李洪福 曾海偉 胡寧 李媛媛 程猛猛 趙凱華 馬曉鳳 王晨

1中國石油天然氣股份有限公司新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司

2中國石油建設(shè)項(xiàng)目勞動(dòng)安全衛(wèi)生預(yù)評(píng)價(jià)有限公司

3西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院

隨著世界對(duì)油氣資源日益增長(zhǎng)的需求，管道輸送已成為保障稠油資源運(yùn)輸?shù)闹匾h(huán)節(jié)[1]。由于稠油具有密度高、黏度大、流動(dòng)性較差等特點(diǎn)，大多采取加熱輸送的方式，其運(yùn)行溫度主要處于70～85 ℃之間，超稠油則高達(dá)90 ℃以上[2-3]。為了減少熱損失，管道外面包覆防腐保溫層。由于施工質(zhì)量不好或者施工過程中磕碰造成的損壞、服役時(shí)間過長(zhǎng)造成的老化等原因，致使防腐保溫層破損、進(jìn)水，管道隨之發(fā)生電化學(xué)腐蝕。就碳鋼管道而言，保溫層下腐蝕最具破壞性的溫度范圍為60～120 ℃[4]，稠油輸送管道處于腐蝕敏感溫度區(qū)間。研究表明[5]：埋地管道腐蝕最嚴(yán)重部位通常不在涂層破損處，而是距破損點(diǎn)一定距離處。埋地管道保溫層下腐蝕的高危害性已引起了國內(nèi)外的廣泛關(guān)注，如美國1985 年頒布了ASTM STP 880《美國材料月與試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)》；1998 年，NACE 出版了NACE RP0198—1998《保溫和防火材料下的腐蝕控制-系統(tǒng)方法》（2004 年修訂）；2007 年，ASTM 又頒布了G189-07《實(shí)驗(yàn)室模擬絕緣腐蝕狀態(tài)的標(biāo)準(zhǔn)指南》[6]。國內(nèi)外腐蝕從業(yè)者們從傳統(tǒng)的陰極保護(hù)技術(shù)、控制及改進(jìn)防腐保溫層質(zhì)量、改進(jìn)補(bǔ)口技術(shù)，阻斷水分進(jìn)入的通道、采用氣相緩蝕劑、采取有效的腐蝕監(jiān)（檢）測(cè)技術(shù)等方面改進(jìn)埋地保溫管道的腐蝕防護(hù)措施。

新疆油田稠油輸送管道運(yùn)行溫度較高，服役時(shí)間較長(zhǎng)。自2006 年以來，僅占原油管道總里程8.27%的埋地保溫稠油輸送管道穿孔89 次，占比高達(dá)60.5%，腐蝕狀況尤為突出，給油田的安全生產(chǎn)和環(huán)境保護(hù)帶來嚴(yán)重的威脅。在資料調(diào)研的基礎(chǔ)上，通過典型稠油輸送管道的外腐蝕分析，結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，明確埋地保溫稠油輸送管道的腐蝕原因，進(jìn)而提出相應(yīng)的防治措施，以指導(dǎo)在役管道的改進(jìn)及新建管道的設(shè)計(jì)，為新疆油田延長(zhǎng)埋地保溫稠油輸送管道的服役年限、保障管道的安全運(yùn)行提供技術(shù)支撐。

1 背景資料及取樣說明

新疆油田某Φ273 mm×6 mm 稠油輸送管道起點(diǎn)位于某稠油處理站，終點(diǎn)為煉油廠，高程差-14 m。該管線全長(zhǎng)28.839 km，設(shè)計(jì)輸量80×104t/a，設(shè)計(jì)壓力為6.4 MPa，材質(zhì)為T/S-52K 直縫鋼管（類似于16Mn），化學(xué)成分及拉伸性能見表1、表2，防腐層為兩道氯磺化聚乙烯，保溫層為40 mm 硬質(zhì)聚氨脂泡沫塑料，保護(hù)層為4 mm 高密度聚乙烯，全線采取外加電流陰極保護(hù)。該管線于1991 年投產(chǎn)使用，其出站溫度92 ℃，進(jìn)站溫度65 ℃。管道埋深-1.8 m，外部土壤溫度約為13.3 ℃，沿線大部分為戈壁灘，地勢(shì)較為平坦，末站附近約有3 km 管線穿過農(nóng)田，地下水位較高。

