腐蚀已成为油气管道失效的第二大致因，严重威胁管道的安全运行。美国管道安全局调查显示，美国45%的管道退役是由于外腐蚀严重造成的。随着管道建设大发展和外部环境的变化，腐蚀问题也呈现出多样化，对管道腐蚀防护工作提出了新的挑战。笔者结合中石油管道公司近年来腐蚀与防护工作中存在的主要问题及相关经验进行了归纳和总结。
1 油气管道腐蚀与防护的难点问题
1.1 冻土区管道阴极保护运行维护
漠大原油管道（漠大线）穿越我国北方高寒冻土区，沿线分布有季节性冻土和岛状多年冻土，土壤结构及其随季节变化特别复杂，对管道阴极保护的运行维护带来了较大的影响。漠大线在一年中土壤电阻率变化区间为50～10000?Ω·m。在常年冻土区内，较高的土壤电阻率会对阴极保护电流造成屏蔽；在季节性冻土区内，管道沿线土壤成分、含水量及冻结深度的不同，导致沿线的土壤差异较大，造成阴极保护电流分布不均匀。
此外，季节的变化还会引起阴极保护系统回路电阻变化较大，系统的运行参数设置也需要随之改变；在冬季低温条件下，常温型的硫酸铜参比电极会出现结冰而发生电位漂移，最大电位漂移达到400mV，严重影响恒电位仪的运行。中石油管道分公司借鉴国外冻土区管道运行管理的相关经验，制定了多年冻土区阴极保护运行维护规范，用于指导冻土区阴极保护的运行和评价。开发了性能稳定的防冻型参比电极，设计了低温型阴极保护自动采集系统，用于冬季管道保护电位数据采集；明确了冻土区管道阴极保护电源设备、辅助阳极及附属设施及的维护要求，规定了系统参数测量内容和频次。
1.2 3PE防腐层的剥离
3PE防腐层因其具有优良的绝缘性能和抗机械损伤性能，已成为我国埋地钢质管道防腐层的主流。然而，近几年国内外均发现了3PE防腐层剥离的问题。2010年，墨西哥国家石油公司对一条仅运行5年的3PE防腐层管道的调查时发现，13处管段中有12处管段存在3PE剥离，主要位于管体与FBE底漆界面。3PE防腐层剥离通常是大面积的，其形式大多表现为：防腐层外观良好，用小刀将其划透后，防腐层自动从管体剥离，仅有少数粉末或无粉末留存，钢管表面无腐蚀。然而，防腐层一旦剥离破损就可能出现两种极端情况。一是大面积剥离，进水，此时管道会大面积暴露在电解质环境中，导致管道难以得到充分的保护；二是，剥离导致阴极保护电流屏蔽，形成闭塞腐蚀电池，有自催化特征，对管线的危害极大。
对于3PE防腐层剥离的原因，目前尚未定论。美国交通运输部的一项研究表明：残余应力是导致3PE防腐层失效的主要因素；导致熔结环氧粉末底漆与钢材之间粘结力降低的原因包括：钢材表面预处理不当；涂料涂覆工艺不当；环氧粉末底漆配方不当等。国内针对3PE防腐层剥离的问题正在研究探索阶段。对于3PE防腐层剥离检测，也没有针对性的手段，这也是国内外业界的一致性难题。目前，主要依赖于开挖调查发现3PE防腐层的剥离失效问题。
1.3 区域阴极保护中的运行维护
目前，中石油管道分公司的新建站场都安装了区域阴极保护系统，一些老站场也在陆续增补。站场区域阴极保护设计、施工和运行维护比干线管道要复杂得多。由于站场埋地金属结构物复杂，接地系统庞大，干扰屏蔽问题突出，严重影响区域阴极保护的应用效果。2013年至2016年，我公司开展了站场区域阴极保护有效性评价专项工作，发现了区域阴极保护系统中的一些共性问题。
