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[摘 要]酸性介质设备管线腐蚀问题的存在使得大量的管道、构件以及阀门等损坏和报废，不但增加了运输成本，同时也增加了运输安全隐患。本文分析了酸性介质设备管线腐蚀的原因，并提出了几点有效的防腐措施。
[关键词]酸性介质；管线；防腐
中图分类号：TG457.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）31-0019-01
一、酸性介质设备管线腐蚀的原因
油气管线的管内含有油、气、水等介质，介质中的水在管道内壁生成一层亲水膜并形成原电池而发生电化学腐蚀，还有其他有害物质直接与金属作用引起化学腐蚀。管道内壁一般同时存在着上述两种腐蚀过程。特别是在管道弯头、低洼积水处、气液交界面等处，电化学腐蚀异常强烈，造成管壁大面积腐蚀减薄或形成一系列腐蚀深坑及沟槽。
（一）输油管线腐蚀
（1）原油中的水分
原油炼制之前，都会对其进行脱水处理，特别是原油中混入的水量过多时，很难除净。水本身并不会对设备产生腐蚀，但石油中有很多其他的腐蚀性物质是以水为溶剂的，通过在水中溶解，对设备造成腐蚀。
（2）原油中的盐类
刚开采出来的原油是一种成分很复杂的混合物，内部含有氯化镁、硫酸钠等盐类，尽管会进行脱盐处理，但是和脱水一样，毕竟无法完全消除，这些盐类本身并无腐蚀性，属中性盐，在水，高温，高压等条件下发生水解反应生成酸性氧化物腐蚀设备
（二）燃气管线腐蚀
在天然气关系案中无论是CO2还是H2S，他们能够发生腐蚀的前提都是在有水存在的情况下，否则他们的腐蚀作用都很微弱。在有水的情况下，无色无味的CO2和水发生反应，生成了碳酸，碳酸经过两次电离。电离出的碳酸根能夠和管道材质中的铁离子发生反应，生成碳酸铁，产生了腐蚀；H2S是一种淡黄色、有臭鸡蛋气味的有毒气体，它在有水的情况下，显弱酸性，具有腐蚀性，H2S经过两次电离产生的S2-与铁离子发生电化学反应生产FeS沉淀，腐蚀管道和设备。
二、酸性介质设备管线防腐措施
（一）材料选择
合理选材是一种复杂的技术，它既要考虑工艺条件及生产中可能发生的变化，又要考虑材料的结构、性质及其使用中可能出现的变化。
为防止硫化氢应力腐蚀，标准推荐在酸性介质中，管道的硬度极限为248HV500或者22HRC，同时控制好材料的碳当量、硬度、S和P的含量及纯净度等技术要求，对于提高材料的抗HIC、SSC性能有一定的作用。
针对高酸性气田集输系统，国内尚无完整的材料选择标准，主要管道的材料选择依据美国腐蚀工程师协会NACE MR0175/IS015156标准，选用合适的抗硫碳钢材料。镍基合金管材、A333抗运行。硫碳钢材质、L360CS、G3等材料在酸性气田集输工程中得到了广泛应用。根据不同部位介质参数选则不同的管材。在充分考虑经济性的同时，要满足天然气输送钢管选材中的强度、韧性、可焊性，尤其是针对含硫天然气输送管道可能出现的金属失重腐蚀、氢致开裂（HIC）和硫化物应力开裂（SSC）耐蚀性要求。
（二）管线工艺改进
控制管道内腐蚀最常用的方法是用有机、油溶性缓蚀剂。一般的，这些缓蚀剂为具极性的碳氢化合物，容易在管内壁形成保护膜。缓蚀剂的选择需要缓蚀剂厂家根据油品的性质进行选择。流速较低时，不足以使铁垢、赃物、杂质等保留在油品中，容易在管道低洼处沉积，加之水的存在，就会形成局部腐蚀电池，引起并加速腐蚀。油流的速度越快，其对积水的携带能力越强；油品流速越快，水膜的厚度减小也越明显，因此建议适当增大管输介质的流速。流速范围的下限值应使腐蚀性杂质悬浮在管输介质中，使管道内积存的腐蚀性杂质降至最少。由于在管段的内部腐蚀已经发生，夏季温度高时死油段受热膨胀容易引起压力升高，导致腐蚀加剧。建议适当降低运行压力，避免憋压、减缓腐蚀速度，从而使构件的服役寿命增加。
