雅克拉氣田天然氣西氣東輸管道腐蝕與檢測評價

張江江,張志宏

(中國石油化工股份有限公司 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

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雅克拉氣田天然氣西氣東輸管道腐蝕與檢測評價

張江江,張志宏

(中國石油化工股份有限公司 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

針對雅克拉氣田天然氣西氣東輸管道巡檢開挖過程中發現的典型腐蝕案例，應用超聲波測厚及管壁探針測深技術對開挖點腐蝕管道進行了檢測，結合管道介質工況、周圍土壤及地形條件，對腐蝕管道的外防腐蝕層情況、腐蝕產物、腐蝕特征、腐蝕因素及原因等進行了觀察、測試及分析。結果表明，管道腐蝕原因為防腐蝕層及陰極保護失效狀況下的含水土壤溶解氧腐蝕。結合管道設計、運行參數及檢測數據，進行了管道安全性評價及剩余壽命預測。結果表明，該管道上游3.5 km以內管道處于非安全區，需及時開展腐蝕治理。針對管道腐蝕問題，提出了針對性治理措施。

雅克拉；管道；外腐蝕；檢測；壽命

Corrosion Detection and Evaluation of West to East Nature Gas Transmission Pipeline

1 現場情況

雅克拉天然氣西氣東輸工程外輸天然氣管線2008年3月投產，管線起點為雅克拉集氣站，終點為英買力閥室，規格φ355.6 mm×8.8 mm，長度7.58 km，材質L415MB，外防腐蝕層采用加強級高溫型3PE，設計壓力10 MPa，設計輸量10×108N·m3/a，目前運行壓力約6.4 MPa，日輸量約100×104N·m3，起點溫度約為60 ℃，末端溫度約為45 ℃。

2012年對該天然氣管線(以下簡稱西氣東輸管線)進行了防腐蝕層檢測與評價。探坑開挖發現，管線防腐蝕層已經出現連續的約5 mm寬的裂口，用木棍沿管道徑向、軸向敲擊，多處會發出悶悶空鼓聲，可判斷聚乙烯層已與管道本體剝離。多處裂口聚乙烯層大面積脫落，露出鋼管本體，管體表面銹跡斑斑，且陰保系統失效。2013年根據該管道外防腐蝕層破損實際情況，確定了石油瀝青防腐蝕層修復方案，并開展修復試驗，目前修復工程仍處于實施中。2014年開挖修復防腐蝕層時，發現起點管道發生較嚴重腐蝕，目測最大腐蝕坑深目測約3.0 mm,為了進一步評價,又開挖了其他多個不同位置的典型管段進一步觀察評價。

2 現場檢測評價

對該管道8處開挖管段(自雅克拉集氣處理站起，沿管道走向依次編為1號、2號、3號、4號、5號、6號、7號、8號)，見圖1，進行了現場踏勘、腐蝕形貌觀察及腐蝕產物分析，并通過超聲波測厚和管壁探針測深技術進行檢測。

圖1 管道現場檢測點位置衛星影像圖Fig. 1 Satellite image of pipeline detection points

由圖1衛星影像結合現場踏勘，埋地管道由上游向下游地勢變高，3號～6號管段處于季節性洪水水道經過區域，土壤潮濕的環境。

2.1 腐蝕特征分析

管段腐蝕嚴重的1號坑臨近A位置(間隔10 m之內)2013年修復治理過程僅發現該管段3PE破損，管道本體未發現明顯的腐蝕；而腐蝕嚴重的2號坑臨近B位置(間隔15 m之內)2012年開挖檢查過程也僅發現該管段3PE破損，管道本體未發現明顯的腐蝕；另外在2號坑與3號坑之間的C位置2012年開挖檢查過程曾發現該管段存在相對較嚴重的腐蝕，但與近期1號、2號、3號坑的腐蝕相比要輕微的多，如圖2所示。

根據現場檢測情況來看，見圖2、圖3，腐蝕呈現一定的規律：

(1) 處于上游的1號、2號、3號探測坑的管段腐蝕十分嚴重，呈大段連片狀的嚴重腐蝕，腐蝕集中在管道3～9點方位，4～5、7～8點方位相對最嚴重，其中距離雅克拉集氣處理站3 km的3號探測坑檢測管段腐蝕最為嚴重，腐蝕坑深2～3 mm較為普遍，局部最大點蝕坑深4.0 mm，則該部位管道壁厚僅4.7 mm左右；

A(2012年) 1號(2014年)

B(2012年) 2號(2014年)圖2 2012年與2014年開挖管道腐蝕形貌對比Fig. 2 2012 and 2014 excavation pipeline corrosion morphology comparison

