。虽然为了保证石油天然气管道在使用过程中具有高度安全性和可靠性，在管道的外层设置了防腐绝缘层，然而在实际使用过程中，防腐绝缘层会很容易出现开裂情况，导致石油天然气管道与外界环境直接接触，如土壤、空气等，管道
7、很容易被腐蚀。当石油天然气管道暴露在外界环境中，会因为腐蚀问题导致管道壁厚减薄，同时管道也会在各种压力的作用下出现变形和破裂，继而引发严重安全事故。,一般油气管道的防腐措施,一般油气管道的防腐措施,3.2管道腐蚀3.2.1 电流腐蚀 大地的土壤中有各种各样的离子，说明其是一个复杂的电化学系统，埋在土壤中的管道涂覆有涂层时，不施加任何保护，一旦发生管道涂层缺陷或剥落的，管道本身将直接与接触大地，形成电化学结构。管道是阳极，土壤是阴极，管道将以电池原理产生电化学腐蚀。因为管道在不同的土壤其含氧程度、压力、离子浓度等情况不一，当在不同的土壤条件下管道防腐外层脱落时，有可能产生电偶腐蚀，在这种条件下腐
8、蚀电池阳极和阴极都在管道上。这时存在杂散电流，管道的阴极保护的平台要被破坏，因为杂散电流产生的条件中，土地作为导体形成电流回路，也就是说杂散电流跟着阴极保护电流叠加在土壤和管道中传播。,一般油气管道的防腐措施,通过电流叠合原理可知，杂散电流能够增强阴极保护的效果条件是其电流的方向和阴极保护电流方向是相同的;但是两种电流方向相反时，就会降低原先的保护程度。现在我们用具体的电压数据来说明:当杂散电流进入点旁边的电压比管道电压小0.74 V，说明管道是在保护的环境中的;相反，则管道是在欠保护的环境中。杂散电流的强度与杂散电流流入点和管道附近电位绝对值成正比，他们的值越大管道被腐蚀的情况就越强。,一般
9、油气管道的防腐措施,3.2.2电化学腐蚀 在油田管道内部，腐蚀介质包含了水、原油和伴生气。原油含水量高达40%90%，腐蚀主要和介质的含水量相关。由于各地区采出水水质情况不同，而且同一地区不同区块的水质差别各异，以及原油脱水工艺及处理效率的差异，水中的主要指标在不同时期的测定结果变化较大。以某些区块采出水为例进行水质检测，分析影响含水油管道使用寿命的影响因素。由采出水水质分析结果来看，水型以 CaCl2 为主,兼有Na2SO4,NaHCO3等，NaHCO3,Na2SO4型地层水以富含SO4(2),HCO3为主，CaCl2型地层水以富含 Cl等离子为主，水中矿化度、氯根含量高。含水油管道发生穿孔
10、部位，主要是由局部腐蚀导致，多种因素共同作用是管道内腐蚀严重、使用寿命短。,一般油气管道的防腐措施,3.2.3 化学腐蚀 管道的化学腐蚀是指管道的表面与土壤等非电解质直接发生纯化学反应作用而引起的破坏。在化学腐蚀过程中，电子的传递是管道与氧化剂之间直接进行的，因而没有电流产生。但单纯化学腐蚀的例子是很少的见的，很多金属在空气中的氧作用，在金属表面而形成一层氧化物薄膜，表面膜的性质对于化学腐蚀速率有直接的影响。他作为保护层而具有保护作用，首先必须是紧密的、完整的。以金属在空气中氧化为例，只有当生成的氧化物膜把金属表面全部遮住，即氧化物的体积大于所消耗的金属的体积时，才能保护金属不至于进一步被氧化