（三）优化介质
1、提纯天然气成分，减少水分含量
由腐蚀原理知道，管道腐蚀发生的一个必要条件是有水的存在，因此可对天然气进行干燥脱水，从源头杜绝腐蚀反应的发生。原料气首先在分离器中分离出游离的水，经计量后通过压空阀进入原料器压缩机吸入分离器，再次进一步进行水分分离后，进入原料器压缩机一段。原料气被原料气压缩机一段压缩后，空气冷却器中进行冷却，分离器中分离出冷凝液后进入压缩机二段压缩。从压缩机二段出来的原料气进入二段空气冷却器冷却。冷却后的原料气，一部分进入洗涤塔再到洗涤塔冷凝器，原料气在略高于水化物的温度下被冷降温；另一部分重组分级水被冷凝，冷凝液在洗涤塔收集器中与原料气分离，分离出来的气体进入分子筛干燥器脱水，脱水后的原料气进入压缩机三段。经过洗涤塔和塔顶收集器中分离出的液体，进入三相分离器进行油、气、水分离，分离出的气体返回到压缩机吸入分离器，轻烃由轻烃泵打回洗涤塔中作为塔顶回流，水依靠压力输送到含油污水罐，进而对天然气完成了三次油水分离及干燥处理，试验证明，经过分离干燥后的天然气与未处理的天然气比较，腐蚀发生率降低了40%，这也使天然气的脱水干燥成为最基本的防腐措施。
2、改善油品性质
进口原油中的腐蚀介质主要有盐、硫、氮、酸值及水等。一般情况下，含硫原油及高含硫原油的腐蚀性普遍高于一般的低硫原油，故应进行脱硫处理。因此，对于还未进入收油首站的油品，应首先取样分析判断输油站场输送的进口原油的油品性质，如果分析后证明进口原油与腐蚀性相关的参数含量超标，应该对油品进行处理，如脱盐处理、脱水处理、脱氮处理及脱硫处理等。
（四）防腐涂层
1、镀层与涂层
钢铁的镀层是利用电镀、喷镀、热度等技术在钢铁的表面镀一层金属而形成的。镀层分为阳极镀层和阴极镀层两种，镀层电位比基层金属的电位更负，属于阳极镀层，主要原理是牺牲阳极的阴极保护法。这种发法对金属表面不光滑的金属特别适用。另一种镀层电位比被镀层电位高的属于阴性镀层。这种镀层对被镀金属的要求较高，需要其完整，不然容易加快金属的腐蚀。
2、防腐绝缘保护层
将防腐蚀涂料均匀的涂于金属管道外表面，隔绝腐蚀电池的电路，以保护管道的腐蚀。这种方法一般用于大型埋地管道（输油管道、输气管道、钢管外壁等）
3、管道内涂层
由于输油管道的内壁腐蚀也是不容忽视的，因此在其内壁涂层是一种有效的方法。内壁涂层常用的涂料有：环氧树脂防腐漆、分权改性的环氧树脂漆、聚氨基甲酸酯防腐漆、环氧聚氨酯漆等。在这些防腐漆中一般还添加有特殊填料。
（五）阴极保护
为了实现阴极保护，我们可以采用外加电流和牺牲阳极等两种方法来实现目的。
1、外加电流法阴极保护
外加电流阴极保护的方法是通过外加直流电源以及辅助阳极，迫使电流从土壤中流向被保护金属，使被保护金属结构电位低于周围环境来实现的。外加电流阴极保护的原理，外加电流阴极保护主要应用于保护大型或处于高土壤电阻率土壤中的金属结构，例如：长输埋地管道，大型罐群等。
2、牺牲阳极的阴极保护
该方法是将电位更负的金属与被保护金属连接，并处于同一电解质中，使该金属上的电子转移到被保护金属上去，使整个被保护金属处于一个较负的相同的电位下。目前，电化学保护发出应用除海水或河道中钢铁设备的保护外，还应用于防止电缆、石油管道、地下设备和化工设备等的腐蚀。牺牲阳极埋设有立式和卧式两种，埋设位置分轴向和径向，其在管道的分布宜采用单支或集中成组两种方式。阳极与管道的距离，一般情况下阳极埋设位置应距管道3～5m，最小不宜小于0.3m，成组埋设时，阳极间距以2～3m为宜。
参考文献
[1]陈铁，马伯泉，白伟，周莉.吴起油田管线防腐治理可行性方案探讨[J].化工管理，2014年20期.