3號 4號 5號

6號 7號 8號圖3 開挖管道腐蝕形貌Fig. 3 Excavation pipeline corrosion morphology

(2) 處于管道中下游的4號、5號、6號探測坑腐蝕相對較上游3坑輕微，腐蝕主要沿3PE裂紋發育，未形成大段連片，但局部腐蝕也較嚴重，腐蝕坑深1.6～2.2 mm較為普遍，而絕大部分3PE層有裂紋未剝落，未剝落處基本無腐蝕；

(3) 處于管道下游末端7號、8號探測坑的管道腐蝕相對最輕，其3PE層相對完整，裂紋數量較少，剝落程度不嚴重，在部分3PE裂紋附近發現小范圍連片腐蝕，局部腐蝕坑深0.6～1.14 mm。

2.2 腐蝕產物分析

對開挖點管道的腐蝕產物宏觀觀察分析：腐蝕產物呈紅黑褐色，具有多層和鼓泡的形貌，由腐蝕嚴重的3號的蜂窩狀特征逐步向1號、2號等腐蝕較輕的厚層狀、層狀及波片狀過渡，厚度2～8 mm，具有明顯的白色鹽垢，其中2號坑管段腐蝕產物上還附有一層厚約6～7 mm泥土層。

通過對開挖點管段腐蝕產物取樣，進行能譜元素分析，確定腐蝕產物的組分，并應用掃描電鏡對腐蝕產物的形貌進行了觀測，見圖4和圖5。

圖4 腐蝕產物掃描電鏡特征Fig. 4 The corrosion product SEM characteristics

圖5 腐蝕產物EDS能譜元素分析Fig. 5 The EDS energy spectrum analysis of corrosion products

由圖4可知,腐蝕產物為層狀。圖5顯示腐蝕產物主要元素為鐵、氧和硅質量分數總計為90%，含有微量的氯及鈣，由此可以判定腐蝕產物主要為鐵的氧化物。

綜上所述，從歷次現場跟蹤觀察和檢測評價結果來看，該管道因3PE防腐蝕層發生了嚴重破裂剝落，導致陰護系統失效停運，造成大段管道暴露在潮濕、富氧及高鹽土壤強腐蝕環境，導致管道本體沿PE裂紋腐蝕發育，尤其是處于季節性水體發育上游管段，腐蝕問題突出。

3 管道腐蝕因素及機理研究

管道外防腐蝕層破裂后，周圍土壤水份會沿著裂縫侵入到外壁與防腐蝕層的狹小空間形成水膜，而大氣中氧與土壤為暢通環境，使得土壤中含有一定量的氧，此外本區土壤中含鹽量較高。影響腐蝕的因素主要有土壤孔隙度、含氧量、含水率、電阻率、含鹽量、pH等[1-3]。

3.1 腐蝕影響因素分析

(1) 土壤含水量 土壤中鹽水為溶解氧與管道外壁的電化學反應的基本條件，當土壤中的含水量增加時，使得溶解氧含量增加、管道外壁與腐蝕介質接觸更充分，可溶鹽增大，土壤電阻率減小，從而腐蝕加重、加快。通過對該地區土壤含水量檢測，平均為11%，為較強腐蝕等級，見表1。

表1 一般地區依據含水量、含鹽量的土壤腐蝕性分級標準[4]

(2) 含鹽量 土壤含鹽量大小會影響土壤電導率，而土壤中氯離子會促進點腐蝕，硫酸根離子及碳酸氫根離子為結垢創造條件，進而造成管道外壁垢下腐蝕。土含鹽量增加，會造成水中鎂離子等陽離子濃度增大，使管道外壁與防腐蝕層間電化學溶液環境離子導電能力增強，加快腐蝕反應進程。通過對西氣東輸管道區域土壤取樣分析含鹽量，平均大于1.2%，腐蝕性強。另外對本區SO42-、HCO3-與CO32-等進行檢測，含量較小，因此這類因素對土壤的腐蝕性影響較小。

(3) 土壤電阻率 本區電阻率較低，一般小于20 Ω·m，可見土壤腐蝕性較強，因此防腐蝕層一旦破損，低電阻率的土壤會對管道造成較強腐蝕。根據前期埋地掛片腐蝕速率監測試驗，A3材質的鋼片經過埋地5個月后，掛片腐蝕結垢嚴重，掛片表面布滿點腐蝕坑，最大坑深2 mm，平均腐蝕速率為0.168 mm/a，為嚴重腐蝕，點蝕速率為4 mm/a，為極嚴重腐蝕。