11、。否则，氧化膜就不能够盖没整个金属表面，就会成为多孔疏松的膜。,一般油气管道的防腐措施,3.3 管道的防腐措施3.3.1 涂层保护 由于埋地管线是在土壤的介质中进行工作，要防止土壤中成分的腐蚀，需要对管线外涂防腐层，隔离管线金属表面和土壤，通过提高防腐电池回路电阻，起到有效的防腐蚀保护。涂层材质可以选择绝缘性能较好、材质坚固的，有效抗击微生物腐蚀、电绝缘等。,一般油气管道的防腐措施,3.3.2管线敷设质量 管线敷设质量的检测一般是通过人工进行，检查的注意问题有:防腐层是否出现剥离;管线材质规格是否与敷设要求一致;管线的中间部位是够存在翻新的不良现象等，通过人工仔细的检查，来控制管线的质量不达标
12、现象。,一般油气管道的防腐措施,3.3.3阴极保护 利用电化学原理中的阴极保护，也可以很好的防止管油田管道的腐蚀。一般阴极保护是通过两种方式来实现的:a 牺牲阳极法，具体操作方式是选择管线外面点位更负的金属，例如铝合金、镁合金等，以此作为外涂层的材质，利用新的外涂层可以产生新的电化学反应。真实的管油田管道材料电池的阳极比外涂层材料的阳极要低，两者相比较之下，管道成为了阴极，就可以起到防腐蚀的作用;b 外加电流阴极保护腐蚀法，具体操作步骤是首先将外加的电源负极直接连接在需要保护的金属上，这样电源的正极和辅助阳极就连接在一起，形成电流。通过外加电源和辅助阳极之间的点位差，与牺牲阳极和管道内的点位差
13、进行比较，得出前者低于后者的结论，从而可以起到保护管油田管道的阴极作用。该方式的最大优点就是拥有较长的保护距离以此保护电流，同时不会对金属造成任何的消耗。当然该方式最大的缺点就是外设电源的持续和维护性，脱离的外设电源，是无法实现的。,一般油气管道的防腐措施,3.3.4 内防腐技术 针对集油管道腐蚀情况，设计使用特加强级防腐标准，在施工过程中严格控制施工质量，严格执行质量检测，使管道经过内除油、除垢、在线喷砂除锈、风送内挤涂等工艺，将环氧玻璃纤维复合防腐材料完整、均匀的涂覆在管道内壁，在内壁形成厚度1 mm的连续、平整、光滑、坚硬的内衬防腐层，防腐层连续，表面光洁、平整、无气泡。,西气东输管道规
14、划及其防腐措施,西气东输管道规划及其防腐措施,1 线路走向 该管道横贯我国东西,起点是塔里木的轮南,终点是上海市西郊的白鹤镇,自西向东途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海等 9 个省(区)市,全长 4167 公里。全线按地形地貌等划分,大致可分为 4段:(1)轮南武威线路1993km,大部分地区为平原、台地和高原、戈壁,沿线基本傍公路,大部分有铁路伴行,交通运输条件好。总体看来,该段建设条件好,便于施工。(2)武威靖边线路长592km,地势平坦,基本为黄土高原地区,局部有沙漠(甘塘附近),有黄河穿跨越工程,该段线路大部分地段有公路伴行,建设条件较好。(3)靖边郑州线路长69
15、2km,该段基本为山区,局部有黄土,翻越吕梁山和太行山两座大山,两次穿跨越黄河。总之,该段施工条件差。,西气东输管道规划及其防腐措施,(4)郑州上海 线路长 890km,为平原地区,水网密集,大、中型城市较多,穿跨越铁路和公路频繁,施工工程量较大,大部分地段有公路伴行,总体施工条件好,其中的难点为管道穿越长江,水面宽、水深,施工相对困难。西气东输管道干线共穿跨越长江、黄河等大型河流 6次,中型河流穿跨越 542 次,干线公路 542 次,干线铁路 46 次,新建公路长度 224km,扩建公路长度 266km。线路截断阀室 190 座,预留头阀室 14 座。由于西气东输管道经过靖边,通过同陕京管
