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油气集输管道在海洋环境中的腐蚀与防护

文档作者：鞠虹，王君，唐晓，王丽飞文档来源：中国油大学(华东)机电工程学院		点击数：	更新时间： 2024年06月30日
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第39卷第5期
2Ol0年9月
石油化工设备
PETR()-CHEM ICAI EQUIPMENT
Vo1．39 NO．5
Sept．2010
，‘-卜” ” ” ” 一 ”、
i技术综述i
+ ．．+ ．．+ ．．+ ．．+ ．．+ ．
文章编号：1000—7466(2010)05—0041 08
油气集 输管道在海洋环境中的腐蚀与防护
鞠 虹，王 君，唐 晓，王丽飞
(中国 油大学(华东)机电工程学院，山东东营257061)
摘要：对油气集输管道在海洋环境中存在的内、外腐蚀的机理及其影响因素进行了分析，在此基础
上对海洋环境中油气集输管道的用材、防腐涂层的使用以及目前腐蚀防护措施存在的问题进行了
探讨。
关键词：油气管道；海洋；腐蚀；防护
中图分类号：TE 988．2；TE 980．45 文献标志码：A
Corrosion and Preventive M easures Research of Oil and Gas Gathering and
Transp0rtati0n Pipelines in Ocean Environm ent
JU Hong， W ANG Jun， TANG Xiao， W ANG Li—fei
(College of M achinery and Electronic Engineering，China U niversity of
Petroleum ，Dongying 257061，China)
Abstract：The internal or external corrosion mechanism and influential factors of oil and gas
gathering and transportation pipelines in ocean environm ent are analyzed． On the basis of these
analyses，the pipe’S corrosion protection m easurements were discussed．Some basis for the corro—
sion prevention of oil and gas gathering and transportation pipelines could be provided． And it
could also have a certain practical significance for ensuring smooth progress of anti—corrosion
work．
Key words： oil and gas pipeline；ocean；corrosion；prevention
l958年，我国建成克拉玛依至独山子的输油管
道，拉开了管道建设的序幕[1 j。此后，全国各地相继
建成了数万公里的陆上原油管道和干线输气管道、
数千公里的成品油管道及海底油气输送管道，形成
了一个庞大的管道运输网uj。目前，我国石油、天然
气资源的输送主要依靠管道来实现，管材一般为钢
制螺旋焊管。由于管道穿越的地段地形复杂，所处
环境不仅在空间上不同，而且还会随时间的变化遭
受各种介质的侵蚀。架空管道易受大气腐蚀，土壤
或水中的管道则要遭受土壤腐蚀、细菌腐蚀和杂散
电流腐蚀。根据文献[2-4]，近1O年来，这些管道
的泄漏事故中有28 是由于腐蚀穿孔造成的。管
道的腐蚀不仅会造成因穿孔而引起的油、气跑漏损
失以及由于维修所带来的材料和人力的浪费，而且