表1 管材化學(xué)成分Tab.1 Chemical composition of pipeline material

表2 管材拉伸性能Tab.2 Tensile properties of pipeline material

近年來，新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司對(duì)該管線多處中、重度腐蝕位置進(jìn)行維修或更換。本次分析管段取自20.598 km 處，補(bǔ)口兩側(cè)管段長(zhǎng)度分別為1 580 mm 和700 mm（圖1）；所取管段外部土壤成分及性質(zhì)詳見表3。

圖1 分析管段取樣示意圖Fig.1 Sampling schematic diagram for analysis section of pipeline

表3 土壤成分及性質(zhì)Tab.3 Composition and properties of soil

2 檢測(cè)分析

2.1 宏觀檢測(cè)分析

圖2 為所取稠油輸送管道的宏觀腐蝕形貌。由圖2 可見，機(jī)械去除補(bǔ)口套后，在搭接片處出現(xiàn)滲水痕跡（圖2d 中A 處）。由于該管線在補(bǔ)口設(shè)計(jì)上未安裝防水帽，當(dāng)補(bǔ)口位置發(fā)生滲漏時(shí)，土壤水介質(zhì)會(huì)沿管道軸向滲入，存在誘發(fā)整個(gè)滲水管段發(fā)生腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)。參照SY/T 0415—1996《埋地鋼質(zhì)管道硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》對(duì)防腐保溫層的結(jié)構(gòu)要求[7]：補(bǔ)口套與保護(hù)層搭接長(zhǎng)度≥50 mm，保護(hù)層厚度≥2.8 mm；保溫層厚度≥25 mm，偏差＜4 mm。經(jīng)檢測(cè)，該段管道補(bǔ)口套搭接長(zhǎng)度為56 mm，保護(hù)層厚度為3.86 mm，通過針刺法測(cè)量保溫層厚度，最厚點(diǎn)為38.28 mm，最薄點(diǎn)為37.34 mm，偏差～1 mm，保護(hù)層厚度、保溫層厚度和補(bǔ)口套搭接長(zhǎng)度均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。當(dāng)保溫層剝離后，管體及補(bǔ)口處防腐層存在明顯老化、破損現(xiàn)象，隨防護(hù)層剝離嚴(yán)重（圖2c 和圖2e 中的B處），防腐層總體厚度約為1 mm。

圖3 為去除腐蝕產(chǎn)物層（部分粘接防腐層）前后，管道表面的宏觀及局部腐蝕形貌。由圖3 可見，腐蝕主要集中在管道90°～270°（3～9 點(diǎn)鐘）位置。去除腐蝕產(chǎn)物后進(jìn)行腐蝕形貌觀察（圖3b），可看出在180°位置（6 點(diǎn)鐘，管道底部）點(diǎn)蝕最為嚴(yán)重。這主要因?yàn)楣艿赖撞拷橘|(zhì)中的氧含量要低于管道頂部，所以管道底部作為宏觀腐蝕電池的陽極區(qū)而發(fā)生腐蝕[8-9]。

2.2 微觀檢測(cè)分析

圖2 稠油輸送管道宏觀腐蝕形貌Fig.2 Macro corrosion morphology of heavy oil transmission pipeline

圖3 管道表面宏觀形貌Fig.3 Macro morphology of pipeline surface

圖4 腐蝕產(chǎn)物層微觀形貌及EDS 和XRD 分析Fig.4 Microscopic morphology，EDS，and XRD analysis of corrosion product layer