16、道相连,一方面可增加了长庆气田供气的灵活性,不需再建支线即可实现向北京和上海供气的调配;另一方面还将陕甘宁气区和塔里木气区串在一起,可实现北京和上海多气源供气,从而保证两大城市的供气安全性。,西气东输管道规划及其防腐措施,2.1 防腐蚀的环境及工程特点 从防腐蚀工程的角度出发,西气东输管线途经的地理环境及工程有以下几个特点:(1)途经的土壤环境复杂,环境腐蚀性差别比较大。(2)存在着强、较强的腐蚀区(如沼泽区,盐渍土区等)。(3)存在着高电阻率的地区(如石方区、砂石区等),有的高达几百 m。(4)由于要经过一些大城市、工业区或人口稠密区,将有可能存在着各种杂散电流腐蚀。(5)整个工程管线将有多
17、处河流、公路等穿越,这些环境对保护提出特殊要求。需指出的是本工程的一个突出特点之一就是管线的口径大,这无论对防腐蚀工程设计,还是对防腐蚀工程施工均需有特殊的考虑及新的问题需要探讨。,西气东输管道规划及其防腐措施,防腐原则及措施 该长距离输送管线由于管输介质是处理后的介质,腐蚀性不强,所以主要考虑外壁的保护。外壁保护原则是采用外防腐涂层与阴极保护相结合的联合保护方式,并根据不同的环境腐蚀性等特点,因地制宜地采用不同的保护方案。,西气东输管道规划及其防腐措施,3.1.2 防腐层保护 防腐层保护是基础,所以防腐层的正确选用和施工将关系到整个管线保护体系的成功及寿命。特别对这条大口径管线,防腐层的选用
18、主要应从不同环境的腐蚀性、管径、经济性及安全性几方面综合考虑。采用环氧粉末和环氧粉末-聚乙烯三层结构防腐层。环氧粉末主要用于环境腐蚀性较强、非石方区等区域。该防腐层的特点是与钢表面的粘结性好,良好耐腐性及较好的机械性能。而三层结构防腐层的综合性能更为优秀,除具备了环氧粉末上述良好性能外,其机械性能更优越。该防腐层主要应用于环境腐蚀性强的沼泽、水塘、盐渍区,机械破坏严重的石方区及安全要求性高的人口稠密区等。目前在国际防腐界对大型、长寿命、安全性要求高管线的防腐层选用有这样一个基本共识,这就是选择性能越优良的防腐层越经济。管径大小对选用埋地管线外防腐层的影响,主要表现在由于管线本身的自重将对外防腐
19、层提出不同的机械性能的要求,即口径越大的管线对外防腐层机械性能要求越高。所以在防腐层结构设计中要特殊考虑。同时为达到节能降耗的目的而采用减阻内涂层。,西气东输管道规划及其防腐措施,3.1.3阴极保护国内外长输管线阴极保护技术是一项成熟的应用技术。此工程的阴极保护方案根据环境及所选防腐层,选用外加电流阴极保护方式。预计全线大约要建 53 座阴极保护站。对一些特殊地段要进行有针对性的处理,如穿越地段为防止阴极保护电流屏蔽,可对套管内管道实行牺牲阳极保护或采用绝缘支架的保护等。对土壤电阻率高的石方区等地段的保护可考虑采用近年开发的新型辅助阳极柔性阳极进行保护,使电流分布均匀。同时由于近年来国际上阴极
20、保护监测和遥测技术发展很快,遥测系统的建立将对阴极保护提出相应的要求。所以在阴极保护电源的选用中要注意与遥测系统的匹配性。,西气东输管道规划及其防腐措施,3.1.4检测及遥测系统西气东输管线途经地理环境复杂、线路长,为保证这条管线长期、安全运行,在预可行性方案中强调了要提高腐蚀与防护检测。监测的准确性和自动水平,这里包括建立阴极保护参数的自动采集和遥测系统等,从而达到能实现消除 IR降的阴极保护电位测试等功能。这些监测、遥测系统的建立将提高整个管线的腐蚀控制水平。,西气东输管道规划及其防腐措施,3.2.5特殊问题的保护1.杂散电流保护:对与高压输电线路、变压站、电气化铁路等相邻的管线地段均需进
