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斯伦贝谢长和油田工程有限公司

摘要：针对天然气管道绝缘接头的腐蚀问题展开系统性研究，阐述了绝缘接头的工作原理，深入剖析腐蚀诱因，并提出针对性的管控技术方案。实践表明，该方案可有效减缓腐蚀速率、延长设备服役寿命、降低运维成本；同时，构建完善的监测体系能实现腐蚀风险的及时预警，保障长输管道安全稳定运行，为油气产业高质量发展提供技术支撑。未来将进一步探索更高效、经济的腐蚀控制技术，持续提升绝缘接头的抗腐蚀能力。

关键词：天然气管道；绝缘接头；腐蚀机理；阴极保护；氯离子；腐蚀控制；监测技术

在天然气开采与输送体系中，长输管道是保障能源高效转运的核心载体，其安全稳定运行直接关联油气产业的经济效益与生态安全。作为管道系统中实现电气隔离、保障阴极保护效果的关键部件，绝缘接头长期面临复杂工况下的腐蚀威胁，其中井场侧绝缘接头的焊缝区域腐蚀速率尤为突出，会导致管道壁厚持续减薄，削弱管道的承载能力与抗压强度，进而增加天然气输送过程中泄漏、破裂等安全事故的发生概率，已成为制约管道系统可靠运行的主要隐患之一。频繁的腐蚀失效还会迫使现场开展换管作业：维修维护费用大幅推高油气开采与输送的运营成本；换管过程需中断天然气输送流程，直接影响气田产量，对油气项目的整体推进造成制约。深入研究天然气井场侧长输管道绝缘接头的腐蚀机制，研发高效的控制技术，已成为油气行业亟待突破的关键课题。旨在为天然气长输管道的安全稳定运行提供保障，降低腐蚀事故引发的经济损失与环境污染风险，延长管道服役寿命、优化运维成本，为行业提供理论参考与实践指导。

1  绝缘接头非保护端腐蚀现状

1.1  绝缘接头工作原理

在天然气管道系统中，绝缘接头承担着防止保护电流泄漏、保障管道电化学防腐效果的核心功能。对于天然气长输管道而言，阴极保护是抑制外壁腐蚀的主流技术，而实现保护电流的精准作用、避免电流流失，需通过绝缘接头构建可靠的电气隔离体系。

绝缘接头可将管道系统的不同金属管段进行电气隔离，阻断杂散电流在管段间的传输，确保阴极保护电流仅作用于目标保护区域，显著提升保护效率与效果。依据 SY/T 0156―2008《阴极保护管道的电绝缘标准》要求，绝缘接头的绝缘电阻值需大于10 MΩ。

在偏远地区的长输管道项目中，焊接式绝缘接头因具备结构稳定性强、密封性能可靠等优势，应用较为广泛；但该类型接头也存在明显局限：焊接完成后，后期维修与更换需专用焊接设备及专业技术人员操作，不仅施工难度大、成本高，且焊接过程若操作不当（如焊接温度失控、焊缝缺陷等），易破坏绝缘接头的电气隔离性能与结构完整性，埋下腐蚀隐患。

1.2  绝缘接头非保护端腐蚀现状

为精准掌握绝缘接头的腐蚀特征，以陕北某气田区块为研究对象。该区块为“采—集—输”于一体的综合项目，涵盖700余公里天然气管道、70余座采气井场及 10 座集气场站。针对区块内已发生的70余处绝缘接头腐蚀案例进行跟踪治理，结合现场调研数据与文献分析，系统总结了绝缘接头的腐蚀部位、形态及程度特征。

（1）腐蚀部位特征。现场勘查与开挖结果显示，绝缘接头的腐蚀主要集中于非保护端，其中焊缝区域为腐蚀重灾区；同时，绝缘接头周边管线的内壁底部腐蚀现象显著，而管线中上部及阴极保护端内壁基本无腐蚀，管壁结构完好。实物解剖观察进一步证实：绝缘接头管段内壁的大面积腐蚀破损，均发生在非阴极保护端的内壁下部区域（图 1、图 2）。

图 1 管道绝缘接头内腐蚀情况

图 2 管道绝缘接头外腐蚀情况

（2）腐蚀形态特征。绝缘接头的腐蚀形态主要表现为三类：一是点蚀，蚀坑边缘呈规则圆形，坑内表面光滑，无明显腐蚀产物附着，多发生于管线内壁底部；二是缝隙腐蚀，集中在绝缘接头的密封面与连接缝隙处，因缝隙内易积聚腐蚀性介质（如含氯离子的积液），形成局部高浓度腐蚀环境，加速腐蚀进程；三是均匀腐蚀，表现为金属表面的整体均匀减薄，虽腐蚀速率相对缓慢，但长期累积会导致管道壁厚不足，影响结构安全。

（3）腐蚀程度差异。不同工况与环境下绝缘接头腐蚀程度存在显著差异：在高矿化度、高湿度等恶劣腐蚀环境中绝缘接头短期内（如1～2 年）可出现严重腐蚀损坏，管道壁厚减薄幅度可达30%以上，部分案例甚至出现管壁穿孔泄漏；而在腐蚀环境相对温和的区域，腐蚀进程较为缓慢，年均壁厚减薄量通常低于 0.1 mm。