还可能因腐蚀穿孔引起火灾。
近几十年来，随着我国海上油(气)田的不断开
发和海洋石油工业的发展，海上采油平台、浮式生产
设施(FPSO)及海底管道也在不断增加。海底输油
收稿日期：2O1O—O5—17
基金项目： 山东省自然科学基金(ZR2OOgBQ016)
作者简介：鞠虹(1980)，女，山东青岛人，讲师，博士，主要从事金属腐蚀与防护研究。
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· 42 · 石油化工设备 2O1O年第39卷
(气)管道已成为海上油(气)田开发生产系统的主要
组成部分，成为连续输送大量油(气)最快捷、最安全
和经济可靠的运输方式，是广泛应用于海洋石油工
业的一种有效运输手段。通过海底管道不仅能把海
上油(气)田的生产集输和储运系统联系起来，而且
可以使海上油(气)田和陆上石油工业系统联系起
来。但是，这些大规模的海底油气运输管道，必然会
受到海洋环境的腐蚀侵害。因此，研究油气集输管
道在海洋及滩涂环境中的腐蚀行为与防护技术，对
采取有效的防腐措施，预防开发设施遭受意外破坏，
具有十分重要的现实意义。
l 海洋环境对油气集输管道的腐蚀及其影
响因素
1．1 外环境腐蚀类型及影响因素
1．1．1 腐蚀类型
(1)电偶腐蚀海水是一种极好的电解质，电阻
率较小。因此，在海水中不仅有微观腐蚀电池的作
用，还有宏观腐蚀电池的作用。在海水中由于2种
金属接触引起的电偶腐蚀有重要破坏作用。大多数
金属或合金在海水中的电极电位不是一个恒定的数
值，而是随着水中溶解氧含量、海水的流速、温度以
及金属的结构与表面状态等多种因素的变化而变
化。在海水中，不同金属之间的接触，将导致电位较
低的金属腐蚀加速，而电位较高的金属腐蚀速度将
降低。海水的流动速度和阴、阳极电极面积的大小
都是影响电偶腐蚀的因素。
(2)缝隙腐蚀 管道金属部件在电解质溶液中，
由于金属与金属或金属与非金属之问形成的缝隙，
其宽度足以使介质进入缝隙而又处于停滞状态。若
缝隙内滞留的海水中的氧为弥合钝化膜中的新裂口
而消耗的速度大于新鲜氧从外面扩散进上的速度，
则在缝隙下面就有发生快速腐蚀之趋势。腐蚀的驱
动力来自氧浓差电池，缝隙外侧与含氧海水接触的
面积起阴极作用。因为缝隙下阳极的面积很小，故
电流密度或局部腐蚀速率可能是极高的。这种电池
一旦形成就很难加以控制。缝隙腐蚀通常在全浸条
件下或者在飞溅区最严重。在海洋大气中也发现有
缝隙腐蚀。凡属需要充足的氧气不断弥合氧化膜的
破裂从而保持钝性的那些金属，在海水巾都有对缝
隙腐蚀敏感的倾向。
(3)点蚀海水环境中大量C 的存在可能会
对管道金属表面形成点蚀。
(4)冲击腐蚀 在涡流清况下，常有空气泡卷入
海水中，夹带气泡且快速流动的海水冲击金属表面
时，保护膜可能被破坏，金属便可能产生局部腐蚀。
(5)空泡腐蚀在海水温度下，如果周围的压力
低于海水的蒸汽压，海水就会沸腾，产生蒸汽泡。这
些蒸汽泡破裂，反复冲击金属表面，使其受到局部破
坏。金属碎片掉落后，新的活化金属便暴露在腐蚀
性的海水中，所以海水中的空泡腐蚀造成的金属损
失既有机械损伤又有海水腐蚀。
1．1．2 影响因素
海水腐蚀是金属在海水环境中遭受腐蚀而失效
破坏的现象。海水是丰富的天然电解质，海水中几
乎含有地球上所有化学元素的化合物，成分非常复
杂。除了含有大量盐类外，海水中还含有溶解氧、海
洋生物和腐败的有机物，这些都为发生腐蚀创造了
良好的条件。此外，海水的温度、流速以及pH值等
因素都对海水腐蚀有很大的影响 J。
(1)含盐量海水区别于其他腐蚀环境的一个
显著特征是含盐量大。世界性的大洋中，水的成分
和含盐量是相对恒定的，而内海的含盐量区别较大，
因地区条件的不同而异。水中含盐量直接影响到水
的导电率和含氧量，因此必然对腐蚀产生影响。随
着水中含氧量的增加，水的导电率增加而含氧量降
低，所以在某一含氧量时将存在一个腐蚀速度的最
大值，而海水的含盐量刚好接近腐蚀速度最大值所
对应的含盐量。
