柴達木盆地鹽漬土環(huán)境管道防腐層質(zhì)量及腐蝕分析

李春雨 王杰 曹軍峰 李巍 喬柏翔

1青海油田鉆采工藝研究院

2青海油田公司管道輸油處

3青海油田監(jiān)督監(jiān)理公司

4青海油田鉆采工藝處

5青海油田采油一廠

柴達木盆地是中國石油青海油田主要勘探開發(fā)區(qū)域，勘探區(qū)域達9.6×104km2，第四次資源評價石油資源量為38.2×108t、天然氣為3.2×1012m3，在盆地內(nèi)找到不同圈閉、多種儲集類型的油氣田35個，其中油田22個、氣田13個。在開發(fā)過程中，青海油田已建成油氣集輸管道3 500 km以上、油氣長輸管道2 000 km以上。柴達木盆地氣候干燥少雨，荒無人煙，僅在雪山融水匯流區(qū)域分布有少量草原，其余地區(qū)基本無植被覆蓋，盆地內(nèi)鹽湖、季節(jié)性河流、鹽堿灘地星羅棋布。

青海油田油氣集輸管道沿線鹽漬土廣泛分布，管道沿線土壤含鹽量最高可高達45%（質(zhì)量分數(shù)，下同），部分區(qū)域地下水位較高，管道浸泡在水中，管道土壤腐蝕環(huán)境復(fù)雜。管道防腐層是管道抵御環(huán)境腐蝕的第一道防線，管道防腐層完好情況和質(zhì)量好壞直接影響管道抵御土壤腐蝕的能力。當防腐層發(fā)生破損時，管道與沿線土壤直接接觸發(fā)生腐蝕反應(yīng)。

自2014年以來，青海油田逐步推廣開展管道完整性管理工作，截至2018年完成油田內(nèi)部長輸管道和集輸干線、支干線管道外腐蝕直接評價，完成管道防腐層質(zhì)量和防腐層漏損點的檢測，并對部分嚴重的防腐層破損點進行修復(fù)。本文根據(jù)管道外腐蝕直接評價成果和PCM檢測結(jié)果，對青海油田集輸管道防腐層破損點和防腐層質(zhì)量進行總結(jié)、分析，對鹽漬土腐蝕性和管道外部腐蝕原因進行研究，為管道外腐蝕控制及防腐層破損點修復(fù)提供建議，同時可為廣大西部地區(qū)鹽漬土環(huán)境中管道防腐層設(shè)計、施工提供參考。

1 管道防腐層質(zhì)量分析

青海油田管道外防腐層種類多樣，早期使用瀝青玻璃絲布、環(huán)氧煤瀝青玻璃絲布防腐層；隨著技術(shù)進步，近10年內(nèi)，環(huán)氧粉末涂料、3PE和EP重防腐漆涂層應(yīng)用廣泛。長距離、大口徑天然氣管道多采用3PE防腐管道，小口徑、短距離天然氣管道多采用環(huán)氧粉末涂層管道，原油保溫管道多采用環(huán)氧粉末和EP重防腐漆防腐的黃夾克管道，各類管道防腐層補口均采用無溶劑環(huán)氧涂層＋聚丙烯網(wǎng)狀增強編織纖維防腐膠帶的復(fù)合防腐層。

1.1 3PE防腐管道

3PE防腐層由底層熔結(jié)環(huán)氧粉末（FBE）、中間膠黏劑和聚乙烯外護層構(gòu)成，是目前世界上公認的先進涂層，在涂層市場競爭中占據(jù)絕對優(yōu)勢[1]。青海油田天然氣管道大量使用3PE管道，根據(jù)GB19285—2014《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護工程檢驗》附錄K外防腐層電阻率Rg值分級評價方法，青海油田7條3PE管道防腐層質(zhì)量為3級的管段占管道總長度2.14%，防腐層為4級的管道占管道總長度0.43%（表1）?，F(xiàn)場開挖顯示大部分管段防腐層色澤明亮，粘接力強，無脆化、龜裂、剝離和破損現(xiàn)象，防腐層質(zhì)量良好。根據(jù)PCM檢測結(jié)果，7條3PE管道共發(fā)現(xiàn)71處防腐層破損點，除伴生氣外輸管道和馬仙管道有陰極保護外，其余管道均無陰極保護。開挖結(jié)果表明：防腐層機械劃傷48處，占總破損點66.67%；環(huán)焊縫未補口17處，占23.61%；補口失效3處，占4.17%；管道防腐層腐蝕損傷3處，占2.78%。不按規(guī)范施工是3PE管道防腐層損傷的主要原因（圖1），部分管段PE防護層聚乙烯揮發(fā)物含量控制不好，造成涂敷過程中氣泡較多[2]，在鹽漬土環(huán)境中導(dǎo)致聚乙烯防護層坑洼狀破損。