21、行杂散电流的检测、评价,必要时按有关标准采用相应的防护措施。2.硫化氢应力开裂腐蚀问题:当天然气中硫化氢分压等于或大于0.0003MPa 时(酸性气体)易引起管道的硫化氢应力开裂的腐蚀问题。由于该管线输送的是处理后的气体,不属酸性气体,所以基本上不考虑相应的防护措施,即选择钢材不考虑抗硫化氢应力开裂腐蚀问题等。但仍应在管线进气点设置硫化氢在线检测装置,当硫化氢浓度有变化时,可自动报警,从而采取相应措施。,西气东输管道规划及其防腐措施,4具体案例分析雅克拉气田天然气西气东输管道腐蚀与检测评价1现场情况雅克拉天然气西气东输工程外输天然气管线2008年3月投产，管线起点为雅克拉集气站，终点为英买力阀
22、室，规格355.68.8，长度7.58，材质 415，外防腐蚀层采用加强级高温型3，设计压力10，设计输量10108，目前运行压力约6.4，日输量约100104，起 点 温 度 约 为 60，末 端 温 度 约45度。,西气东输管道规划及其防腐措施,2012年对该天然气管线（以下简称西气东输管线）进行了防腐蚀层检测与评价。探坑开挖发现，管线防腐蚀层已经出现连续的约 宽的裂口，用木棍沿管道径向、轴向敲击，多处会发出闷闷空鼓声，可判断聚乙烯层已与管道本体剥离。多处裂口聚乙烯层大面积脱落，露出钢管本体，管体表面锈迹斑斑，且阴保系统失效。年根据该管道外防腐蚀层破损实际情况，确定了石油沥青防腐蚀层修复方
23、案，并开展修复试验，目前修复工程仍处于实施中。年开挖修复防腐蚀层时，发现起点管道发生较严重腐蚀，目测最大腐蚀坑深目测约，为了进一步评价，又开挖了其他多个不同位置的典型管段进一步观察评价。,西气东输管道规划及其防腐措施,1号 2号,西气东输管道规划及其防腐措施,具体情祝。,3号 4号 5号,6号 7号 8号,西气东输管道规划及其防腐措施,2.1腐蚀特征分析管段腐蚀严重的号坑临近 位置（间隔之内）年修复治理过程仅发现该管段 破损，管道本体未发现明显的腐蚀；而腐蚀严重的号坑临近位置（间隔 之内）年开挖检查过程也仅发现该管段破损，管道本体未发现明显的腐蚀；另外在号坑与号坑之间的 位置年开挖检查过程曾发
24、现该管段存在相对较严重的腐蚀，但与近期号、号、号坑的腐蚀相比要轻微的多。,西气东输管道规划及其防腐措施,根据现场检测情况来看，见图、图，腐蚀呈现一定的规律：（）处于上游的号、号、号探测坑的管段腐蚀十分严重，呈大段连片状的严重腐蚀，腐蚀集中在管道 点方位，、点方位相对最严重，其中距离雅克拉集气处理站 的号探测坑检测管段腐蚀最为严重，腐蚀坑深 较为普遍，局部最大点蚀坑深，则该部位管道壁厚仅 左右；（）处于管道中下游的 号、号、号探测坑腐蚀相对较上游坑轻微，腐蚀主要沿裂纹发育，未形成大段连片，但局部腐蚀也较严重，腐蚀坑深 较为普遍，而绝大部分 层有裂纹未剥落，未剥落处基本无腐蚀；（）处于管道下游末端
25、号、号探测坑的管道腐蚀相对最轻，其层相对完整，裂纹数量较少，剥落程度不严重，在部分 裂纹附近发现小范围连片腐蚀，局部腐蚀坑深,西气东输管道规划及其防腐措施,3管道腐蚀因素及机理研究管道外防腐蚀层破裂后，周围土壤水份会沿着裂缝侵入到外壁与防腐蚀层的狭小空间形成水膜，而大气中氧与土壤为畅通环境，使得土壤中含有一定量的氧，此外本区土壤中含盐量较高。影响腐蚀的因素主要有土壤孔隙度、含氧量、含水率、电阻率、含盐量、等。3.1腐蚀影响因素分析（）土壤含水量 土壤中盐水为溶解氧与管道外壁的电化学反应的基本条件，当土壤中的含水量增加时，使得溶解氧含量增加、管道外壁与腐蚀介质接触更充分，可溶盐增大，土壤电阻率减
