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摘要：本文首先介绍了原油管线腐蚀的危害和金属原油管线发生腐蚀的机理，然后具体分析了原油管线的内外腐蚀原因，最后指出了原油管线腐蚀的预防措施。
关键词：原油管线；腐蚀原因；预防措施
中图分类号：B025文献标识码： A
当今能源问题已经是国家的战略问题，为了满足国内日益增加的能源消耗需求，我国不断加大对国外原油的进口。在这些进口原油中，来自中东、非洲等地的含硫原油占有很大比重。由于含硫原油中具有腐蚀性的硫成分含量较大，这些进口原油比国内原油具有更强的腐蚀性，对国内的输油管线破坏较大。另外，我国国内油田含硫原油产量也在逐年增加，因此，研究含硫原油对输油管线的腐蚀性意义凸显。
在含硫原油当中含有多重多样的腐蚀性物质，如溶解于原油的硫化氢、硫醇、硫、溶解氧、各种盐类、有机酸等。在诸多的腐蚀性物质里，硫及相关硫化物腐蚀性最强，是影响管线使用寿命的关键因素。
1原油管线腐蚀的危害
在石油工业中，管道运输是一种极其重要的油气运输方式，是石油工业的“命脉” 所在，但输油管线的腐蚀却始终困扰着石油工业。输油管线的腐蚀会大大缩短管线的使用寿命，同时因为管线腐蚀带来的间断生产也会降低管线的输送效率，增加了管线运行和维护的难度。管线腐蚀还可能造成管线爆裂而引发火灾和生产事故，始终威胁着一线工作人员的安全。管线腐蚀引发能源泄露，会对周边的水体或土壤环境造成严重污染，原油中含有一些具有毒性的物质和难以被生物降解的物质，因此，一些水域和耕地一旦被泄漏的原油所污染将很难加以治理恢复。我国的能源本来就很紧张，管道腐蚀引发的原油泄漏加剧了这一紧张局面。我国部分油田的地下管线在投入使用之后，有的不到三年就会出现大面积的穿孔，甚至直接报废，造成了巨大的经济损失。由于管线腐蚀给社会和企业都带来巨大的损失，因此，对油气管线的腐蚀现象进行针对性的研究，指导管线的设计、运行和检测已经刻不容缓。
2金属原油管线发生腐蚀的机理
当把金属放入电解质中后，其表面各点的电位是不同的，电位的高低取决于金属内部结构及外部环境。电位较低的为阳极、电位较高的为阴极，电子将离开阳极向阴极移动，而位于阳极区的金属原子由于失去电子而成为带正电的离子、进入电解质，与电解质中的负离子发生反应而生成腐蚀产物，金属发生腐蚀。在阴极区，由于存在多余的电子，金属不会发生腐蚀。金属发生腐蚀的四个必要条件：
（1）阳极：在电化学反应中失去电子，发生氧化反应的电极；
（2）阴极：在电化学反应中得到电子，发生还原反应的电极；
（3）电解液：含有离子的溶液，一般指土壤、水、潮气等；
（4）导体：电子迁移的途径（金属导体）。当这四个因素都存在时金属就会发生腐蚀，而除去任意一个因素，腐蚀就会停止。防腐层是将金属与电解液隔离，去掉电解质与金属接触而达到防腐目的。
3原油管线的内外腐蚀原因分析
3.1原油管线的外腐蚀
3.1.1土壤腐蚀性
由于土壤含盐、含水、孔隙度、pH值等因素的情况不同引起土壤腐蚀性的不同，是造成管道外壁腐蚀的重要原因之一。
3.1.2土壤的宏电池腐蚀
因土壤性质的差异(透气性、含盐量、pH值等的差异)形成的土壤宏腐蚀电池(例如：管线穿过不同性质土壤的交界处形成的宏腐蚀电池，新旧埋地管线连接处形成的宏腐蚀电池)对处于土壤湿度不同的管线，其管线的电位差可达0.3 V左右；对处于土壤透气性不同的管线，可形成较大的电位差，其宏腐蚀电池两极间的距离可达几公里。
3.1.3保温层破损