2  腐蚀危害及原因分析

2.1  腐蚀危害评估

（1）安全风险突出。腐蚀导致的管道壁厚减薄，会大幅降低管道的承载能力与抗风险能力：当管道内压与外部荷载叠加时，易引发管道泄漏、破裂等事故。一方面，天然气泄漏可能引发火灾、爆炸，对周边人员生命与财产安全构成直接威胁；另一方面，泄漏的天然气及携带的腐蚀性介质会污染土壤与地下水，破坏生态环境，引发长期的环境修复问题。

（2）经济损失显著。腐蚀失效带来的直接经济成本包括绝缘接头维修更换费用、防腐材料成本、施工设备租赁及人工成本等；间接经济成本则更为高昂，包括因管道停输导致的气田产量损失、下游用户断供赔偿费用，以及腐蚀事故引发的环境治理、法律纠纷与赔偿支出。据统计，某气田因绝缘接头腐蚀导致的年运维成本增加近千万元，占管道总运维成本的 25% 以上。

（3）生产连续性受扰。绝缘接头的严重腐蚀需停机维修，而管道停输会直接中断天然气输送流程：对上游气田而言，停输会导致井口压力升高，被迫减产或关井；对下游工业用户与居民用气而言，断供会影响生产连续性与日常生活，甚至引发社会层面的能源供应稳定性担忧，对油气企业的品牌形象与社会责任履行造成负面影响。

2.2   腐蚀原因与关键影响因素

（1）气质组分影响。为明确天然气组分对绝缘接头的腐蚀作用，委托专业机构采用气相色谱 —质谱联用技术（GC-MS）对井场天然气进行组分检测。结果表明，天然气中含有的HCI、CO2等腐蚀性气体，在潮湿环境下会与水结合形成酸性溶液，加速绝缘接头金属基体的电化学腐蚀；同时，天然气中的微量杂质（如固体颗粒）会对绝缘接头表面涂层造成磨损，破坏涂层完整性，为腐蚀性介质渗透提供通道。

（2）水样分析。对管道内积液的化验分析显示（表 1），水样中 Cl-浓度高达50 000 mg/L以上。Cl-具有离子半径小、穿透能力强的特性，可穿透绝缘接头表面的钝化膜（如氧化亚铁膜），与金属基体发生反应，导致钝化膜局部破裂；破裂区域的金属表面因失去保护，会迅速发生阳极溶解，形成点蚀坑，且点蚀坑内的 Cl-会进一步富集，加速腐蚀的纵深发展。此外，水样的pH值（多为4.5～6.0）呈弱酸性，会加剧金属的电化学腐蚀速率，进一步恶化腐蚀环境。

表 1 管道内水样主要组分理化分析结果

（3）阴极保护电位失衡。通过便携式电位测试仪对绝缘接头两侧电位进行多次测量发现，非保护端与保护端的电位差普遍超过200 mV。虽然能够满足阴极保护需求，但这种电位差会在绝缘接头附近形成局部电化学腐蚀电池：非保护端因电位较低成为阳极，发生氧化反应（Fe－2e－=Fe2+），金属不断溶解；保护端因电位较高成为阴极，发生还原反应（2H2O + O2 + 4e－ = 4OH－），形成腐蚀电流回路，加速非保护端的局部腐蚀（图 3） 。

图 3 形成局部腐蚀示意图

3  腐蚀控制技术及应用效果

3.1  腐蚀控制策略与技术

针对上述腐蚀原因，从 “源头防控—过程监测—修复优化” 三个维度，提出以下腐蚀控制技术方案：

（1）优化阴极保护系统参数。采用恒电位仪与参比电极组成的闭环控制系统，对绝缘接头两侧的阴极保护电位进行实时监测与动态调整：通过在绝缘接头非保护端附近增设辅助阳极，优化保护电流分布，将两侧电位差稳定控制在 50～100 mV 的安全范围内，抑制局部腐蚀电池的形成；同时，定期对阴极保护系统的接地电阻、保护电流密度进行检测，确保系统长期处于有效运行状态。

（2）改善管道内部腐蚀环境。优化清管周期，将绝缘接头腐蚀速率较快的管道清管频率由每季度1次提升至每月2次，通过机械清管移除管内积聚的腐蚀性杂质与积液，进一步减少介质对绝缘接头涂层和金属基体的侵蚀，从源头降低腐蚀介质浓度[1]。

（3）应用通球内检测技术。采用带磁性检测模块的智能清管球，对管道内壁及绝缘接头进行全里程检测：清管球随天然气流体移动过程中，通过内置传感器采集管壁腐蚀缺陷的位置、深度、面积等数据，并实时传输至地面控制系统；检测完成后，利用专用软件对数据进行三维建模与腐蚀等级评估，精准定位腐蚀隐患区域，为后续修复提供精准依据，弥补传统人工开挖检测 “覆盖范围小、效率低”的不足。