1.2 熔結(jié)環(huán)氧粉末防腐涂層管道

熔結(jié)環(huán)氧粉末防腐涂層是當前應(yīng)用最為廣泛的埋地管道防腐方式，也是3PE管道底層和黃夾克保溫管道常見的防腐層，具有耐腐蝕性能好、力學性能好、抗陰極剝離強的特點[3]。根據(jù)GB19285附錄K外防腐層電阻率Rg值分級評價方法，青海油田9條熔結(jié)環(huán)氧粉末涂層管道防腐層質(zhì)量為3級管段占管道總長度3.30%，防腐層質(zhì)量為4級管道占0.64%（表2）。現(xiàn)場開挖顯示大部分管段防腐層色澤明亮，無脆化、龜裂、剝離和破損現(xiàn)象，防腐層質(zhì)量較好。根據(jù)PCM檢測結(jié)果，9條熔結(jié)環(huán)氧粉末涂層管道共發(fā)現(xiàn)105處防腐層破損點，除英東原油外輸管道陰極保護有效外，其余管道均無陰極保護。開挖結(jié)果表明：防腐層機械劃傷40處，占總破損點38.10%；環(huán)焊縫未補口或補口不規(guī)范47處，占44.76%；補口失效15處，占14.29%；管道防腐層腐蝕損傷3處，占2.86%。不按規(guī)范施工是3PE管道防腐層損傷的主要原因（圖2）。

表1 青海油田3PE防腐管道防腐層破損點統(tǒng)計Tab.1 Statistics of anticorrosive coating damaged points of 3PE anticorrosive pipeline in Qinghai Oilfield

圖1 3PE防腐管道防腐層缺陷（無陰極保護）Fig.1 Anticorrosive coating defects of 3PE anticorrosive coating pipeline(without cathodic protection)

1.3 EP重防腐涂料防腐管道

噴涂EP重防腐涂料也是常用的管道外防腐方式[4]，具有附著力好、硬度高、耐磨、耐化學藥品等特點，廣泛應(yīng)用于青海油田小口徑管道及保溫管道防腐。根據(jù)GB19285附錄K外防腐層電阻率Rg值分級評價方法，青海油田3條EP重防腐漆防腐管道防腐層質(zhì)量為3級管段占管道總長度4.82%，防腐層質(zhì)量為4級管道占比4.82%（表3）?，F(xiàn)場開挖顯示大部分管段防腐層粘接力強，無脆化、龜裂、剝離和破損現(xiàn)象，防腐層質(zhì)量較好。根據(jù)PCM檢測結(jié)果，3條管道共發(fā)現(xiàn)34處防腐層破損點。開挖結(jié)果表明：防腐層機械劃傷30處，占總破損點88.23%；防腐層涂敷質(zhì)量較差導(dǎo)致缺陷3處，占8.82%；管道防腐層腐蝕損傷1處，占2.94%。施工過程導(dǎo)致的劃傷和抓傷是管道防腐層破損的主要原因。

圖2 青海油田環(huán)氧粉末防腐涂層管道防腐層破損點（無陰極保護）Fig.2 Damaged point of epoxy powder anticorrosive coating pipeline in Qinghai Oilfield(without cathodic protection)