26、小，从而腐蚀加重、加快。通过对该地区土壤含水量检测，平均为，为较强腐蚀等级。,西气东输管道规划及其防腐措施,（）含盐量 土壤含盐量大小会影响土壤电导率，而土壤中氯离子会促进点腐蚀，硫酸根离子及碳酸氢根离子为结垢创造条件，进而造成管道外壁垢下腐蚀。土含盐量增加，会造成水中镁离子等阳离子浓度增大，使管道外壁与防腐蚀层间电化学溶液环境离子导电能力增强，加快腐蚀反应进程。通过对西气东输管道区域土壤取样分析含盐量，平均大于，腐蚀性强。另外对本区、与 等进行检测，含量较小，因此这类因素对土壤的腐蚀性影响较小。,西气东输管道规划及其防腐措施,（）土 壤 电 阻 率 本 区 电 阻 率 较 低，一 般小于，可
27、见土壤腐蚀性较强，因此防腐蚀层一旦破损，低电阻率的土壤会对管道造成较强腐蚀。根据前期埋地挂片腐蚀速率监测试验，材质的钢片经过埋地个月后，挂片腐蚀结垢严重，挂片表面布满点腐蚀坑，最大坑深，平均腐蚀速率为，为严重腐蚀，点蚀速率为，为极严重腐蚀。,西气东输管道规划及其防腐措施,（）溶解氧 管道外壁与防腐蚀层间的盐水溶液中含有一定量的溶解氧会极大地促进管壁腐蚀，随着溶解氧含量的增加，电化学反应速率增加，腐蚀加重，此外土壤孔隙会影响溶解氧含量。由于管道敷设填埋过程土壤未压实处理，其孔隙度较大，因此溶解氧的能力也较大，从现场大量腐蚀产物形貌来分析，腐蚀产物主要为铁的氧化物，所以氧腐蚀的影响占主导地位。综上
28、所述，本区土壤的腐蚀性主要受溶解氧、孔隙度、含盐量及含水控制。,西气东输管道规划及其防腐措施,3.2腐蚀原因分析通过对管道腐蚀部位形貌及腐蚀产物观察，主要表现为沿防腐蚀层破裂、剥落带分布，腐蚀产物呈现褐红色、棕黑色片状、薄层状，部分为六面体结晶，主要成分为铁的氧化物，局部含盐垢和泥土。当大气中氧（）与土壤水形成溶解氧，防腐蚀层破损造成管道外壁与防腐蚀层间形成水膜，含水土壤、水膜与管壁接触，溶解氧发生去极化反应，在管道内壁形成微小腐蚀坑（见下图）。本区土壤中水 为，其电化学腐蚀反应主要为：,西气东输管道规划及其防腐措施,管道前端处于含水较高土壤环境，运行温度较高，有利于腐蚀发展，而防腐蚀层破损十
29、分严重，为土壤腐蚀提供了有利条件，管体外壁在短时间内发生了较为严重的腐蚀；而管道后端处于温度低、土壤含水率低环境，溶解氧含量低、防腐蚀层破碎较轻，其腐蚀远较上游轻微。,西气东输管道规划及其防腐措施,4结论与建议（）管道腐蚀规律呈现出处于地势低洼的土壤。层潮湿环境的管段上游的号、号、号探测坑的管段腐蚀十分严重；处于管道中下游的号、号、号探测坑腐蚀相对较上游坑轻微；处于地势较高的沙土层管道下游末端号、号探测坑的管道腐蚀相对最轻。（）管道腐蚀主要影响因素为土壤含水及盐分、溶解氧，腐蚀产物主要为铁的氧化物，主要原因为外防腐蚀层破损后阴极保护失效状态下的含水土壤的溶解氧腐蚀。（）通过对管道进行安全风险评价及剩余寿命预测，管道上游 范围内管段不能满足安全生产运行，而部分季节性洪水覆盖管段仍处于高速腐蚀的强腐蚀环境，腐蚀隐患大。（）建议对该管道上游 范围再开挖检测验证，对腐蚀严重管段进行更换，对下游腐蚀轻微管道尽快修复，其中局部腐蚀严重部位须采用加强级修复工艺进行处理。,谢谢,