（4）选用适配型缓蚀剂。针对 Cl-对金属钝化膜的破坏作用，在绝缘接头表面涂层修复时，添加吸附型与钝化型复合缓蚀剂：吸附型缓蚀剂可通过疏水基团在金属表面形成吸附膜，阻断 Cl-与金属基体的接触；钝化型缓蚀剂可与金属离子反应，形成致密的氧化膜（如 Fe3O4膜），修复钝化膜缺陷[2]。即使涂层出现微小破损，缓蚀剂也能快速迁移至破损区域，形成二次保护，延缓腐蚀发展。

（5）改进绝缘接头安装工艺。通过流体动力学模拟与工程实践验证，优化绝缘接头的安装角度与位置：一是对井场侧绝缘接头进行抬升改造，将安装高度提升 0.5～1.0 m，利用重力作用促进管道内积液排出，减少绝缘接头与腐蚀性积液的接触时间；二将绝缘接头的安装坡度由原来的0.2%提升至0.5%，构建 “高—低” 导流路径，加速管内积液排出，减少水分在绝缘接头处的积聚；同时，在绝缘接头与管道的焊接部位采用 “多层多道焊” 工艺，控制焊接温度（800～900℃）与冷却速度，避免焊接热影响区出现晶粒粗大，提升焊缝区域的抗腐蚀能力。

（6）构建多维度监测体系。腐蚀探针监测：在绝缘接头非保护端内壁安装电阻式腐蚀探针，通过测量探针电阻随时间的变化，计算金属腐蚀速率（公式：v = k·ΔR/S，其中 v 为腐蚀速率，k 为常数，ΔR 为电阻变化量，S 为探针有效面积），实现腐蚀过程的动态跟踪。超声波壁厚测量：采用高精度超声波测厚仪（精度±0.01 mm），每季度对绝缘接头及周边管段进行壁厚检测，通过对比不同时期的壁厚数据，评估腐蚀导致的壁厚减薄趋势。电位差定期测试：每月采用硫酸铜参比电极，测量绝缘接头两侧的电位差，若发现电位差超出 100 mV，立即调整阴极保护系统参数，防止腐蚀加速。

3.2  应用效果分析

将上述腐蚀控制技术方案在陕北某气田区块的 20 处绝缘接头进行试点应用，经过近两年（2022—2024 年）的跟踪监测，取得显著效果。

（1）腐蚀速率显著降低。监测数据显示，应用前绝缘接头的平均腐蚀速率为0.7 mm/a，应用后降至0.02 mm/a以下，下降幅度达97.14%，其中焊缝区域的腐蚀速率下降最为明显，由0.9 mm/a 降至0.015 mm/a，达到管道设计服役寿命（20年）的腐蚀控制要求。

（2）运维成本大幅减少。试点区域的绝缘接头维修更换频率由每年2～4处降至每2年1处，年运维成本由150万元降至60万元，降幅达60%；同时，因腐蚀导致的管道停输时间由每年10天缩短至2天，气田年产量损失减少约200×104 m³，经济效益显著。

（3）现存问题与优化方向。应用过程中发现两处待优化点：一是缓蚀剂在管道内部分布不均，部分管段缓蚀剂浓度不足（低于50 mg/L），推测与单一点注入方式有关，后续计划采用 “多点间隔注入”工艺，确保缓蚀剂均匀覆盖；二是个别腐蚀探针因管道振动出现数据漂移，需对探针固定结构进行加固，并增加定期校准频次（由每季度1次增至每月1次），提升监测数据准确性。

4  结论

（1）天然气管道绝缘接头的腐蚀主要集中于非保护端，以点蚀、缝隙腐蚀为主，Cl-侵蚀、阴极保护电位失衡是核心诱因；腐蚀不仅会引发安全事故，还会显著增加运维成本、干扰生产连续性。

（2）采用“阴极保护优化+环境改善+缓蚀剂应用+工艺改进+多维度监测”的综合控制方案，可将绝缘接头腐蚀速率降至0.02 mm/a以下，大幅延长寿命，降低运维成本，保障管道安全运行。

（3）后续需针对缓蚀剂分布不均、监测数据漂移等问题进一步优化技术细节，并探索新型纳米涂层（如TiO2 / Al2O3 复合涂层）、智能缓蚀系统（如pH响应型缓蚀剂）等高效技术，持续提升绝缘接头的抗腐蚀能力，为天然气产业可持续发展提供更有力的技术支撑。

参考文献：

[1]孙明先，吴明，王晶，等.塔河油田集输管道腐蚀与防腐技术[J]. 油气储运，2010，29 (5)：361-363.

[2]毛汀.威远页岩气田某平台失效管段的腐蚀失效原因分析[J]. 全面腐蚀控制，2023，37 (8)：72-75.

作者简介：王学营，1987年生，中级工程师， 2014年本科毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，主要从事管道完整性管理和腐蚀管控工作。联系方式：18863013001，xueying.wang@slbcopower.com。