1.4 瀝青玻璃絲布/環(huán)氧煤瀝青防腐管道

瀝青玻璃絲布/環(huán)氧煤瀝青防腐管道在青海油田使用年限較長的管道中有所應(yīng)用，由于其只能人工涂敷無法機械化生產(chǎn)，固化時間長、冬季低溫固化困難以及不耐施工磕碰等弊端[5]，近年來青海油田新建管道中已基本淘汰此類型防腐方法。根據(jù)檢測評價結(jié)果，青海油田5條瀝青玻璃絲布/環(huán)氧煤瀝青防腐管道防腐層質(zhì)量為3級管段占管道總長度6.23%，防腐層質(zhì)量為4級管道占2.13%（表4）。現(xiàn)場開挖顯示大部分管段防腐層質(zhì)量良好。根據(jù)PCM檢測結(jié)果，共發(fā)現(xiàn)139處防腐層破損點。開挖結(jié)果表明：防腐層老化腐蝕105處，占總破損點75.54%；防腐層機械劃傷28處，占20.14%；防腐層施工質(zhì)量差導(dǎo)致的破損6處，占4.32%。防腐層老化失效是瀝青玻璃絲布/環(huán)氧煤瀝青防腐管道防腐層損傷的主要原因（圖3）。

表2 青海油田環(huán)氧粉末防腐涂層管道防腐層破損點統(tǒng)計Tab.2 Statistics of anticorrosive coating damaged points of epoxy powder anticorrosive coating pipeline in Qinghai Oilfield

表3 青海油田EP重防腐漆防腐管道防腐層破損點統(tǒng)計Tab.3 Statistics of anticorrosive coating damaged points of EP anticorrosive paint anticorrosive coating pipeline in Qinghai Oilfield

表4 青海油田瀝青玻璃絲布/環(huán)氧煤瀝青防腐管道防腐層破損點統(tǒng)計Tab.4 Statistics of anticorrosive coating damaged points of pitch glass fiber cloth epoxy coal pitch anticorrosive coating pipeline in Qinghai Oilfield

圖3 花土溝輸氣干線管道防腐層破損點（無陰極保護）Fig.3 Damaged points of the pipeline anticorrosive coating in Huatugou Gas Transmission Trunk Line(without cathodic protection)

2 管道腐蝕分析

2.1 管道土壤腐蝕

金屬管道在土壤環(huán)境中腐蝕極為復(fù)雜，既與土壤性質(zhì)有關(guān)，又與管道自身物理化學性質(zhì)有關(guān)。從土壤自身性質(zhì)方面分析，青海油田油氣集輸管道廣泛分布鹽堿戈壁、鹽湖沼澤和草原，土壤含鹽量、含水量差異較大，土壤腐蝕環(huán)境復(fù)雜。盆地內(nèi)人員稀少，高壓線和鐵路等雜散電流干擾源較少，根據(jù)相關(guān)研究[6-8]，花土溝地區(qū)管道存在輕至中等程度的直流雜散電流干擾，但無需采取雜散電流干擾排流措施，雜散電流來源為大地電流。按照GB/T 19285—2014《埋地鋼制管道腐蝕防護工程檢驗》標準，采用八指標法（土壤含水量、土壤含鹽量、土壤Cl-含量、pH值、土壤電阻率、自然腐蝕電位、氧化還原電位和土壤質(zhì)地）進行土壤腐蝕性評價。雖然土壤含鹽量和土壤氯離子含量較高，但受到土壤pH值和土壤含水量等因素影響，花土溝地區(qū)鹽漬土土壤腐蝕性處于2級“較弱”至3級“中等”之間[6]，整體腐蝕性不高（表5）。

表5 花土溝地區(qū)不同區(qū)塊土壤腐蝕性評級[6]（GB/T 19285—2014）Tab.5 Soil corrosion grade of different blocks Huatugou area[6]（GB/T 19285—2014）

