安塞油田輸油管線腐蝕分析與探討

摘 要：安塞油田原油集輸主要通過埋地鋼質(zhì)管道的輸送方式，埋在地下的鋼質(zhì)管道運行環(huán)境復(fù)雜，受防腐層脫落產(chǎn)生的電化學腐蝕及原油中碳、氫、氧、硫等化學物質(zhì)產(chǎn)生的化學腐蝕等因素影響，容易導(dǎo)致管線腐蝕，一旦管線腐蝕破損便會造成環(huán)境污染，存在較大的安全環(huán)保隱患。針對某外輸管線腐蝕機理及腐蝕檢測情況進行分析，提出下步認識及建議，有效緩解管線腐蝕對原油集輸?shù)挠绊憽?/p>

關(guān)鍵詞：外輸管線；腐蝕機理；腐蝕檢測；數(shù)據(jù)分析；

文章編號：1674-3520（2015）-12-00-01

隨著管線服役年限延長，部分管線腐蝕、老化等問題制約著原油正常外輸任務(wù)，某外輸管線投用于2004年，服役時間超過10年，管線外徑為?159mm，壁厚5.0mm，全長為23.8km為黃夾克防腐保溫，無陰極保護措施。2014年4至10月份曾發(fā)生破損13次，針對管線頻繁破損的現(xiàn)狀，對管線進行腐蝕性檢測及風險評估，本文主要從管線腐蝕機理、檢測數(shù)據(jù)、運行參數(shù)等數(shù)據(jù)進行分析，提出降低管線運行風險的措施，消除安全環(huán)保隱患。

一、管線腐蝕機理

原油外輸管線的腐蝕具有典型的電化學腐蝕特征：一是防腐層破損導(dǎo)致的由外向內(nèi)的微電池腐蝕；二是原油中二氧化硫、硫化氫與水、耗氧腐蝕、二氧化碳及細菌腐蝕導(dǎo)致的由內(nèi)向外的化學腐蝕。受管線內(nèi)、外環(huán)境所致，一般微電池腐蝕和原油中產(chǎn)物發(fā)生的化學腐蝕是同時存在的。

（一）電化學腐蝕。當金屬和電解質(zhì)容積接觸時，由電化學作用而引起的腐蝕叫做電化學腐蝕。金屬管道與含有水分的空氣、土壤等物質(zhì)相接觸，這些介質(zhì)中含有SO2、HCl、NaCl及灰塵，金屬中本來就含有雜質(zhì)，由于鐵元素和雜質(zhì)元素的電位不同，所以當鋼質(zhì)管材暴露于潮濕空氣中時，由于表面的吸附作用，使鐵表面上覆蓋一層極薄的水膜，電離成H+離子和OH-離子，從而發(fā)生由外而內(nèi)的腐蝕，這種腐蝕由管線下表面開始，然后逐漸向內(nèi)滲漏、延伸，從而形成氧化層鼓起并脫離。隨著腐蝕的不斷加深和擴展，防腐層也逐漸成片脫落，進而形成管線底部大面積銹蝕，這是埋地原油管線防腐層脫落后腐蝕穿孔的主要原因。

（二）二氧化硫腐蝕。原油中含硫化物是長期存在的，而管線底部積水中的SO2對鋼質(zhì)管材可發(fā)生酸的再生循環(huán)反應(yīng)。首先二氧化硫、氧氣、鐵反應(yīng)生成硫酸亞鐵，然后硫酸亞鐵水解成氧化物和游離酸，游離酸又加速鐵的腐蝕，生成新的硫酸亞鐵，硫酸亞鐵再水解，如此反復(fù)循環(huán)加速了對管線底部的腐蝕。

（三）耗氧腐蝕。原油中含有一定的水分，還溶解有氧氣，水中分子氧的腐蝕作用是通過陰極上耗氧反應(yīng)進行的，原油外輸管線中水溶液屬于酸性水溶液。陰極上進行的耗氧反應(yīng)，將促進底部鋼管不斷離解成離子而溶解，從而發(fā)生腐蝕。同時輸油管線還而存在二氧化碳腐蝕和細菌腐蝕。

二、管線腐蝕性檢測及數(shù)據(jù)分析

針對該外輸管線頻繁破損的現(xiàn)狀，同時根據(jù)輸油管線腐蝕機理的分析，對該管線進行腐蝕性檢測，下面就從檢測數(shù)據(jù)及運行參數(shù)進行分析。