(2)溶解氧海水中的溶解氧是海水腐蚀的重
要因素，因为绝大多数金属在海水中的腐蚀受氧去
极化作用控制。海水表面始终与大气接触，而且接
触面积非常大，海水还不断受到波浪的搅拌作用并
有剧烈的自然对流，所以，通常海水中含氧量较高。
可以认为，海水的表层已被氧饱和。随着海水中盐
浓度的增大和温度的升高，海水中溶解的氧量将下
降。自海平面至海平面以下80 m，含氧量逐渐减少
并达到最低值。这是因为海洋动物要消耗氧气，从
海水上层下降的动物尸体发生分解时也要消耗氧
气。然而，通过对流形式补充的氧不足以抵消消耗
了的氧，所以出现了缺氧层。从海平面以下80 rn
至海平面以下100 rn，溶解氧量又开始上升，并接近
海水表层的氧浓度。这是深海海水温度较低、压力
较高的缘故。
(3)温度 海水温度随纬度、季节和海水深度的
不同而发生变化。愈靠近赤道(即纬度愈小)，海水
的温度越高，金属腐蚀速率愈大。而海水越深、温度
越低，则腐蚀速度愈小。海水温度每升高10℃ ，化
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第5期 鞠虹，等：油气集输管道在海洋环境中的腐蚀与防护
学反应速度提高大约14 ，海水中的金属腐蚀速率
将增大1倍。但是，温度升高后氧在海水中的溶解
度下降，温度每升高1O ℃ ，氧的溶解度约降低
20 ，可使金属腐蚀速率减小。此外，温度变化还给
海水的生物活性和石灰质水垢沉积层带来影响。由
于温度的季节性变化，铁、铜及其多种合金在炎热的
季节里腐蚀速度较大。
(4)pH值海水的pH值在7．2～8．6，接近中
性。海水深度增加，pH值逐渐降低。海水的pH值
因光合作用而稍有变化。白天，植物消耗CO。，影响
pH值。海面处，海水中的CO。同大气中的Co 互
换，从而改变CO 含量。海水pH值远没有含氧量
对腐蚀速度的影响大。海水中的pH值主要影响钙
质水垢沉积，从而影响到海水的腐蚀性。尽管海水
pH值随海水深度的增加而减小，但由于表层海水
含氧量高，所以表层海水对钢的腐蚀性大。
(5)流速许多金属发生腐蚀时与海水流速有
着较大关系，尤其是铁、铜等常用金属存在一个临界
流速，超过此流速时金属腐蚀明显加快，促使溶解氧
扩散到金属表面。所以，流速增大后氧的去极化作
用加强，使金属腐蚀速度加快。但钝态金属在高速
海水中更能抗腐蚀。浸泡在海水中的钢桩，其各部
位的腐蚀速度是不同的。水线附近，特别是在水面
以上0．3～1．0 m 的地方由于受到海浪的冲击，供
氧特别充分而腐蚀产物不断被带走，因此该处的腐
蚀速度要比全浸部位大3～4倍。
(6)海洋生物微生物的生理作用会产生氨、二
氧化碳、硫化氢等，这些产物都能使腐蚀加速。海底
泥区，由于氧气缺乏、电阻率较大等原因，腐蚀速率
一般是各种环境中最小的。但对有污染物质和大量
有机物沉积的软泥区，由于微生物存在、硫酸盐还原
菌繁殖等原因，其腐蚀量也可达到海水的2～3倍。
1．2 内环境对油气集输管道的腐蚀
1．2．1 C()，腐蚀
C() 常作为油田伴生气或天然气的组分之一
存在于油气中，采用C() 混相驱技术提高原油采收
率，也会将CO 带入原油的生产系统。因此，油气
工业中广泛存在着CO 及其腐蚀的问题。油气采
输系统中管道和设备的CO。腐蚀时有发生。
C() 溶于水对钢铁有极强的腐蚀性，在同样的
pH值条件下，因CO 摩尔浓度比盐酸高，因此它对
钢铁的腐蚀比盐酸严重，低碳钢的腐蚀速率可达3
～ 6 mm／a，有的甚至达7 mm／a，其中CO 在管道
内腐蚀占的比例较大。CO 的存在，能促使污垢和
腐蚀产物在管道内壁沉积，使管道内壁粗糙度增大，
表现为结蜡、结沥青和气泡等问题，造成能量的额外
消耗。
根据文献[6]，我国东部9个油田各类管道腐蚀
穿孔每年达2万次，更换管道数量达400 km，每年
每台容器腐蚀平均穿孔率为0．14次，平均更新率为
1 ～7o ，每年因腐蚀造成的经济损失约2亿元，
其中管道内腐蚀主要是CO 腐蚀。例如，华北油田