圖4 為管道表面腐蝕產(chǎn)物層掃描電子顯微鏡（SEM）的微觀形貌圖、腐蝕產(chǎn)物成分的能量色散X 射線光譜（EDS）和X 射線衍射光譜（XRD）分析結(jié)果。由圖4 可見，管道表面腐蝕產(chǎn)物相對(duì)致密；EDS 能譜分析結(jié)果表明，腐蝕產(chǎn)物主要含F(xiàn)e和O 等元素，結(jié)合X-射線衍射分析（XRD），腐蝕產(chǎn)物成分主要為Fe 的氧腐蝕產(chǎn)物——Fe3O4和FeO(OH)。圖5 為去除腐蝕產(chǎn)物層管道表面微觀形貌圖（距焊縫50 cm），同樣可以發(fā)現(xiàn)，管道中下部發(fā)生較為嚴(yán)重的局部腐蝕，點(diǎn)蝕主要集中在90°～270°位置。

圖5 去除腐蝕產(chǎn)物層管道表面微觀形貌（距焊縫50 cm）Fig.5 Microscopic morphology of the pipeline surface after the corrosion product scale removed (50 cm away from the weld)

2.3 剩余壁厚及點(diǎn)蝕深度測(cè)量

采用KKDMS-2 智能型超聲波測(cè)厚儀（精度0.01 mm），沿軸向每隔10 cm、圓周方向每隔45°進(jìn)行管道剩余壁厚測(cè)量（圖6a），圖6b 為管道剩余壁厚檢測(cè)結(jié)果?？梢钥闯?，管道最大壁厚偏差均在10%以內(nèi)（GB/T 8163—2018 標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的壁厚偏差為－10%～15%[10]，即圖中陰影區(qū)域范圍）。管壁減薄最嚴(yán)重的區(qū)域位于135°～180°，距焊縫約30 cm（距補(bǔ)口滲水處10 cm 左右），管壁最小剩余壁厚為4.54 mm。

利用點(diǎn)蝕深度測(cè)量?jī)x對(duì)管體表面點(diǎn)蝕深度進(jìn)行測(cè)量，圖7 為管體外表面點(diǎn)蝕深度測(cè)量結(jié)果（將所取管段沿0°展開）。由圖2 可見，點(diǎn)蝕多出現(xiàn)在補(bǔ)口處和補(bǔ)口左側(cè)，補(bǔ)口右側(cè)出現(xiàn)點(diǎn)蝕概率較低，因此認(rèn)為補(bǔ)口處和補(bǔ)口左側(cè)為點(diǎn)蝕密集區(qū)域，最大點(diǎn)蝕深度為2.51 mm，位于焊縫左側(cè)30 cm。

綜合分析管道剩余壁厚及點(diǎn)蝕深度測(cè)量結(jié)果，測(cè)試管段腐蝕最嚴(yán)重部位位于管道周向135°～180°，距補(bǔ)口滲水處10 cm。距焊縫85 cm，沿管道周向0°、90°、180°、270°分別取4 個(gè)全壁厚板狀拉伸試樣，測(cè)試其拉伸性能，結(jié)果見表4。從中可以看出，由于管道底部均勻腐蝕、點(diǎn)蝕最為嚴(yán)重，應(yīng)力集中較大，180°軸向拉伸強(qiáng)度下降最為明顯，斷后伸長(zhǎng)率僅為14.96%，明顯低于T/S-52 管材的塑性指標(biāo)要求（表2）。稠油輸送管道防腐保溫層下的腐蝕顯著降低了管道底部的力學(xué)性能。

表4 全壁厚板狀拉伸試樣測(cè)試數(shù)據(jù)Tab.4 Test data of full-wall plate tensile specimen

2.4 微生物檢測(cè)

參照SY/T 0532—2012《油田注入水細(xì)菌分析方法》標(biāo)準(zhǔn)和NACE TM0194—2004《石油天然氣系統(tǒng)中細(xì)菌滋生的現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)》標(biāo)準(zhǔn)，采用2 次重復(fù)絕跡稀釋法檢測(cè)防腐保溫層內(nèi)的微生物種類及含量。檢測(cè)結(jié)果表明，防腐保溫層內(nèi)含有較高數(shù)量的硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細(xì)菌（FB）和腐生菌（TGB），分別為1 100、250 和1 100。