(4) 溶解氧 管道外壁與防腐蝕層間的鹽水溶液中含有一定量的溶解氧會極大地促進管壁腐蝕，隨著溶解氧含量的增加，電化學反應速率增加，腐蝕加重，此外土壤孔隙會影響溶解氧含量。由于管道敷設填埋過程土壤未壓實處理，其孔隙度較大，因此溶解氧的能力也較大，從現場大量腐蝕產物形貌來分析，腐蝕產物主要為鐵的氧化物，所以氧腐蝕的影響占主導地位。

綜上所述，本區土壤的腐蝕性主要受溶解氧、孔隙度、含鹽量及含水控制。

(5) 防腐蝕層及陰極保護 3PE是性能優良的防腐蝕層，其適應溫度-40～70 ℃。當外防腐蝕層處于完好狀態時，可以將腐蝕介質和管線隔開，起隔離保護作用。前期TP區未實施陰極保護試片平均腐蝕速率為0.089 mm/a，而實施陰極保護的試片平均腐蝕速率為0.019 mm/a，腐蝕速率降低81.9%，可見陰極保護對管道外腐蝕具有抑制作用，當防腐蝕層出現輕微破損時，陰極保護對管道外壁提供電子，保證外壁免受腐蝕，而當破損點多、破損嚴重時，防腐蝕層得不到修復就會造成陰保電流下降或失效，使得破損點外壁甚至整條管道得不到有效保護，管道發生嚴重腐蝕。

3.2 腐蝕原因分析

通過對管道腐蝕部位形貌及腐蝕產物觀察，主要表現為沿防腐蝕層破裂、剝落帶分布，腐蝕產物呈現褐紅色、棕黑色片狀、薄層狀，部分為六面體結晶，主要成分為鐵的氧化物，局部含鹽垢和泥土。當大氣中氧(O2)與土壤水形成溶解氧，防腐蝕層破損造成管道外壁與防腐蝕層間形成水膜，含水土壤、水膜與管壁接觸，溶解氧發生去極化反應，在管道內壁形成微小腐蝕坑(見圖6)。本區土壤中水pH為7.4～7.5，其電化學腐蝕反應主要為：

(1)

(2)

(3)

管道前端處于含水較高土壤環境，運行溫度較高，有利于腐蝕發展，而防腐蝕層破損十分嚴重，為土壤腐蝕提供了有利條件，管體外壁在短時間內發生了較為嚴重的腐蝕；而管道后端處于溫度低、土壤含水率低環境，溶解氧含量低、防腐蝕層破碎較輕，其腐蝕遠較上游輕微。

圖6 管線外防腐蝕層破損及腐蝕機理Fig. 6 Pipeline anticorrosion layer damage and corrosion mechanism

4 管道檢測評價

管道3PE防腐蝕層破裂剝落程度嚴重、陰極保護失效停運，已處于無任何有效防腐蝕措施的狀態，而且大部分處于潮濕(或季節性)、富氧、高鹽強土壤腐蝕環境之中，腐蝕速率高，另外管道運行溫度恰處于有利于腐蝕形成和發展的溫度區間60℃附近，因此腐蝕風險與安全隱患大。現場發現極嚴重腐蝕也證實了這一認識，下面對其風險與隱患做進一步分析評價。

4.1 管道安全運行的風險評價

不同學者根據管道腐蝕情況采用相應的管道腐蝕風險評價方法[5-8]。結合現場開挖點管道檢測數據、材質、生產運行及設計參數(見表2)，根據SY/T 6477-2000標準[9]首先確定安全評價的重要參數：最小要求壁厚tmin、剩余厚度比Rt及殼體參數λ，計算公式如下：

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

表2 管線安全評價參數

按照管道實際運行壓力(6.4 MPa)，計算得出管道最小要求壁厚tmin為4.57 mm;剩余厚度比Rt為0.20～0.89，殼體參數λ為0.32～19.2。由于管道局部腐蝕缺陷呈現緊鄰分布的特征，按標準可通過剩余厚度比Rt與殼體參數λ的方程式曲線分區圖來進行局部腐蝕缺陷軸向尺寸s安全性評價；通過局部腐蝕缺陷的剩余厚度比Rt與環向尺寸與管道內徑的比值c/Di的方程式曲線分區圖進行局部腐蝕缺陷環向尺寸c安全性評價。結合檢測數據，對管道8個開挖點管段進行局部腐蝕缺陷軸向尺寸s及環向尺寸c的安全性評價，見圖7及圖8。

圖7中曲線由以下方程式得出：

(9)

(10)

圖7 局部腐蝕缺陷軸向尺寸s的安全性評價Fig. 7 Safety evaluation of localized corrosion defect axial dimension s

圖8 局部腐蝕缺陷環向尺寸c的安全性評價Fig. 8 The local corrosion ring to the safety evaluation of size c