自l984—04开采到】985—07，就有3口高产井因油管
和套管受CO 腐蚀而报废，直接经济损失上万元。
渤海油田渤中13 11井的套管内侧在水蒸气冷凝形
成水膜并有CO 存在时，发生了严重的腐蚀破裂。
此外，CO 对抽油杆和四通等部件严重的局部腐蚀
也屡见报道。1971—05，威成管道越溪段由于脱硫净
化气中的CO 及残留硫化氢的腐蚀破坏引起爆炸
燃烧，直接经济损失7 000万元，间接经济损失数倍
于此数。
1．2．2 H2 S腐蚀
管道输送介质为油、气、水多相介质，H。S是其
中含有的酸性气体，在温度、压力、流速以及交变应
力等多种因素的影响下，管道内的H s腐蚀十分严
重，即使采取防腐措施也收效甚微。因此，对油气管
道内H。S腐蚀作用规律及腐蚀机理进行研究，是实
施有效的内防腐措施的关键。
H。S只有溶解在水中才具有腐蚀性 ]，其离解
产物HS 、S 吸附在金属表面，形成吸附复合物离
子Fe(HS )。吸附的HS一、S ～使金属的电位移向
负值，促进阴极放氢的加速，而氢原子为强去极化
剂，易在阴极得到电子，可大幅削弱铁原子间金属键
的强度，进一步促进阳极溶解而使钢铁腐蚀。
在H S腐蚀引起的管道破坏中，H s应力腐蚀
开裂造成的破坏最大，所占比例也最大。金属管道
在应力和特定的环境介质共同作用下所产生的低应
力脆断现象，称为应力腐蚀开裂(SSCC)。输送介质
中酸性H s含量超过临界值和拉应力的存在是SS
CC产生的条件。自20世纪5O年代发现由于硫化
物的存在导致了诸多油田管道发生断裂以来[{ ，
这种腐蚀破坏才被定性为硫化物SSCC。油气管道
硫化物SSCC过程是一个复杂的过程，它涉及电化
学、力学以及金属物理等多个层面。首先，该管道表
面比较粗糙，存在划痕、凹坑和钝化膜的不连续性，
由于其电位比其它部位低，存在电化学的不均匀性
而成为腐蚀的活泼点，以致成为裂纹源。在H：S的
作用下，发生如下反应：
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石油化工设备 2010年第39卷
Fe— Fe +2e(阳极)
H2S— H +HS一(阴极)
H S — H ’+ S
2H + 2e— H 十
由于H 的存在而消除了阴极极化，有利于电
子从阳极流向阴极，加强了腐蚀过程，即氢去极化腐
蚀。这些裂纹源在电化学腐蚀和制造过程中产生的
高应力作用下很快形成裂纹，这时应力集中于裂纹
尖端，起到撕破保护膜的作用。在应力与腐蚀的交
替作用下，致使裂纹向纵深方向发展，直至断裂。
1．2．3 物理冲刷形成的腐蚀
冲刷腐蚀又称为磨损腐蚀，是金属表面与腐蚀
流体之间由于相对高速运动而引起的金属损坏现
象，是材料受冲刷和腐蚀交互作用的结果，是一种危
害性较大的局部腐蚀。冲刷腐蚀在石油、化工、水电
等工业过程中广泛存在 ，暴露在运动流体中的所
有类型的设备，都会遭受到冲刷腐蚀的破坏。在含
固相颗粒的双相流中，破坏更为严重，它将大幅缩短
设备的寿命。
多相流冲刷腐蚀是一个非常复杂的过程 ，主
要影响因素可分为流体力学因素、材料因素、两相流
体中的固相颗粒因素、液相方面的因素等4个方面，
这些因素交织在一起，影响材料冲刷腐蚀性能。
冲刷能加速传质过程，促进去极化剂(如氧)到
达材料表面和腐蚀产物脱离材料表面，并且会刮去
钝化膜，从而加速腐蚀 。此外，冲刷的力学作用
是产生磨痕(或冲蚀坑)，若来不及修复则露出新鲜
的活性金属表面，使痕内外构成腐蚀原电池而进一
步加速腐蚀。即使不存在表面膜，摩擦或冲刷除去
腐蚀产物也会露出新表面，磨损会增加表面粗糙度，
还会使表层发生塑性变形、位错聚集或诱发微裂纹
使之处于高能区，在腐蚀原电池中成为阳极区，从而
加速材料的腐蚀。
2 防护对策及展望
2．1 外腐蚀防护措施
2．1．1 方法
(1)合理选材 “ 钛及镍铝合金的耐腐蚀性
最好，铸铁和碳钢较差，铜基合金如铝青铜、铜镍合
金也较耐蚀。不锈钢虽耐均匀腐蚀，但易产生点蚀。
(2)电化学保护_i ～ 阴极保护是防止海水
