海底管道腐蚀分析与防护措施汇总

2021-02-22 10:29:16 作者：本网整理来源：中国腐蚀与防护网分享至：

前言

1958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。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。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。

近10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（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。

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1 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间形成的缝隙，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去的速度，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，在海水中都有对缝隙腐蚀敏感的倾向。

（3）点蚀海水环境中大量Cl- 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。

（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80m,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80m至海平面以下100m,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10e,化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10e,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CO2,影响pH值。海面处，海水中的CO2同大气中的CO2互换，从而改变CO2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0.3~1.0m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 CO2腐蚀

CO2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CO2混相驱技术提高原油采收率，也会将CO2带入原油的生产系统。因此，油气工业中广泛存在着CO2及其腐蚀的问题。油气采输系统中管道和设备的CO2腐蚀时有发生。CO2溶于水对钢铁有极强的腐蚀性，在同样的pH值条件下，因CO2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3~6mm/a,有的甚至达7mm/a,其中CO2在管道内腐蚀占的比例较大。CO2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。

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400km,每年每台容器腐蚀平均穿孔率为0.14次，平均更新率为1%~70%,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CO2腐蚀。例如，华北油田自1984-04开采到1985-07,就有3口高产井因油管和套管受CO2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CO2存在时，发生了严重的腐蚀破裂。此外，CO2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CO2及残留硫化氢的腐蚀破坏引起爆炸燃烧，直接经济损失7000万元，间接经济损失数倍于此数。

1.2.2 H2S腐蚀

管道输送介质为油、气、水多相介质，H2S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H2S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H2S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。H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性 ,其离解产物HS-、S2-吸附在金属表面，形成吸附复合物离子Fe（HS-）。吸附的HS-、S2-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H2S腐蚀引起的管道破坏中，H2S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H2S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50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[8~10],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H2S的作用下，发生如下反应：FeyFe2++2e（阳极）H2SyH-+HS-（阴极） HS-yH-+S2+ 2H++2eyH2{ 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）电化学保护阴极保护是防止海水腐蚀常用的方法之一，但只是在全浸区才有效。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。FeyFe2++2e（阳极）H2SyH-+HS-（阴极） HS-yH-+S2+ 2H++2eyH2{ 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。

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CO2的油井中的应用也在逐渐增多。

直到20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-钼-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1000mm,在保证管道最小完全壁厚的前提下，采用APIX56-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CO2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%~14%,属于铬不锈钢，通常所说的马氏体不锈钢指的是Cr13不锈钢。这类钢常用的典型钢号有1Cr13、2Cr13、3Cr13和4Cr13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也属于铬不锈钢，其典型钢号有0Cr13、1Cr17、1Cr17Ti、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%的钢中加入8%~10%的Ni,就是18-8型的奥氏体不锈钢，典型钢号1Cr18Ni9。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475e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，强度高且耐晶间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）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入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FeCO3溶解度的影响中可以看出，在pH值为6~7时，FeCO3的溶解度可降低很多，故Fe2+可在局部高pH值下沉积为FeCO3,这种FeCO3沉积物的不均匀性会引大幅提高，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，1Cr13和2Cr13的耐蚀性优于3Cr13和4Cr13,常用1Cr13和2Cr13作为耐蚀的结构钢来制造含CO2等介质的钢管。

（3）温度的控制在80e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CO2或者H2S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,CO2的分压为0.5MPa、温度为30e的条件下，腐蚀速率为5~10mm/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，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CO2或者H2S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：?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。？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。？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。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。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。

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CO2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）。

（2）控制金属管道内电偶腐蚀措施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。

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