管线保温层破损处，泡沫夹克层进水，水进入泡沫内向侧延伸一定距离(距离的大小由地下水位的变化情况及泡沫的闭孔率决定)，进入保温层的水很难自行排除。由于季节和下雨等天气变化，引起地下水不断变化，使得泡沫层内的含水量也在不断变化，管线经常处于半干半湿的状态。此时，管线发生氧浓差电池腐蚀危险增加，这种腐蚀主要发生在管道的中下部，一般为局部坑蚀，对管线的威胁较大。
3.1.4防腐层质量较差，阴极保护不足
当因施工质量或老化等因素导致防腐层质量较差时，常常会降低阴极保护的效果(即阴极保护半径减少，耗电量增加)，从而使管道得不到完全保护。如果阴极保护系统不能正常运行，那么埋地管线就不能得到有效保护。因此，在阴极保护不足的部位的腐蚀仍有发生。
3.1.5杂散电流干扰腐蚀
由电气化铁路、两相一地输电线路、直流电焊机等引起的杂散电流腐蚀对埋地管线的影响是较大的。
3.1.6硫酸盐还原菌对腐蚀的促进作用
土壤中SO2-的存在为硫酸盐还原菌的生长提供了条件，60℃左右的输油温度也适合SRB的生存。从埋地管线现场土壤的一些采样点腐蚀产物分析发现，其中FeS含量高达76% 。
3.1.7温度影响
温度对腐蚀速度有很大影响。通常，温度每升高20 `C，腐蚀速度加快一倍。对油田生产实际情况分析发现，埋地高温单井管线、稠油管线及伴热管线的腐蚀发生率高于集油管线，而集油管线的腐蚀率高于常温输送管线。
图1 在淡水中 图2 在海水中
3.2原油管线的内腐蚀
原油管线的内腐蚀与原油含水率、含砂、产出水的性质、工艺流程、流速、温度等有密切关系。
3.2.1原油管线的管底部腐蚀
剖开管道后发现管道底部存在连续或间断的深浅不一的腐蚀坑。这些腐蚀坑上面，有的覆盖有腐蚀产物及垢，有的呈现金属基体光亮颜色，腐蚀形态为坑蚀或沟槽状。这种腐蚀的产生与管道内输送介质含水率有关，在含水率低于30%时，油与水能形成稳定的油包水型乳状液，即使伴生气中含CO2，因为管线接触的是油相，腐蚀很轻微。
另外，含水低时产出液中一般不含SRB，细菌腐蚀的可能性极小。含水率大于30%，出现游离水，此时管线内液体为“油包水+游离水”或“油包水+水包油”的乳状液。当含水率继续升高时，游离水的量可形成“水垫”，托起油包水乳状液。此时，管线底部为水，中部为油包水，上部为伴生气。管线的底部直接接触水，如果水中含有CO2， SRB或O2，管线底部的腐蚀就会更严重。
3.2.2输量不够的管线腐蚀
在管线设计规格过大、输液量小、含水率高、输送距离远的情况下，管线多出现腐蚀穿孔、使用周期缩短的间题。含水率超过70%，流速低于0.2-0.3 m/s时，流速越低，原油停留在管线的时间越长，腐蚀机会越大，腐蚀更为严重。此时，管线内的环境适合于SRB生长时，SRB可造成管线底部点蚀穿孔。
3.2.3油井出砂量大的区块的管线腐蚀：
油井出砂量大的区块腐蚀非常明显，在流速低的情况下，砂在重力作用下沉积于管线的底部。随着油气压力时大时小、时快时慢地脉动，采出液不停地冲刷管线的底部，形成冲刷腐蚀，从而加剧了管线的腐蚀穿孔。
3.2.4掺水工艺的集输管线腐蚀：
集输过程中掺入清水后，由溶解氧引起的腐蚀非常严重。一般情况下，集输管线污水中不含有溶解氧，在流程不密闭或因管线液量不够以及油井需掺水降粘时掺入含氧清水后，可能含有少量溶解氧。即使管线含有微量氧，腐蚀也是很严重的，氧腐蚀呈不均匀腐蚀。
3.2.5管线材质的影响：
管线的材质对腐蚀的影响也很大，螺旋焊缝钢管腐蚀一般比无缝钢管腐蚀严重，其原因是有的螺旋焊缝钢管含有超标的非金属杂物，如MnS等。
3.2.6未进行合理保护的影响：
管线内防腐层质量不好或根本未进行内涂敷的管线比合理采取内防腐层的管线腐蚀要严重得多。