[2]张绍帅.油田集输管线防腐技术探析[J].中国化工贸易，2014年14期.
[关键词]酸性介质；管线；防腐
中图分类号：TG457.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）31-0019-01
一、酸性介质设备管线腐蚀的原因
油气管线的管内含有油、气、水等介质，介质中的水在管道内壁生成一层亲水膜并形成原电池而发生电化学腐蚀，还有其他有害物质直接与金属作用引起化学腐蚀。管道内壁一般同时存在着上述两种腐蚀过程。特别是在管道弯头、低洼积水处、气液交界面等处，电化学腐蚀异常强烈，造成管壁大面积腐蚀减薄或形成一系列腐蚀深坑及沟槽。
（一）输油管线腐蚀
（1）原油中的水分
原油炼制之前，都会对其进行脱水处理，特别是原油中混入的水量过多时，很难除净。水本身并不会对设备产生腐蚀，但石油中有很多其他的腐蚀性物质是以水为溶剂的，通过在水中溶解，对设备造成腐蚀。
（2）原油中的盐类
刚开采出来的原油是一种成分很复杂的混合物，内部含有氯化镁、硫酸钠等盐类，尽管会进行脱盐处理，但是和脱水一样，毕竟无法完全消除，这些盐类本身并无腐蚀性，属中性盐，在水，高温，高压等条件下发生水解反应生成酸性氧化物腐蚀设备
（二）燃气管线腐蚀
在天然气关系案中无论是CO2还是H2S，他们能够发生腐蚀的前提都是在有水存在的情况下，否则他们的腐蚀作用都很微弱。在有水的情况下，无色无味的CO2和水发生反应，生成了碳酸，碳酸经过两次电离。电离出的碳酸根能夠和管道材质中的铁离子发生反应，生成碳酸铁，产生了腐蚀；H2S是一种淡黄色、有臭鸡蛋气味的有毒气体，它在有水的情况下，显弱酸性，具有腐蚀性，H2S经过两次电离产生的S2-与铁离子发生电化学反应生产FeS沉淀，腐蚀管道和设备。
二、酸性介质设备管线防腐措施
（一）材料选择
合理选材是一种复杂的技术，它既要考虑工艺条件及生产中可能发生的变化，又要考虑材料的结构、性质及其使用中可能出现的变化。
为防止硫化氢应力腐蚀，标准推荐在酸性介质中，管道的硬度极限为248HV500或者22HRC，同时控制好材料的碳当量、硬度、S和P的含量及纯净度等技术要求，对于提高材料的抗HIC、SSC性能有一定的作用。
针对高酸性气田集输系统，国内尚无完整的材料选择标准，主要管道的材料选择依据美国腐蚀工程师协会NACE MR0175/IS015156标准，选用合适的抗硫碳钢材料。镍基合金管材、A333抗运行。硫碳钢材质、L360CS、G3等材料在酸性气田集输工程中得到了广泛应用。根据不同部位介质参数选则不同的管材。在充分考虑经济性的同时，要满足天然气输送钢管选材中的强度、韧性、可焊性，尤其是针对含硫天然气输送管道可能出现的金属失重腐蚀、氢致开裂（HIC）和硫化物应力开裂（SSC）耐蚀性要求。
（二）管线工艺改进
控制管道内腐蚀最常用的方法是用有机、油溶性缓蚀剂。一般的，这些缓蚀剂为具极性的碳氢化合物，容易在管内壁形成保护膜。缓蚀剂的选择需要缓蚀剂厂家根据油品的性质进行选择。流速较低时，不足以使铁垢、赃物、杂质等保留在油品中，容易在管道低洼处沉积，加之水的存在，就会形成局部腐蚀电池，引起并加速腐蚀。油流的速度越快，其对积水的携带能力越强；油品流速越快，水膜的厚度减小也越明显，因此建议适当增大管输介质的流速。流速范围的下限值应使腐蚀性杂质悬浮在管输介质中，使管道内积存的腐蚀性杂质降至最少。由于在管段的内部腐蚀已经发生，夏季温度高时死油段受热膨胀容易引起压力升高，导致腐蚀加剧。建议适当降低运行压力，避免憋压、减缓腐蚀速度，从而使构件的服役寿命增加。
（三）优化介质
1、提纯天然气成分，减少水分含量