管道外防腐層是保護管道的第一道防線，只有防腐層發(fā)生老化和腐蝕破損，管道才會發(fā)生腐蝕。導(dǎo)致防腐層損傷的主要原因有施工損傷、第三方破壞以及腐蝕損傷。目前學術(shù)界對土壤環(huán)境中防腐涂層腐蝕損傷機制并無定論，一種理論認為涂層失效的主要形式是濕附著力降低而引起涂層脫層，此時金屬基體表面并沒有明顯的腐蝕現(xiàn)象[9]；另一種理論認為Cl-等腐蝕介質(zhì)能在涂層中形成傳輸通道滲透到達涂層/金屬界面，并參與界面的腐蝕反應(yīng)，腐蝕產(chǎn)物主要為Fe的氧化物和氯化物[10]，涂層失效的主要形式是涂層底部金屬表面的局部腐蝕而引起的涂層失效破壞[11]。

在鹽漬土環(huán)境中，土壤含鹽量較高，呈堿性，管道腐蝕主要形式為氧腐蝕。氧的電化學腐蝕包含陽極反應(yīng)和陰極反應(yīng)兩個過程，陽極反應(yīng)過程為金屬的陽極溶解過程，陰極反應(yīng)過程為氧的去極化過程。陽極鐵被氧化，且與氫氧根反應(yīng)生成氫氧化鐵等，陰極發(fā)生氧的去極化反應(yīng)[12]。

陰極：

陽極：

Fe-2e-→Fe2+

Fe2+與OH-進一步反應(yīng)生成Fe(OH)2，反應(yīng)式為

Fe2++2OH-→Fe(OH)2

Fe(OH)2繼續(xù)被土壤中的氧氣氧化生成Fe(OH)3，反應(yīng)式為

Fe(OH)3不穩(wěn)定，轉(zhuǎn)化為羥基氧化物FeOOH，進一步脫水生成Fe2O3等腐蝕產(chǎn)物。

在鹽漬土環(huán)境中，管道防腐層破損處管體金屬緊靠著土壤介質(zhì)，且土壤缺乏機械攪動，使得土壤中的鈣、鎂離子在此處形成不溶物質(zhì)覆蓋于此，與細小土粒結(jié)合在一起，形成一種白色的緊密層（圖2c和圖3a，管道防腐層破損處形成白色致密覆蓋層），加劇陽極的極化，阻礙陽極反應(yīng)，腐蝕速率減小，當土壤十分干燥時，管道甚至不會發(fā)生腐蝕。例如建于2004年的澀北集氣支線5（圖2b）和建于1999年的花土溝輸氣干線（圖3b）位于干燥少雨的鹽漬戈壁環(huán)境中，管道防腐層破損點處管道腐蝕輕微。

2.2 管道外腐蝕因素

影響管道土壤腐蝕的因素眾多，濕度、含鹽量、土壤pH值、土壤電阻率、土壤性質(zhì)等因素均能夠影響土壤腐蝕性[13-14]。在柴達木盆地鹽漬土環(huán)境中，土壤含鹽量較高，呈現(xiàn)弱堿性，土壤電阻率和土壤濕度密切相關(guān)。根據(jù)管道現(xiàn)場開挖檢驗發(fā)現(xiàn)，影響管道腐蝕的主要因素是土壤濕度、氯離子含量、含鹽量和陰極保護導(dǎo)致的防腐層陰極剝離腐蝕。

（1）土壤濕度。管道腐蝕與土壤的濕度關(guān)系密切，且影響著土壤中其他指標，包括土壤的電阻率、含氧量等。在潮濕土壤中，鐵的陽極溶解過程在液相膜中進行，不存在明顯阻礙。在比較干燥的土壤中，空氣中的氧氣較容易擴散至管道表面，若土壤中不存在氯離子或氯離子含量較低，則管道金屬表面易鈍化，從而腐蝕減慢；若土壤相當干燥，則陽極腐蝕過程更不易進行，腐蝕更為緩慢。在潮濕土壤中氧氣的滲透和流動速度均較小，腐蝕過程主要受陰極控制；而在顆粒疏松、濕度小、透氣性好的土壤中氧氣的擴散比較容易，腐蝕過程則由金屬陽極極化控制?，F(xiàn)場開挖檢驗結(jié)果表明，在土壤干燥環(huán)境中，無論含鹽量、電阻率高低，管道腐蝕速率均不嚴重。