（1）保护电位分布不均，有时甚至同时存在过保护和欠保护的问题；
（2）多回路系统及站外阴极保护系统之间的干扰，导致系统输出异常（见图 1）；
图1 多回路阴极保护电源
（3）埋地金属结构物密集区域内的电流屏蔽；
（4）站内测试点的电位无法全面反映站内各区域管道的保护状况；
（5）柔性阳极断路的问题。由于站内埋地金属物结构复杂，且柔性阳极本身接地良好，定位柔性阳极断点是目前的一个难点问题（见图 2）。
图2 柔性阳极断点查找现场
从多年经验来看，区域阴极保护应用成功与否主要取决于辅助阳极的选型和布局。通过对比发现，在区域阴极保护系统中，深井阳极和柔性阳极已成为区域性保护辅助阳极的主要形式，且效果较好，但柔性阳极由于施工量较大，仅适宜新建站场；对于后期增加阴极保护的站场，只要地质条件符合要求，应优先考虑采用深井阳极；分布式浅埋阳极或牺牲阳极则更适宜于在埋地金属密集区做热点保护。
1.4 长输埋地保温管道的腐蚀控制
原油管道保温输送可大幅减少年耗电量和耗油量，但采用防腐保温层的管道，其外腐蚀问题就会尤为突出。20世纪80年代，我国建成的花格线、中洛、胶青等保温管道，外腐蚀失效问题十分突出，且发展极快。2000年，花格线年腐蚀穿孔超过20次，且自1992年以来呈逐年增长的趋势。
保温层往往存在屏蔽阴极保护电流的问题，一般有两种情况：一是在地下水位高的区域，水、CO2及阴极保护电流都可以进入保温层，但仅限于保护保温层破损处的管体，随着深处水膜厚度逐渐减薄，电阻率升高，当电阻率达到108?Ω·m，保护电流基本不会到破损点的深处；二是在干湿交替变化环境，枯水季节时，外部水流通道失去后，已进入保温层的水与外部土壤电解质绝缘，此时保护电流也无法进入保温层下的管体。屏蔽易形成自催化的闭塞电池，其腐蚀速度远远超过金属的自然腐蚀速度（见图 3）。
图3 保温层进水图片
虽然标准中对聚氨酯泡沫闭孔率有严格要求，但仅限于工厂预制。在管道补口处，保温层通常采用现场发泡或预制沫瓦，很难保证施工质量。从国内一些保温管道以及长呼线的内外检测结果来看，外腐蚀问题主要集中在补口位置。2015年至2016年，中石油管道分公司开展了保温管道腐蚀调查和研究，针对保温层补口进水问题，设计了管道防腐保温层补口结构，开发了用于现场修复的聚氨酯保温层发泡模具，应用结果表明修复后的防腐保温层具有较好密封性。同时还设计了补口处保温层含水率监测系统，可实现对保温层进水的快速、准确响应。
2 总结与展望
腐蚀与防护是油气管道完整性管理的重要组成部分，贯穿管道的全生命周期。虽然我国腐蚀与防护技术已经取得了长足的发展，形成了较为全面的，标准化的技术体系，但行业内仍存在一些瓶颈问题亟待解决。从当前来看，腐蚀与防护技术急需提升以下几个方面。
（1）外防腐层和阴极保护是相辅相成的，在材料和方法的选型上应注重两者的兼容性；
（2）外腐蚀直接评价应注重对外腐蚀防护系统有效性的整体评估，从单个缺陷的评价，提高到对于含缺陷段的腐蚀风险的评估；定性的指标也应该逐步定量化，提高检测与评价的准确性；
（3）在杂散电流干扰日益复杂的情况下，管道公司应与干扰源侧运营主体建立有效的沟通机制，做到防治结合，全面管控；
（4）以管道公司或整个行业为平台，建立腐蚀失效数据库，通过失效数据的积累，帮助管道运营者及时掌握失效原因和风险，做出准确的决策。