圖6 管道剩余壁厚檢測(cè)結(jié)果Fig.6 Pipeline residual wall thickness detection results

圖7 管道點(diǎn)蝕深度測(cè)量結(jié)果Fig.7 Measurement results of pitting depth of pipeline

3 腐蝕原因分析

3.1 陰極保護(hù)電流屏蔽

在該管線20 km 處選點(diǎn)（補(bǔ)口位置）開挖，根據(jù)GB/T 21246—2016《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)參數(shù)測(cè)量方法》的規(guī)定，在防腐保溫層內(nèi)（保溫層內(nèi)部灌水，以模擬保溫層進(jìn)水后管道的腐蝕情況及進(jìn)行電位測(cè)量）、外各安裝1 支Cu/CuSO4參比電極（CSE），并將熱電偶安裝在防腐保溫層內(nèi)，然后密封、回填。圖8 為管道陰極保護(hù)電位測(cè)試結(jié)果。其中保溫層外CSE 電極所測(cè)電位為-1 065 mV(CSE)，保溫層內(nèi)CSE電極所測(cè)電位為-884 mV(CSE)（2018年該處測(cè)量的消除IR降陰極保護(hù)電位為-910 mV(CSE)，內(nèi)參比所測(cè)電位明顯高于外參比所測(cè)電位。斷電后，內(nèi)參比所測(cè)管道電位變化不大，而外參比所測(cè)管道電位顯著升高，并且斷電前后內(nèi)參比所測(cè)管道電位與室內(nèi)所測(cè)管道自腐蝕電位相差不大（現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試保溫層內(nèi)的介質(zhì)溫度為69 ℃）。由于該管線的防腐保溫復(fù)合結(jié)構(gòu)具有極高的電阻，產(chǎn)生較強(qiáng)的陰極保護(hù)電流屏蔽，從而使外加電流無法到達(dá)管道本體，因此施加陰極保護(hù)。上述腐蝕管段的檢測(cè)結(jié)果表明，壁厚減薄和點(diǎn)蝕最嚴(yán)重的區(qū)域位于距補(bǔ)口10 cm 處。在補(bǔ)口滲水處，因?yàn)殛帢O保護(hù)電流可由此進(jìn)入到達(dá)管道外壁進(jìn)行陰極保護(hù)，該處腐蝕相對(duì)輕微；但是，由于防腐保溫層對(duì)陰極保護(hù)電流具有屏蔽作用，在遠(yuǎn)離補(bǔ)口位置，陰極保護(hù)電流很小，無法對(duì)管道施加有效保護(hù)，腐蝕相對(duì)嚴(yán)重。關(guān)于防腐層剝離或防腐保溫層破損后管道的腐蝕，腐蝕最嚴(yán)重部位總是出現(xiàn)在距離破損點(diǎn)一定的距離處，這已經(jīng)得到國內(nèi)外研究人員的一致認(rèn)同[4，11]。

圖8 管道陰極保護(hù)電位測(cè)量結(jié)果Fig.8 Measurement results of cathodic protection potential of pipeline

3.2 最小陰極保護(hù)電位過高

圖9 為在模擬測(cè)試管段土壤溶液中（化學(xué)成分見表3），T/S-52K 鋼的極化曲線測(cè)試結(jié)果，擬合數(shù)據(jù)見表5。從中可以看出，在20 ℃、50 ℃和80 ℃條件下，T/S-52K鋼的自腐蝕電位分別為-0.798 V(CSE)、-0.843 V(CSE)和-0.846 V(CSE)。隨著溫度升高，自腐蝕電位明顯負(fù)移，對(duì)應(yīng)的自腐蝕電流密度也顯著增大，當(dāng)溫度為80 ℃時(shí)，T/S-52K 鋼的自腐蝕電流密度高達(dá)3.27×10-5A·cm-2。因此，溫度升高，鋼材腐蝕加速，管道所需外加陰極保護(hù)電流密度增大。