（一）管線腐蝕情況檢測原理。該管線外防腐層缺陷點檢測采用交流地電位梯度法（ACVG）進行，交流地電位梯度法（ACVG）采用交流電流衰減法（PCM）與交流地電位差測量儀配合使用，通過測量土壤中交流地電位梯度的變化，用于埋地管道防腐層缺陷點的查找及準確定位，同時可以檢測管線的外防腐層情況。防腐層缺陷點檢測時，沿管道環(huán)向12個鐘點方位進行，在近焊縫區(qū)、母材區(qū)測試出管道壁厚的分布狀況，以初步判斷該條管線的腐蝕剩余壁厚。

（二）管線外防腐層檢測數(shù)據(jù)分析。1、防腐層破損情況分析。（1）由管道開挖直接檢測的結(jié)果來看，埋地保溫管道防腐層破損的主要原因為機械外力損傷以及補傷或補口處的質(zhì)量問題。（2）管道無陰極保護，防腐層破損點處的管道處于自然腐蝕狀態(tài)，防腐層缺陷開挖處可見明顯腐蝕產(chǎn)物；（3）管道沿線地形地貌較單一，該管線區(qū)域內(nèi)屬溫帶大陸性氣候季風氣候，降雨少，植被較差，現(xiàn)代侵蝕急劇，水土流失嚴重，管線埋深都較淺。檢測時在管道正上方每隔約50米，測量一次管道埋設(shè)深度，本次所檢管道管頂埋敷深度在0.21～1.53m之間。在本次管線的全面檢測中，共有25處測試位置管道埋深小于0.6m，管道遭受第三方破壞風險較大。2、管體腐蝕情況檢測及分析。該管線于2014年4月至5月共出現(xiàn)10次腐蝕穿孔現(xiàn)象，且腐蝕處多為針孔狀腐蝕穿孔。腐蝕穿孔泄漏處腐蝕速率計算值為0.5mm/a。通過對全段23.8km管線壁厚進行檢測，該段管線平均壁厚僅為4.03mm，平均壁厚最薄方位位于4點鐘方向，平均壁厚為3.97mm。為了解管線各個方位腐蝕現(xiàn)狀，沿著管線外輸方向，按照12個時鐘點進行檢測，壁厚測試數(shù)據(jù)得出結(jié)論最薄處主要位于管道底部4～8點鐘方位（中下部），可以推斷出管體壁厚變薄的主要原因為內(nèi)腐蝕。

（三）管線運行參數(shù)分析。為了更進一步確認外輸壓力、排量、溫度及含水對管線腐蝕破損是否有所影響，對管線破損日期是外輸參數(shù)進行取樣分析，破損時外輸壓力平均為3.2MPa、排量30.6m3/h、溫度51.5℃、含水55.0%，與正常外輸時外輸壓力基本吻合，無異常外輸參數(shù)，分析認為，2014年發(fā)生管線破損時并非因外輸參數(shù)異常所致。

三、認識及建議

（一）認識。通過對輸油管線腐蝕機理、現(xiàn)場管線檢測及外輸運行參數(shù)的數(shù)據(jù)分析，得出以下幾個認識：1、隨著管線服役年限延長，部分管線腐蝕、老化等問題制約著原油正常外輸任務(wù)，存在較大的工藝安全隱患；2、埋地管線受環(huán)境影響，防腐層破損導(dǎo)致輸油管線外腐蝕的主要原因；3、因原油中二氧化硫、硫化氫與水、耗氧腐蝕、二氧化碳及細菌腐蝕是導(dǎo)致輸油管線內(nèi)腐蝕的主要原因；4、加強施工質(zhì)量管理，杜絕在初期施工時埋地管線的防腐層因人為因素而破損，減慢管線由外向內(nèi)的微電池腐蝕；

（二）建議。為了防止輸油管線腐蝕破損帶來的影響， 提出以下幾點建議：1、加強輸油管線腐蝕的監(jiān)測與控制，定期對管線外壁進行檢查和壁厚、腐蝕性檢測；2、為減緩輸油管線腐蝕速率，建議對輸油管線采用陰極保護措施；3、為降低管線內(nèi)腐蝕對輸油管線的影響，建議在原油中添加少量阻止或減緩金屬腐蝕的物質(zhì)，如緩蝕劑、殺菌劑和阻垢劑等；4、對輸油管線腐蝕檢測存在隱患的輸油管線進行更換管線，防止管線腐蝕破損造成的環(huán)境污染；5、建議控制好外輸壓力、排量、溫度等參數(shù)，同時做好參數(shù)監(jiān)控，發(fā)現(xiàn)異常及時處理，防止輸油參數(shù)異常導(dǎo)致管線破損。

參考文獻：

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[2]王剛、李會影、劉振興，油氣管道的防腐與防護，黑龍江科技信息，2010年5月；

[3]趙海濤，油氣輸送管道腐蝕因素與防護對策，科技論壇，2009年7月。