腐蚀常用的方法之一，但只是在全浸 才有效。可
在船底或海水中金属结构上安装牺牲阳极，也可采
用外加电流的阴极保护法。
(3)涂层保护『1 在钢材上加保护层既可以节
约材料，又可达到高防护性能。随着抗静电涂料和
重防腐蚀涂料的问世与不断发展，涂层防护技术愈
来愈被白化行业所重视。工程中，一般采用耐腐蚀
性较高的合金钢贵金属(如铁、镍、铬等)、涂料涂层
或其他非金属材料作保护层。在钢材表面进行热喷
涂Al或A1系粉芯丝材可以起到很好的防护效果，
其使用寿命可提高10倍以上。若在粉芯中加人
A1203、Ni以及微量稀土元素，其防腐效果会更佳。
2．1．2 不同区域的特殊保护
根据不同的腐蚀环境，在某个区域可采用一种
或多种防腐蚀方法来达到最佳的保护效果_5]。
(1)滩涂区滩涂区的防腐蚀应采用阴极保护
和涂层相结合的方法。
(2)海洋大气区 海洋大气区的防腐蚀多采用
涂层保护，也可采用镀层保护或喷涂金属层保护。
在结构设计时，应尽量采用无缝、光滑的管形构件，
应选用耐大气腐蚀的材料，如海上平台的生活模块
应尽量采用铝合金、工程塑料及其他非金属材料；导
管架、甲板、支撑件和钢桩应选用类似于ASTM
A537A C1 1钢较为合适。
(3)飞溅区特殊保护对海洋金属构件，飞溅区
的腐蚀是最为严重的。当其他方法还不能确保成功
之前，增加结构壁厚或附加防腐蚀钢板是飞溅区有
效的防腐蚀措施。至今，为了防止腐蚀失效，有关规
范仍要求飞溅区结构要有防腐蚀钢板保护，厚度达
13～l9 mm，并且要用防腐层或包覆层保护。含有
玻璃鳞片或玻璃纤维的有机防腐层可用于对飞溅区
结构进行保护，其膜厚度为l～5 mm，厚度为250～
300 fm 的重防腐涂层在平台飞溅区也能维持较长
的时间。
比较经典的防护措施是使用包覆层。7O／30Ni—
Cu合金或90／10Cu—Ni合金已有较长的使用历史。
用箍扎或焊接的方法把这种耐蚀的合金包覆在飞溅
区的平台构件上，有很好的防腐蚀作用。但由于容
易受冲击破坏，并且材料和施工费用较高，现已较少
采用。包覆6～16 mm 的硫化氢丁橡胶效果也很
好，但不能在施工现场涂敷，应用受到一定的限制。
热涂层在海洋大气中很好的防腐效果，在飞溅
区也有较好的防腐作用。通常在其表面上要涂封闭
层。对飞溅区进行保护时，必须了解金属构件周围
的风浪情况，准确确定飞溅区的范围。
(4)全浸区 全浸区的防腐蚀应采用阴极保护
与涂层结合或单独用阴极保护。当单独采用阴极保
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护时，应考虑施工期的防腐蚀措施。在结构设计上，
形状应尽量简单，宜选用环形断面，避免L型、T型
断面，不要设螺栓或铆钉。焊接要采用连续焊，要特
别重视焊缝质量。结构设计还要尽量避免产生电流
屏蔽现象，施工完毕后不需要的管子应尽量拆除。
2．2 内腐蚀防护措施
2．2．1 采用耐腐蚀合金钢
油气田工业中主要采用碳钢和低合金钢。近年
来，耐蚀性能较好的马氏体13Cr不锈钢、22—25Cr
双相不锈钢等在含CO 的油井中的应用也在逐渐
增多E ， ]。
直到2O世纪50年代末，输送管道用钢一直是
碳锰硅型的普通碳钢，随着管道断裂事故的发生，为
了提高材料的综合性能，认为应控制含碳量，就以锰
代碳，进一步提高了管道的强度。后来美国开始以
钒、铌、钽作为钢材的增强剂，发展了按API标准划
分等级的X56、X60、X65号钢，广泛用作输送管道
钢管。上世纪70年代以来，推出了锰一钼一银型的
X7D号钢，碳质量分数控制在0．23 以下，具有较
好的综合质量指标，并可用于低温条件下。在国外
用这种钢材制造的钢管已广泛用于输送管道。我国
管道直径一般小于1 000 mm，在保证管道最小完全
壁厚的前提下，采用APIX56一X65强度级别的钢管
再加上适当的防腐蚀措施，一般就能满足需求。近
来，日本发明了TS52K新型的控扎管道钢板，用于
制造油气管道中CO 等介质腐蚀严重的地方。