表5 T/S-52K 鋼的極化曲線擬合結(jié)果Tab.5 Fitting results of polarization curve for T/S-52K steel

圖9 模擬土壤溶液T/S-52K 鋼的極化曲線測(cè)量結(jié)果Fig.9 Measurement results of polarization curve for simulated soil solution T/S-52K steel

對(duì)于金屬的陰極保護(hù)，陰極保護(hù)準(zhǔn)則規(guī)定通常使用最小保護(hù)電位Ep[12]，在此電位下陰極極化時(shí)，金屬的腐蝕速率低到可以忽略不計(jì)，其規(guī)定的最大允許陽極電流密度Ia≤1×10-6A·cm-2（腐蝕速率≤0.01 mm/a）。而關(guān)于最小保護(hù)電位的確定，根據(jù)電化學(xué)動(dòng)力學(xué)理論，有學(xué)者已經(jīng)利用陽極Tafel 直線段反推法，成功獲得金屬在相應(yīng)介質(zhì)中的最小保護(hù)電位，并得到良好的工程驗(yàn)證[13-15]。由圖9 可以看出，在不同溫度的模擬土壤溶液中，T/S-52K 鋼的陽極極化曲線存在明顯活化控制的陽極活化區(qū)（Tafel 區(qū)），由此推導(dǎo)出其在20 ℃、50 ℃和80 ℃的最小保護(hù)電位分別為-0.859 V(CSE)、-0.959 V(CSE)和-1.001 V(CSE)。由于該管線服役時(shí)間較早，相關(guān)陰極保護(hù)標(biāo)準(zhǔn)（如GB/T 21448—2017《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)技術(shù)規(guī)范》及以前版本）制定的陰極保護(hù)電位準(zhǔn)則，即最小保護(hù)電位≤-850 mV(CSE)，在較低溫度（如20 ℃）輸送管道的陰極保護(hù)過程中可以適用；但當(dāng)溫度超過50 ℃，最小保護(hù)電位已經(jīng)降低到-0.959 V(CSE)以下，其制定的最小保護(hù)電位過高。因此，在高溫稠油管道運(yùn)行過程中（保溫層內(nèi)溫度可能高達(dá)80 ℃以上），管道自腐蝕電位較低，所需外加陰極保護(hù)電流密度較大，而設(shè)計(jì)的陰極保護(hù)電位過高，未對(duì)埋地保溫管道產(chǎn)生有效保護(hù)，也是導(dǎo)致該管線發(fā)生嚴(yán)重外腐蝕的主要原因。

3.3 服役時(shí)間過長(zhǎng)，管輸溫度過高

如前所述，該高溫稠油輸送管線防腐層材料采用氯磺化聚乙烯，其長(zhǎng)期使用的溫度范圍一般為-40～93 ℃[16]。而該管線的出站溫度高達(dá)92 ℃，已經(jīng)接近防腐層使用的溫度上限，并且該管線從1991年投入使用，已經(jīng)服役28 年，防腐層老化嚴(yán)重（圖2）。當(dāng)防護(hù)層破損、保溫層進(jìn)水后，由于稠油輸送管道管輸溫度過高，管道腐蝕加劇，就碳鋼和低合金鋼而言，保溫層或絕緣層下最具破壞性的腐蝕溫度范圍為60～120 ℃[4]，而該管線保溫層內(nèi)的管道溫度正處于腐蝕的敏感溫度區(qū)間（如該管線在20 km 末段的保溫層溫度為69 ℃）。

因此，由于陰極保護(hù)電流屏蔽，距離防護(hù)層破損點(diǎn)（或滲水點(diǎn)）一定距離的管道表面（防腐層漏點(diǎn)或老化處）會(huì)發(fā)生吸氧腐蝕。而防腐層老化剝離或破損誘發(fā)的氧濃差電池，以及腐蝕過程所導(dǎo)致閉塞效應(yīng)，則會(huì)加速遠(yuǎn)離防護(hù)層破損點(diǎn)管道表面發(fā)生腐蝕的嚴(yán)重程度，上述檢測(cè)結(jié)果也證實(shí)，分析管段嚴(yán)重腐蝕部位距離防護(hù)層破損點(diǎn)約10 cm，這主要由管道運(yùn)行溫度和滲入介質(zhì)的電阻率決定。