3.2.7流速的影响：
腐蚀穿孔多发生在管线中、下游，这是因为管线中、下游层流趋势更明显。流速较慢时，细菌腐蚀、结垢或沉积物下的腐蚀更加突出，加快了腐蚀速度。
4原油管线腐蚀的预防措施
今后高含硫原油加工比例会愈来愈大，对原油长输管线的防腐会带来更大的挑战。为了保证原油长输管线的安全运行，应做好以下几个方面工作：
4.1加强施工质量管理，杜绝在初期施工时埋地管线的防腐层因人为因素而破损，减慢管线由外向里的微电池腐蚀。
4.2对原油管线采用玻璃钢防腐内衬，减慢管线由里向外的电化学腐蚀。
4.3对高含硫原油的输送采用专线专用，输送完后的管线用低硫原油进行置换。
4.4加强原油长输管线腐蚀的监测与控制，定期对管线外壁进行检查和测厚。
4.5采用牺牲阳极保护法。牺牲阳极保护具有对管道阴极保护系统干扰小，保护电流分布较均匀等优点；但其保护电流输出量不易调节，保护电流过大或消耗量难以确定的情况下使用时较为被动；與被保护体焊接连接点多，对被保护体防腐层破坏较多；应用受环境条件（如土壤性质）限制等不利条件。
4.6向输送介质(原油)中加入缓蚀剂以抑制管线内壁腐蚀。
5结语
由于受到埋藏土壤中腐蚀性物质的影响，管道在自然条件下必然会发生一定的腐蚀。金属发生腐蚀的机理是阳极区的金属原子由于失去电子而成为带正电的离子、金属发生腐蚀。在阴极区，由于存在多余的电子，金属不会发生腐蚀。管道腐蚀是管道与周围环境作用而引起的破坏。影响管道腐蚀的因素很多，它既与管道自身的因素有关，又与腐蚀环境相连。弄清影响腐蚀的主要因素，可以帮助我们去解决油田生产中的腐蚀问题，从而有效地采取防腐措施，做好管道防腐工作。
参考文献
[1]杨莜蘅.油气管道安全工程[J].北京：中国石化出版社，2005：
[2]茹慧灵.油气管道保护技术[M].北京：石油工业出版社，2008：
[3]涂小华，王修杰.石油工业中管道的腐蚀与防腐[J].江西化工，2006，1(4)：
关键词：原油管线；腐蚀原因；预防措施
中图分类号：B025文献标识码： A
当今能源问题已经是国家的战略问题，为了满足国内日益增加的能源消耗需求，我国不断加大对国外原油的进口。在这些进口原油中，来自中东、非洲等地的含硫原油占有很大比重。由于含硫原油中具有腐蚀性的硫成分含量较大，这些进口原油比国内原油具有更强的腐蚀性，对国内的输油管线破坏较大。另外，我国国内油田含硫原油产量也在逐年增加，因此，研究含硫原油对输油管线的腐蚀性意义凸显。
在含硫原油当中含有多重多样的腐蚀性物质，如溶解于原油的硫化氢、硫醇、硫、溶解氧、各种盐类、有机酸等。在诸多的腐蚀性物质里，硫及相关硫化物腐蚀性最强，是影响管线使用寿命的关键因素。
1原油管线腐蚀的危害
在石油工业中，管道运输是一种极其重要的油气运输方式，是石油工业的“命脉” 所在，但输油管线的腐蚀却始终困扰着石油工业。输油管线的腐蚀会大大缩短管线的使用寿命，同时因为管线腐蚀带来的间断生产也会降低管线的输送效率，增加了管线运行和维护的难度。管线腐蚀还可能造成管线爆裂而引发火灾和生产事故，始终威胁着一线工作人员的安全。管线腐蚀引发能源泄露，会对周边的水体或土壤环境造成严重污染，原油中含有一些具有毒性的物质和难以被生物降解的物质，因此，一些水域和耕地一旦被泄漏的原油所污染将很难加以治理恢复。我国的能源本来就很紧张，管道腐蚀引发的原油泄漏加剧了这一紧张局面。我国部分油田的地下管线在投入使用之后，有的不到三年就会出现大面积的穿孔，甚至直接报废，造成了巨大的经济损失。由于管线腐蚀给社会和企业都带来巨大的损失，因此，对油气管线的腐蚀现象进行针对性的研究，指导管线的设计、运行和检测已经刻不容缓。