(1)马氏体不锈钢 常用的马氏体不锈钢碳质
量分数为0．1 ～0．45 ，铬质量分数为12 9／6～
l4 9／6，属于铬不锈钢，通常所说的马氏体不锈钢指的
是Crl3不锈钢。这类钢常用的典型钢号有1Crl3、
2Crl3、3Crl3和4Crl3等，其特点是既有较好的强
度又具有耐蚀性。耐蚀原因主要是由于钢中加入
铬，提高了电极电位，从而使钢的耐蚀性能大幅提
高，尤其是铬质量分数超过11．7 时，绝大部分铬
都溶于固体中，使钢电极电位跃增，基体的电化学变
化缓慢，当金属表面被腐蚀时，会形成一层与基体金
属结合牢固的钝化膜，使腐蚀过程受阻，进而提高了
钢的耐蚀性。
由于碳质量分数越高其耐蚀性越差，因此，
1Crl3和2Crl3的耐蚀性优于3Crl3和4Crl3，常
用1Crl3和2Crl3作为耐蚀的结构钢来制造含CO
等介质的钢管。
(2)铁素体不锈钢 常用的铁素体不锈钢的碳
质量分数低于0．15 ，铬质量分数为12 ～13 ，
也属于铬不锈钢，其典型钢号有0Crl3、1Crl7、
1Crl7Ti、1Cr28等。由于碳质量分数降低，铬质量
分数又相应地提高，其耐蚀性、塑性以及焊接性均优
于马氏体不锈钢。对于高铬铁素体不锈钢，其抗氧
化性介质腐蚀的能力较强，随铬质量分数的增加，耐
蚀性会进一步提高，但这类钢的强度比马氏体钢的
强度低。因此，选材时应根据强度和耐蚀性两方面
综合考虑。
(3)奥氏体不锈钢 在Cr质量分数18 的
钢中加人8 ～10 的Ni，就是18—8型的奥氏体不
锈钢，典型钢号1Crl8Ni9。由于Ni的加入，扩大了
奥氏体区域，从而在室温下就能得到亚稳的单相奥
氏体组织。这类钢中含有较高的镍和铬，因而具有
比铬不锈钢更高的化学稳定性，有更好的耐蚀性，而
且钢的冷加工性和焊接性也很好，是目前制造输送
油气管道应用最广的一类不锈钢。在有应力的情况
下，在某些介质特别是含氯化物的介质中，常产生应
力腐蚀破裂，而且温度越高越明显。
(4)双相不锈钢 所谓双相不锈钢是在其固溶
组织中铁素体相与奥氏体相约各占一半，一般含量
较少的相质量分数也需要达到30 。在含C较低
的情况下，cr质量分数在18 ～28 ，Ni质量分数
在3 ～10 ，有些钢还含有Mo、Cu、Nb、Ti、N等
合金元素。该类钢兼有奥氏体和铁素体不锈钢的特
点，与铁素体相比，塑性、韧性更高，无室温脆性，耐
晶间腐蚀性能和焊接性能均显著提高 ，同时还
保持有铁素体不锈钢的475。C脆性、导热系数高以
及具有超塑性等特点。与奥氏体不锈钢相比，强度
高且耐晶问腐蚀和耐氯化物应力腐蚀有明显提高。
双相不锈钢具有优良的耐孔蚀性能 ]，也是一种节
镍不锈钢。
2．2．2 改变金属的使用环境_1 j
(1)乙二醇和甲醇的作用 油气管道中的冷凝
水是产生管内腐蚀的直接因素，但向管内加入单乙
基甘醇(MEG)、二乙基甘醇(DEG)和甲醇，能够冲
淡游离水并防止水合物的生成，从而降低腐蚀速率。
在实践中，乙二醇和一些缓蚀剂也可结合起来使用。
由于许多腐蚀数据都是从实验室获得，所以在实际
生产中人们最关心的是需加人多少缓蚀剂才能对金
属起到完全的保护作用。
(2)pH 值的控制 从pH 值对FeCO。溶解度
的影响中可以看出，在pH值为6～7时，FeCO。的
溶解度可降低很多，故Fe 可在局部高pH 值下沉
积为FeCO。，这种FeCO。沉积物的不均匀性会引发
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石油化工设备 2010年第39卷
局部腐蚀，因此，必须人为地除去这些沉积物。向管
内添加pH 值稳定剂或同时使用水合物抑制剂在
EIF Aauitaince公司和挪威北海的里氟哥油田得到
了实际应用，可使高达10～20 mm／a的腐蚀速率降
低到合乎要求的程度。
(3)温度的控制 在80|c以内，随温度升高，腐
蚀速率增大，因此降低温度也是抑制管内C() 或者
H S腐蚀的一种措施。在管道的前面温度较高部
分使用无隔热层的不锈钢，后面温度较低部分则使