3.4 微生物腐蝕的協(xié)同促進(jìn)作用

上述檢測(cè)結(jié)果表明，防腐保溫層內(nèi)含有較高數(shù)量的SRB、FB 和TGB，無論是TGB，還是SRB，在特定的環(huán)境條件下，都會(huì)與析氧腐蝕（如TGB 在防護(hù)層破損處附近，含氧較高）以及析氫腐蝕（如SRB 在遠(yuǎn)離防護(hù)層破損處（含氧較低））產(chǎn)生明顯的協(xié)同作用，從而促進(jìn)高溫稠油輸送管道的腐蝕，尤其是局部腐蝕（點(diǎn)蝕）的發(fā)生。

4 防治措施

4.1 改進(jìn)補(bǔ)口設(shè)計(jì)及補(bǔ)口技術(shù)

腐蝕管段的宏觀檢測(cè)表明，在補(bǔ)口搭接片處出現(xiàn)滲水痕跡，并且在補(bǔ)口處未安裝防水帽，當(dāng)補(bǔ)口位置發(fā)生滲漏時(shí)，導(dǎo)致土壤水介質(zhì)沿管道軸向滲入是造成管體腐蝕的主要原因。因此，改進(jìn)補(bǔ)口設(shè)計(jì)（如添加防水帽）及補(bǔ)口技術(shù)（如改善搭接片的連接工藝）對(duì)預(yù)防稠油輸送管線的腐蝕具有重大作用。

4.2 合理選擇防腐層材料

埋地管道通常采用陰極保護(hù)+涂層的聯(lián)合保護(hù)方式，涂層絕大多數(shù)采用有機(jī)涂層。氯磺化聚乙烯由于具有優(yōu)異的耐候性、難燃性和耐腐蝕性等，被廣泛用于油氣輸送管道和儲(chǔ)罐的防腐涂料[17]。但其長(zhǎng)期使用的溫度范圍為-40 ℃～93 ℃，并且在較高溫度環(huán)境中耐濕熱老化性能較差。研究表明，常用的氯磺化聚乙烯涂層在年平均30.3 ℃的運(yùn)行溫度條件下，使用壽命不超過20 年[18]。而目前新疆油田稠油輸送管道的管輸溫度普遍在60 ℃以上，這將會(huì)加速氯磺化聚乙烯涂層的老化過程，使用壽命大大降低。環(huán)氧酚醛涂料防腐蝕性能優(yōu)異，易于施工和維修，其最高適用溫度可高達(dá)150 ℃，耐濕熱老化性能強(qiáng)，可以作為高溫稠油輸送管道的防腐層材料。

4.3 改進(jìn)陰極保護(hù)技術(shù)

4.3.1 選擇合適的陰極保護(hù)方式

高溫稠油輸送管道的防腐保溫復(fù)合結(jié)構(gòu)具有極強(qiáng)的陰極保護(hù)電流屏蔽作用，從而使目前外加電流的陰極保護(hù)技術(shù)無法實(shí)施有效保護(hù)。關(guān)于埋地保溫管道陰極保護(hù)技術(shù)的改進(jìn)措施主要有三種方式：

（1）采用固體電解質(zhì)以實(shí)現(xiàn)外加電流陰極保護(hù)[7]。但該方法施工、維修程序復(fù)雜，成本高，在長(zhǎng)距離管線上的適用性較差，僅適用于小距離管段的腐蝕防護(hù)（如穿越管線套管內(nèi)的管道防護(hù)）。