2金属原油管线发生腐蚀的机理
当把金属放入电解质中后，其表面各点的电位是不同的，电位的高低取决于金属内部结构及外部环境。电位较低的为阳极、电位较高的为阴极，电子将离开阳极向阴极移动，而位于阳极区的金属原子由于失去电子而成为带正电的离子、进入电解质，与电解质中的负离子发生反应而生成腐蚀产物，金属发生腐蚀。在阴极区，由于存在多余的电子，金属不会发生腐蚀。金属发生腐蚀的四个必要条件：
（1）阳极：在电化学反应中失去电子，发生氧化反应的电极；
（2）阴极：在电化学反应中得到电子，发生还原反应的电极；
（3）电解液：含有离子的溶液，一般指土壤、水、潮气等；
（4）导体：电子迁移的途径（金属导体）。当这四个因素都存在时金属就会发生腐蚀，而除去任意一个因素，腐蚀就会停止。防腐层是将金属与电解液隔离，去掉电解质与金属接触而达到防腐目的。
3原油管线的内外腐蚀原因分析
3.1原油管线的外腐蚀
3.1.1土壤腐蚀性
由于土壤含盐、含水、孔隙度、pH值等因素的情况不同引起土壤腐蚀性的不同，是造成管道外壁腐蚀的重要原因之一。
3.1.2土壤的宏电池腐蚀
因土壤性质的差异(透气性、含盐量、pH值等的差异)形成的土壤宏腐蚀电池(例如：管线穿过不同性质土壤的交界处形成的宏腐蚀电池，新旧埋地管线连接处形成的宏腐蚀电池)对处于土壤湿度不同的管线，其管线的电位差可达0.3 V左右；对处于土壤透气性不同的管线，可形成较大的电位差，其宏腐蚀电池两极间的距离可达几公里。
3.1.3保温层破损
管线保温层破损处，泡沫夹克层进水，水进入泡沫内向侧延伸一定距离(距离的大小由地下水位的变化情况及泡沫的闭孔率决定)，进入保温层的水很难自行排除。由于季节和下雨等天气变化，引起地下水不断变化，使得泡沫层内的含水量也在不断变化，管线经常处于半干半湿的状态。此时，管线发生氧浓差电池腐蚀危险增加，这种腐蚀主要发生在管道的中下部，一般为局部坑蚀，对管线的威胁较大。
3.1.4防腐层质量较差，阴极保护不足
当因施工质量或老化等因素导致防腐层质量较差时，常常会降低阴极保护的效果(即阴极保护半径减少，耗电量增加)，从而使管道得不到完全保护。如果阴极保护系统不能正常运行，那么埋地管线就不能得到有效保护。因此，在阴极保护不足的部位的腐蚀仍有发生。
3.1.5杂散电流干扰腐蚀
由电气化铁路、两相一地输电线路、直流电焊机等引起的杂散电流腐蚀对埋地管线的影响是较大的。
3.1.6硫酸盐还原菌对腐蚀的促进作用
土壤中SO2-的存在为硫酸盐还原菌的生长提供了条件，60℃左右的输油温度也适合SRB的生存。从埋地管线现场土壤的一些采样点腐蚀产物分析发现，其中FeS含量高达76% 。
3.1.7温度影响
温度对腐蚀速度有很大影响。通常，温度每升高20 `C，腐蚀速度加快一倍。对油田生产实际情况分析发现，埋地高温单井管线、稠油管线及伴热管线的腐蚀发生率高于集油管线，而集油管线的腐蚀率高于常温输送管线。
图1 在淡水中 图2 在海水中
3.2原油管线的内腐蚀
原油管线的内腐蚀与原油含水率、含砂、产出水的性质、工艺流程、流速、温度等有密切关系。
3.2.1原油管线的管底部腐蚀
剖开管道后发现管道底部存在连续或间断的深浅不一的腐蚀坑。这些腐蚀坑上面，有的覆盖有腐蚀产物及垢，有的呈现金属基体光亮颜色，腐蚀形态为坑蚀或沟槽状。这种腐蚀的产生与管道内输送介质含水率有关，在含水率低于30%时，油与水能形成稳定的油包水型乳状液，即使伴生气中含CO2，因为管线接触的是油相，腐蚀很轻微。