用碳钢管材。这种方法使得温度降低的碳钢部分有
较多的冷凝水，当直接接触后其pH值为4，CO 的
分压为0．5 MPa、温度为30 C的条件下，腐蚀速率
为5～10 mm／a，则这一部分应使用更耐蚀的涂层，
可降低腐蚀速率。
2．2．3 使用专用缓蚀剂
使用含有表面活性剂的缓蚀剂能够达到一定的
缓蚀效果l2 ，对油气生产和输送过程中的腐蚀控
制起着重要的作用，而添加缓蚀剂可以有效、经济地
达到腐蚀控制的目的，尤其在长距离输油、输气管道
上更是如此。
对油、气、水共存体系，要求缓蚀剂无乳化作用
或乳化倾向小、无起泡倾向。缓蚀剂的乳化倾向严
重，将增加油水分离的技术难度和成本。缓蚀剂易
起泡，将增加气液分离的技术难度和成本。环境保
护要求缓蚀剂低毒，此低毒缓蚀剂易于生物降解，在
生物体内无残留。在油气水混输过程中，要求缓蚀
剂与甲醇等防冻剂配合。在低温条件下，要求缓蚀
剂流动性能好、不沉积、可以泵注且不引起管道堵
塞。在油气水混输过程中，要求缓蚀剂在水相中分
配系数高，起到缓蚀剂水相防腐。
2．2．4 电化学保护
从输油气管道中co。或者H。s腐蚀的机理得
知，此腐蚀过程在本质上是一种电化学腐蚀。因此，
可以利用电化学方面的基础知识对输油气管道进行
电化学保护，进而更好地抑制腐蚀介质在其内部的
腐蚀。在应用电化学保护时，还要注意以下问题：①
在牺牲阳极的阴极保护中，牺牲阳极必须满足有足
够负值的稳定电位，但负值又不宜过小，否则阴极上
会析氢并导致氢脆。要有高而稳定的电流效率。原
料来源应充足，价格低廉，不会引起公害。加工制造
简单，具有合乎要求的力学性能。常用的牺牲阳极
材料是由镁基、锌基或铝基的合金制造。② 要根据
实际情况来确定是使用外加电流保护法还是牺牲阳
极保护法。如果输油气管道内大部分防腐状况良
好、腐蚀轻微、仅有局部管段腐蚀点多且分散保护时
宜采用牺牲阳极保护方式。③ 阴极保护适用于中性
或碱性电解质溶液中的金属材料的腐蚀问题，使用
中也存在一些缺陷，如管内中部的保护电流达不到
要求，不能起到保护作用，要采用联合防腐的措施来
解决。
2．2．5 采用保护性覆盖层
保护性覆盖层指经过相应工艺处理 ，在金属
表面形成一层具有抑制腐蚀的覆盖层，可直接将金
属和腐蚀介质分离开，这是防止金属腐蚀普遍采用
的一种方法。保护性覆盖层分为金属涂层和非金属
涂层两大类。对保护性覆盖层有以下基本要求：结
构紧密、完整无孔、不透过介质、与基体金属有良好
的结合力不容易脱落、覆盖层具有高的硬度与耐磨
性、能均匀分布在整个被保护金属表面。
(1)金属涂层 大多数金属涂层采用电镀或热
镀的方法实现，还有的涂层用渗镀、喷镀、化学镀等
方法形成。其他方法还有金属包覆、离子镀、真空蒸
发镀及真空溅射等物理方法。
(2)非金属涂层 驺 非金属涂层绝大多数是
隔离性涂层，它的主要作用是把金属材料与腐蚀介
质隔开，防止钢材因接触腐蚀介质而遭受腐蚀。这
类涂层致密、均匀，并与金属基体结合牢固，因此在
石油和天然气行业的金属腐蚀与防护中应用极其广
泛。非金属涂层可分为无机涂层和有机涂层。无机
涂层包括搪瓷或玻璃涂层、硅酸盆水泥涂层和化学
转化膜涂层 j。常用的涂料有环氧树脂防腐漆、
酚醛树脂改性的环氧树脂漆、聚氨基甲酸脂防腐漆
和环氧聚氨醋漆。这些防腐漆还常添加一些特殊填
料，它们除了隔离腐蚀介质外，还具有化学缓蚀作
用，有时借助涂料中某些成分与金属的化学反应，使
金属表面钝化或形成保护膜，也有缓蚀的效果，或者
这些成分发生电化学保护作用。常用的填料有磁性
氧化铁粉末、锌粉、玻璃鳞片及活性石棉粉[2。 。
使用中应当注意涂层厚度的均匀性，整个涂敷
表面应当100 无针孔，否则管道内表面上会形成
小阳极大阴极的腐蚀电池导致金属管道内部遭受局
部腐蚀。
此外，管道内壁加一层衬里，使衬里直接粘结在
管道内表面上，这样也可以达到防腐的效果。衬里
的类型有：① 橡胶衬里(分为软橡胶、硬橡胶和半硬
橡胶)。② 塑料衬里(聚乙烯、聚氯乙烯、聚苯乙烯、