（2）噴涂犧牲陽極涂層。目前，對(duì)于埋地高溫輸送管道，可使用的比較經(jīng)濟(jì)的犧牲陽極涂層主要為熱噴鋁涂層（TSA）及冷噴鋁涂層（CSA）[19]，但涂層質(zhì)量難以控制，使用壽命較短、價(jià)格較高，并且其與有機(jī)涂層聯(lián)合使用時(shí)（作用原理類似于犧牲陽極+涂層的聯(lián)合保護(hù)措施），由于涂層下局部析H2，容易導(dǎo)致有機(jī)涂層鼓泡、開裂。

（3）直接將犧牲陽極安裝在保溫層內(nèi)。可對(duì)進(jìn)水后的保溫管線進(jìn)行陰極保護(hù)，適合于安裝在保溫層內(nèi)的犧牲陽極包括帶狀陽極和片狀陽極。帶狀陽極可沿管線軸向鋪設(shè)，保護(hù)距離長(zhǎng)，但其會(huì)對(duì)防腐保溫管道的制造工藝、安裝和維修過程產(chǎn)生嚴(yán)重影響；基于油井套管手鐲式犧牲陽極保護(hù)實(shí)施方式的啟發(fā)，新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司研發(fā)了瓦片式鋁合金犧牲陽極，在埋地保溫管道維修過程中，將其安裝在補(bǔ)口位置，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果良好，該技術(shù)已經(jīng)在新疆油田部分稠油輸送管道上推廣使用（圖10）。

圖10 瓦片式鋁合金犧牲陽極的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用Fig.10 Field application of tiled aluminum alloy sacrificial anode

4.3.2 制定適用于高溫稠油輸送管道的陰極保護(hù)準(zhǔn)則

目前，相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的陰極保護(hù)準(zhǔn)則[10]，對(duì)于高溫稠油、超稠油埋地保溫管道（如溫度高于60 ℃），還沒有準(zhǔn)確的最小保護(hù)電位參照依據(jù)，并且其不推薦使用100 mV 的極化電位差準(zhǔn)則。鑒于溫度升高后碳鋼和低合金鋼埋地管道腐蝕加速，最小保護(hù)電位顯著負(fù)移這一特點(diǎn)，依據(jù)金屬腐蝕電化學(xué)熱力學(xué)和動(dòng)力學(xué)理論，結(jié)合室內(nèi)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證，應(yīng)盡快制定出適用于高溫稠油輸送管道的陰極保護(hù)準(zhǔn)則，如最小電位準(zhǔn)則或極化電位差準(zhǔn)則，以充分發(fā)揮陰極保護(hù)的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，保障高溫稠油輸送管道安全運(yùn)行。

4.4 選擇合理的防腐層、管體狀態(tài)監(jiān)（檢）測(cè)技術(shù)

選擇合理的監(jiān)測(cè)和檢測(cè)技術(shù)是避免高溫稠油輸送管道發(fā)生腐蝕失效的重要手段。防腐層是保溫層進(jìn)水后，防止管道腐蝕的第一道防線。目前，國內(nèi)外對(duì)埋地管道防腐保溫層狀況的檢測(cè)，廣泛應(yīng)用PCM 法（交流電流衰減法）和DCVG 法（直流電位梯度法），其均為依靠檢測(cè)漏點(diǎn)產(chǎn)生的信號(hào)強(qiáng)度，判斷防腐層質(zhì)量。但對(duì)于保溫管道，由于其結(jié)構(gòu)特性，同樣會(huì)對(duì)檢測(cè)電流產(chǎn)生屏蔽作用，檢測(cè)結(jié)果主要反映防護(hù)層破損狀況，無法準(zhǔn)確判定防腐層真實(shí)質(zhì)量的優(yōu)劣。