從圖7分析可知，其中1號、2號、3號管段局部腐蝕缺陷軸向尺寸s存在安全風險。

圖8中曲線由以下方程式得出：

(11)

(12)

從圖8分析可知，其中在1號、3號局部腐蝕缺陷環向尺寸c存在安全風險。

綜合圖7及圖8分析，1號～3號坑管段存在安全運行風險。

4.2 管道剩余壽命預測

按照API RP 579標準[10]，按照下列公式計算管道8個開挖點管段的剩余壽命預測：

(13)

(14)

式中：tnom為管道設計壁厚，mm；T為運行年限，a。

管道剩余壽命預測見表3。其中3號腐蝕最嚴重剩余壽命預測為0.34 a，腐蝕風險大。

表3 管線剩余壽命預測結果

受檢測條件限制，現場檢測最深蝕坑4.1 mm位于較容易測量腐蝕產物脫落處，無法測量其他被堅實腐蝕產物覆蓋管道的實際腐蝕情況，因此對于管道安全風險判斷需考慮這一因素影響。

4.3 管道腐蝕隱患風險評價

2008年3月管道投運，至2012年8月陰極保護失效，2012年10～12月開挖探測發現其3PE防腐蝕層破裂較嚴重，個別部位發現明顯的腐蝕，但其腐蝕程度遠較2014年5月所發現腐蝕程度輕微，尤其是具有可比性的上游腐蝕嚴重的1號、2號探測坑管段，其鄰近10 m的A、B段在2012年開挖檢測及2013年修復治理過程均未發現明顯腐蝕.因此在較短時間內,管道3PE防腐蝕層的破裂、剝離程度呈現加劇特征，其腐蝕程度也由前期輕度腐蝕發展為嚴重腐蝕。

若按照管道實際運行6 a來計算，其最大腐蝕速率達到0.67 mm/a；若從2012年8月陰極保護失效起計算，則其最大腐蝕速率達到2.34 mm/a，均屬于極嚴重腐蝕。

5 結論與建議

(1) 管道腐蝕規律呈現出處于地勢低洼的土壤

層潮濕環境的管段上游的1號、2號、3號探測坑的管段腐蝕十分嚴重；處于管道中下游的4號、5號、6號探測坑腐蝕相對較上游3坑輕微；處于地勢較高的沙土層管道下游末端7號、8號探測坑的管道腐蝕相對最輕。

(2) 管道腐蝕主要影響因素為土壤含水及鹽分、溶解氧，腐蝕產物主要為鐵的氧化物，主要原因為外防腐蝕層破損后陰極保護失效狀態下的含水土壤的溶解氧腐蝕。

(3) 通過對管道進行安全風險評價及剩余壽命預測，管道上游3 km范圍內管段不能滿足安全生產運行，而部分季節性洪水覆蓋管段仍處于高速腐蝕的強腐蝕環境，腐蝕隱患大。

(4) 建議對該管道上游3～5 km范圍再開挖檢測驗證，對腐蝕嚴重管段進行更換，對下游腐蝕輕微管道盡快修復，其中局部腐蝕嚴重部位須采用加強級修復工藝進行處理。

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[9] SY/T 6477.2-2012 含缺陷油氣輸送管道剩余強度評價方法 第1部分:體積型缺陷[S].

[10] API RP 579-2000 Fitness for service second edition[S].

in Yakela Gas Field

ZHANG Jiang-jiang, ZHANG Zhi-hong

(Northwest Oilfield Company, SINOPEC, Urumqi 830011, China)

Aimed at the corrosion of west to east gas transmission pipeline in Yakela gas field founded during excavation, ultrasonic thickness and wall probe sounding technology were used to detect the corrosion of excavated pipelines. Combined with the pipeline medium conditions, surrounding soil and terrain conditions, the corrosion of pipeline anti-corrosion layer, the corrosion products, the corrosion characteristics, the corrosion factors and mechanism were observed, tested and analyzed. The results showed that the cause of pipeline corrosion was dissolved oxygen corrosion in soil containing water under the failure condition of anti-corrosion layer and cathodic protection corrosion. Combined with the pipeline design, operation parameters and test data, the safety evaluation and prediction of residual life of the pipeline were conducted. The results showed that the pipeline upstream within 3.5 km was in a non secure area, needing corrosion control. Aimed at the corrosion problem, specific measures were put forward.

Yakela； pipeline； external corrosion； testing； life

2014-05-27

張江江(1983-),工程師,碩士,從事于油氣田腐蝕與防護、地質研究及油氣集輸工程技術工作,15999166681, jiangjiang224@126.com

TG174

B

1005-748X(2015)03-0234-06