（2）氯離子濃度。土壤中氯離子濃度對管道腐蝕有重大影響，一般認為土壤中氯離子含量越高土壤腐蝕性越高[15]；在濕潤鹽漬土環(huán)境中，高氯離子、含鹽量管道外腐蝕不明顯，低氯離子、含鹽量管道外腐蝕明顯，呈現(xiàn)點蝕特征。臺南集氣支線3（圖4a）周邊土壤含鹽質(zhì)量分數(shù)在7.41%～20.5%之間，土壤氯離子質(zhì)量分數(shù)在2.08%～2.03%之間，夏季時地下水位上升，冬季地下水位下降，檢測時土壤含水率在6.56%～8.57%之間，自2007年建成以來，管道表面整體厚度未減薄，未見明顯腐蝕痕跡；供水管道2外腐蝕部位（圖4b）處于草原位置，土壤較為濕潤，管道周邊土壤含鹽質(zhì)量分數(shù)為0.044%，土壤氯離子質(zhì)量分數(shù)為0.02%，檢測時土壤含水率為1.34%，管道存在明顯點蝕痕跡，點蝕坑深度1～2 mm，局部腐蝕最大減薄厚度1.85 mm。

圖4 臺南集氣支線3和供水管道2外腐蝕形貌Fig.4 External corrosion morphology of Tainan Gas Gathering Branch Line 3 and Water Supply Pipeline 2

（3）陰極剝離。外加電流陰極保護對管道腐蝕防護具有良好作用，但保護電流控制不當則會增加管道防腐層特別是3PE防腐層陰極剝離的可能性[16]；生產(chǎn)過程中表面處理、環(huán)氧粉末噴涂工藝控制不合格等因素均能誘導(dǎo)管道產(chǎn)生陰極剝離，并進一步導(dǎo)致腐蝕。有研究表明[17]，當管道防腐層破損，管體與土壤直接接觸時，陰極保護電流較大，并隨著通電電位負移而增大。當防腐層較好，未形成完整回路時，其陰極保護電流不與保護電位相關(guān)聯(lián)。當管道通/斷電位在-0.85 V附近時，管道陰極保護電流過小，管道發(fā)生腐蝕；當電位負移至-1.1 V后，3PE防腐層出現(xiàn)了陰極剝離的現(xiàn)象。在現(xiàn)場開挖檢測中，發(fā)現(xiàn)馬仙管道存在一處疑似3PE管道防腐層陰極剝離腐蝕，如圖5所示。

圖5 3PE防腐管道防腐層陰極剝離Fig.5 Cathodic stripping of 3PE anticorrosive pipeline

2.3 鹽漬土環(huán)境管道腐蝕特點

在鹽漬土環(huán)境中，影響管道腐蝕速率的主要因素是土壤氯離子含量、含鹽量和土壤含水率。在干燥地區(qū)，不論氯離子含量、含鹽量高低，管道腐蝕速率均不高，呈現(xiàn)均勻腐蝕形貌。在濕潤環(huán)境中，若氯離子含量、含鹽量低，則管道腐蝕嚴重，呈現(xiàn)局部腐蝕形貌；若氯離子含量、含鹽量高，則管道腐蝕不嚴重，呈現(xiàn)均勻腐蝕形貌。

3 結(jié)論

（1）施工損傷和不按規(guī)范施工是青海油田油氣集輸管道3PE、熔結(jié)環(huán)氧粉末和EP重防腐漆防腐涂層破壞的主要原因，瀝青玻璃絲布和環(huán)氧瀝青涂層損傷的主要原因是防腐層老化。

（2）柴達木盆地鹽漬土土壤腐蝕性整體不高，土壤腐蝕性等級在2級“較弱”至3級“中等”之間，當前管道防腐層設(shè)計能夠有效保護管道免遭土壤腐蝕。

（3）在鹽漬土環(huán)境中，濕度是影響管道腐蝕的重要因素，在干燥環(huán)境中，無論土壤含鹽量、氯離子含量等其他因素強弱，管道腐蝕均不嚴重；在濕潤環(huán)境中，土壤氯離子含量、含鹽量對腐蝕有較大影響，當其含量較低時腐蝕較嚴重，呈現(xiàn)點蝕特征，當土壤氯離子、含鹽量較高時，腐蝕輕微。