一些經(jīng)過驗(yàn)證的無損檢測(cè)技術(shù)，如遠(yuǎn)程超聲導(dǎo)波技術(shù)（UT）、X 射線輪廓測(cè)量技術(shù)、計(jì)算機(jī)X 線成像技術(shù)（CR）以及脈沖渦流檢測(cè)技術(shù)（PEC）等[16，20]，常用來檢測(cè)或監(jiān)測(cè)埋地保溫管道的腐蝕狀況。但是，不同的檢測(cè)方法具有不同的優(yōu)缺點(diǎn)，目前，僅有X 射線輪廓測(cè)量技術(shù)和UT 技術(shù)具有一定的工程應(yīng)用價(jià)值，但X 射線輪廓測(cè)量技術(shù)的輻射源對(duì)人身健康有很大影響，檢測(cè)效率低、工作量大；UT 技術(shù)（主要應(yīng)用于地面管道）的檢測(cè)信號(hào)衰減嚴(yán)重，檢測(cè)距離短，易受管道埋深、管網(wǎng)結(jié)構(gòu)以及其他設(shè)備的影響，檢測(cè)結(jié)果與管道實(shí)際腐蝕狀況差別較大，難以推廣應(yīng)用。

新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司利用高清晰漏磁內(nèi)檢測(cè)器，結(jié)合保溫層腐蝕預(yù)警系統(tǒng)（保溫層進(jìn)水后，兩種不同的金屬片會(huì)產(chǎn)生電位差），對(duì)高溫稠油輸送管道外腐蝕狀況進(jìn)行監(jiān)測(cè)和驗(yàn)證，效果顯著，從而在最大程度上避免或減緩了保溫層下的腐蝕對(duì)高溫稠油輸送管道運(yùn)行所帶來的危害。

4.5 采用緩蝕劑防腐技術(shù)

緩蝕劑防腐技術(shù)可以作為埋地保溫管道的備用保護(hù)方法，目前，國內(nèi)外較常采用氣相緩蝕劑保護(hù)方法。氣相緩蝕劑是一種揮發(fā)性化合物，其可在金屬界面形成穩(wěn)定的鍵，防止腐蝕介質(zhì)滲透到金屬表面，但其加注方式較為復(fù)雜，如需要重力供給系統(tǒng)或便攜式噴射泵。對(duì)于高溫稠油輸送管道，添加固體緩蝕劑是最為有效的緩蝕劑防腐技術(shù)，在防腐保溫管道施工或維修過程中，將固體緩蝕劑投加在補(bǔ)口位置，一旦防腐保溫層進(jìn)水，固體緩蝕劑中快速釋放組元很快釋放出足夠量的緩蝕劑，對(duì)管道實(shí)施短期有效保護(hù)；而固體緩蝕劑中的慢速釋放組元在整個(gè)維修周期內(nèi)可以緩慢不間斷釋放少量緩蝕劑，以達(dá)到長(zhǎng)期保護(hù)目的。室內(nèi)模擬新疆油田某稠油輸送管道腐蝕環(huán)境，試驗(yàn)溫度80 ℃，固體緩蝕劑添加5 000 mg/L 時(shí)，緩蝕率達(dá)到73%，腐蝕速率降低到0.074 8 mm/a，表現(xiàn)出了良好的緩蝕性能。緩蝕劑的針對(duì)性較強(qiáng)，因此在現(xiàn)場(chǎng)使用時(shí)，還需進(jìn)行進(jìn)一步的相關(guān)評(píng)價(jià)工作。

5 結(jié)論

（1）新疆油田某稠油輸送管道檢測(cè)管段在補(bǔ)口位置未安裝防水帽，搭接片處出現(xiàn)明顯滲水痕跡，土壤水介質(zhì)沿管道滲入導(dǎo)致整個(gè)滲水管段的中下部發(fā)生較為嚴(yán)重的腐蝕。

（2）腐蝕最嚴(yán)重部位位于管道周向135°～180°，距補(bǔ)口滲水處10 cm；管道最小剩余壁厚為4.54 mm，最大點(diǎn)蝕深度為2.51 mm，管道底部力學(xué)性能顯著降低。

（3）陰極保護(hù)電流屏蔽、最小陰極保護(hù)電位過高，以及管道服役時(shí)間過長(zhǎng)、管輸溫度高是導(dǎo)致該稠油輸送管道發(fā)生腐蝕的主要原因。

（4）從陰極保護(hù)實(shí)施方式和準(zhǔn)則、防腐層材料選擇、緩蝕劑防腐技術(shù)等方面提出了相應(yīng)防治措施。