聚四氟乙烯、尼龙、丙烯酸树脂、聚氟乙烯等)。③玻
璃钢衬里。④ 搪瓷衬里。
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第5期 鞠虹，等：油气集输管道在海洋环境中的腐蚀与防护
2．2．6 电偶效应的抑制
在我国金属管道的腐蚀控制中大多忽视了对电
偶效应的抑制，其实电偶效应的抑制也是金属输油
气管道防腐的一项重要措施，已经引起国内外的重
视，尤其是介质中含有CO 气体时。
(1)电偶效应机理 两种不同的金属浸在电解
质溶液中时，由于两者自然电位的不同产生了电位
差。两者相接触时，较低电位金属中的电子就要向
高电位金属流动，与此同时，在电位较低的阳极金属
表面发生氧化反应，在电位较高的阴极金属表面发
生还原反应。在这一过程中，电位较低的阳极金属
腐蚀就要加剧，这一现象称电偶效应，由电偶效应引
起的腐蚀称为电偶腐蚀(或异种金属接触腐
蚀)E 39,4o]。
(2)控制金属管道内电偶腐蚀措施 ,39,40] 管
道系统尽量选用单一材料，避免用复合材料进行组
合，如必须选用复合材料时，应选电极电位相接近的
材料。管道系统所用的焊接、铆钉、螺栓和螺母等材
料的电极电位要比被保护的金属高。接触的异种金
属之间要用电气绝缘，或者选用绝缘性粘合剂进行
粘合。注意阳极面积不能太小，不能将面积小的阳
极与面积大的阴极材料相接触。在管道内表面进行
涂层时，可在阴极表面进行涂敷，但不能涂敷阳极。
如果涂敷阳极，一旦出现针孔，阳极面积就变得很
小，就会产生集中腐蚀，使管道系统处于危险状态。
在进行结构设计时，选用易于更换的牺牲阳极材料。
采用电气防腐，该方法对各种材料和复杂结构都适
用。即使在使用其它方法不能充分减少异种金属接
触的场合下，电气防腐方法也有很好的效果。电极
极化性能对电偶腐蚀也有很大的影响。如极化大，
即使开路电位差大，腐蚀也不大；反之，如极化小，电
位差虽不大，也能促进阳极腐蚀。
3 展望
到目前为止，对于海洋油气集输管道防护措施
的研究工作虽然已经取得了很大的进展，但是仍然
存在许多难题。以喷涂防腐为例，管汇结构空间狭
小和一些小的部件无法用机械喷涂，只能采用手工
涂刷，施工质量难以控制。一些小容器的内防腐，因
人无法进入，现场喷涂较难操作，这方面的技术急需
突破。此外，工厂化预制的装置在现场连接的补口
防腐保温技术需要深入研究，现场焊接时的接口和
补口的外防问题还有待解决，一些内防腐的使用效
果也有待时间的检验，内喷涂设备有待改进提高。
因此，研究海洋油气集输管道的腐蚀问题和防护措
施任重而道远，许多防护手段中细节和难关的攻克
对减少腐蚀造成的危害及损失具有重要的意义。海
洋油气集输管道防护措施的开发具有广阔的发展和
应用前景。
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第39卷第5期
2010年9月
石油化工设备
PETRO CHEMICAI EQUIPMENT
Vo1．39 No．5
Sept．2O10
文章编号：1000—7466(2010)05 0048 05
电场强化气体对流传热研究进展与场协同原理
陈志静
(茂名学院机电工程学院，广东茂名 525000)
摘要：全面论述了国内外利用电水动力学强化气体对流传热的研究进展情况，分别从理论和实验
两个方面分析电晕放电对电水动力学强化传热的影响，指出了当前研究中的问题，对以后的研究提
出了建议。介绍了场协同原理及应用该原理分析电场作用下通过流场和温度场的协同进行强化传
热的问题。
关键词：电水动力学；电晕放电；对流传热；场协
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(杜编)
收稿日期：2010-04—26
作者简介：陈志静(】984)．男．安徽蚌埠人，助教，硕 f==，从事强化传热与节能技术的研究。

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