由腐蚀原理知道，管道腐蚀发生的一个必要条件是有水的存在，因此可对天然气进行干燥脱水，从源头杜绝腐蚀反应的发生。原料气首先在分离器中分离出游离的水，经计量后通过压空阀进入原料器压缩机吸入分离器，再次进一步进行水分分离后，进入原料器压缩机一段。原料气被原料气压缩机一段压缩后，空气冷却器中进行冷却，分离器中分离出冷凝液后进入压缩机二段压缩。从压缩机二段出来的原料气进入二段空气冷却器冷却。冷却后的原料气，一部分进入洗涤塔再到洗涤塔冷凝器，原料气在略高于水化物的温度下被冷降温；另一部分重组分级水被冷凝，冷凝液在洗涤塔收集器中与原料气分离，分离出来的气体进入分子筛干燥器脱水，脱水后的原料气进入压缩机三段。经过洗涤塔和塔顶收集器中分离出的液体，进入三相分离器进行油、气、水分离，分离出的气体返回到压缩机吸入分离器，轻烃由轻烃泵打回洗涤塔中作为塔顶回流，水依靠压力输送到含油污水罐，进而对天然气完成了三次油水分离及干燥处理，试验证明，经过分离干燥后的天然气与未处理的天然气比较，腐蚀发生率降低了40%，这也使天然气的脱水干燥成为最基本的防腐措施。
2、改善油品性质
进口原油中的腐蚀介质主要有盐、硫、氮、酸值及水等。一般情况下，含硫原油及高含硫原油的腐蚀性普遍高于一般的低硫原油，故应进行脱硫处理。因此，对于还未进入收油首站的油品，应首先取样分析判断输油站场输送的进口原油的油品性质，如果分析后证明进口原油与腐蚀性相关的参数含量超标，应该对油品进行处理，如脱盐处理、脱水处理、脱氮处理及脱硫处理等。
（四）防腐涂层
1、镀层与涂层
钢铁的镀层是利用电镀、喷镀、热度等技术在钢铁的表面镀一层金属而形成的。镀层分为阳极镀层和阴极镀层两种，镀层电位比基层金属的电位更负，属于阳极镀层，主要原理是牺牲阳极的阴极保护法。这种发法对金属表面不光滑的金属特别适用。另一种镀层电位比被镀层电位高的属于阴性镀层。这种镀层对被镀金属的要求较高，需要其完整，不然容易加快金属的腐蚀。
2、防腐绝缘保护层
将防腐蚀涂料均匀的涂于金属管道外表面，隔绝腐蚀电池的电路，以保护管道的腐蚀。这种方法一般用于大型埋地管道（输油管道、输气管道、钢管外壁等）
3、管道内涂层
由于输油管道的内壁腐蚀也是不容忽视的，因此在其内壁涂层是一种有效的方法。内壁涂层常用的涂料有：环氧树脂防腐漆、分权改性的环氧树脂漆、聚氨基甲酸酯防腐漆、环氧聚氨酯漆等。在这些防腐漆中一般还添加有特殊填料。
（五）阴极保护
为了实现阴极保护，我们可以采用外加电流和牺牲阳极等两种方法来实现目的。
1、外加电流法阴极保护
外加电流阴极保护的方法是通过外加直流电源以及辅助阳极，迫使电流从土壤中流向被保护金属，使被保护金属结构电位低于周围环境来实现的。外加电流阴极保护的原理，外加电流阴极保护主要应用于保护大型或处于高土壤电阻率土壤中的金属结构，例如：长输埋地管道，大型罐群等。
2、牺牲阳极的阴极保护
该方法是将电位更负的金属与被保护金属连接，并处于同一电解质中，使该金属上的电子转移到被保护金属上去，使整个被保护金属处于一个较负的相同的电位下。目前，电化学保护发出应用除海水或河道中钢铁设备的保护外，还应用于防止电缆、石油管道、地下设备和化工设备等的腐蚀。牺牲阳极埋设有立式和卧式两种，埋设位置分轴向和径向，其在管道的分布宜采用单支或集中成组两种方式。阳极与管道的距离，一般情况下阳极埋设位置应距管道3～5m，最小不宜小于0.3m，成组埋设时，阳极间距以2～3m为宜。
参考文献
[1]陈铁，马伯泉，白伟，周莉.吴起油田管线防腐治理可行性方案探讨[J].化工管理，2014年20期.
[2]张绍帅.油田集输管线防腐技术探析[J].中国化工贸易，2014年14期.