另外，含水低时产出液中一般不含SRB，细菌腐蚀的可能性极小。含水率大于30%，出现游离水，此时管线内液体为“油包水+游离水”或“油包水+水包油”的乳状液。当含水率继续升高时，游离水的量可形成“水垫”，托起油包水乳状液。此时，管线底部为水，中部为油包水，上部为伴生气。管线的底部直接接触水，如果水中含有CO2， SRB或O2，管线底部的腐蚀就会更严重。
3.2.2输量不够的管线腐蚀
在管线设计规格过大、输液量小、含水率高、输送距离远的情况下，管线多出现腐蚀穿孔、使用周期缩短的间题。含水率超过70%，流速低于0.2-0.3 m/s时，流速越低，原油停留在管线的时间越长，腐蚀机会越大，腐蚀更为严重。此时，管线内的环境适合于SRB生长时，SRB可造成管线底部点蚀穿孔。
3.2.3油井出砂量大的区块的管线腐蚀：
油井出砂量大的区块腐蚀非常明显，在流速低的情况下，砂在重力作用下沉积于管线的底部。随着油气压力时大时小、时快时慢地脉动，采出液不停地冲刷管线的底部，形成冲刷腐蚀，从而加剧了管线的腐蚀穿孔。
3.2.4掺水工艺的集输管线腐蚀：
集输过程中掺入清水后，由溶解氧引起的腐蚀非常严重。一般情况下，集输管线污水中不含有溶解氧，在流程不密闭或因管线液量不够以及油井需掺水降粘时掺入含氧清水后，可能含有少量溶解氧。即使管线含有微量氧，腐蚀也是很严重的，氧腐蚀呈不均匀腐蚀。
3.2.5管线材质的影响：
管线的材质对腐蚀的影响也很大，螺旋焊缝钢管腐蚀一般比无缝钢管腐蚀严重，其原因是有的螺旋焊缝钢管含有超标的非金属杂物，如MnS等。
3.2.6未进行合理保护的影响：
管线内防腐层质量不好或根本未进行内涂敷的管线比合理采取内防腐层的管线腐蚀要严重得多。
3.2.7流速的影响：
腐蚀穿孔多发生在管线中、下游，这是因为管线中、下游层流趋势更明显。流速较慢时，细菌腐蚀、结垢或沉积物下的腐蚀更加突出，加快了腐蚀速度。
4原油管线腐蚀的预防措施
今后高含硫原油加工比例会愈来愈大，对原油长输管线的防腐会带来更大的挑战。为了保证原油长输管线的安全运行，应做好以下几个方面工作：
4.1加强施工质量管理，杜绝在初期施工时埋地管线的防腐层因人为因素而破损，减慢管线由外向里的微电池腐蚀。
4.2对原油管线采用玻璃钢防腐内衬，减慢管线由里向外的电化学腐蚀。
4.3对高含硫原油的输送采用专线专用，输送完后的管线用低硫原油进行置换。
4.4加强原油长输管线腐蚀的监测与控制，定期对管线外壁进行检查和测厚。
4.5采用牺牲阳极保护法。牺牲阳极保护具有对管道阴极保护系统干扰小，保护电流分布较均匀等优点；但其保护电流输出量不易调节，保护电流过大或消耗量难以确定的情况下使用时较为被动；與被保护体焊接连接点多，对被保护体防腐层破坏较多；应用受环境条件（如土壤性质）限制等不利条件。
4.6向输送介质(原油)中加入缓蚀剂以抑制管线内壁腐蚀。
5结语
由于受到埋藏土壤中腐蚀性物质的影响，管道在自然条件下必然会发生一定的腐蚀。金属发生腐蚀的机理是阳极区的金属原子由于失去电子而成为带正电的离子、金属发生腐蚀。在阴极区，由于存在多余的电子，金属不会发生腐蚀。管道腐蚀是管道与周围环境作用而引起的破坏。影响管道腐蚀的因素很多，它既与管道自身的因素有关，又与腐蚀环境相连。弄清影响腐蚀的主要因素，可以帮助我们去解决油田生产中的腐蚀问题，从而有效地采取防腐措施，做好管道防腐工作。
参考文献
[1]杨莜蘅.油气管道安全工程[J].北京：中国石化出版社，2005：
[2]茹慧灵.油气管道保护技术[M].北京：石油工业出版社，2008：
[3]涂小华，王修杰.石油工业中管道的腐蚀与防腐[J].江西化工，2006，1(4)：