輸油場(chǎng)站站內(nèi)工藝管線腐蝕原因分析及應(yīng)對(duì)措施

趙盼婷，張建昌，王立濤，張 龍，趙云海

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三輸油處，寧夏銀川 750006）

站外輸油管道可通過(guò)定期發(fā)射清管器檢測(cè)管線大面積腐蝕、機(jī)械損傷、內(nèi)部缺陷等管道異常信息，而站內(nèi)因管網(wǎng)復(fù)雜、敷設(shè)密集、接地系統(tǒng)眾多、設(shè)備復(fù)雜等因素造成管線檢測(cè)困難，目前的檢測(cè)手段大多需要管線開(kāi)挖后移除保溫層等才能對(duì)管道壁厚進(jìn)行測(cè)量，耗費(fèi)人力物力。并且當(dāng)管線投用后發(fā)生壁厚減薄或微小穿孔時(shí)很難察覺(jué)，當(dāng)腐蝕泄漏嚴(yán)重引起SCADA 系統(tǒng)流量、壓力變化或原油滲出地面時(shí)才被發(fā)現(xiàn)，此時(shí)已造成一定危害。因此本文結(jié)合場(chǎng)站內(nèi)管線腐蝕泄漏案例，針對(duì)性分析得出最有可能造成管線腐蝕泄漏的因素，在此基礎(chǔ)上制定相應(yīng)的防護(hù)策略，才能有效防止腐蝕泄漏事故的發(fā)生，保證原油儲(chǔ)輸安全平穩(wěn)。

1 管線腐蝕泄漏宏觀原因

1.1 管線防腐缺陷

輸油場(chǎng)站工藝管線的管材、防腐材料的選擇未結(jié)合場(chǎng)站實(shí)際土壤情況具體分析后選取，導(dǎo)致其不能應(yīng)對(duì)不同地段、不同土壤環(huán)境的差異性，存在潛在的腐蝕危險(xiǎn)。另外站內(nèi)管道防腐材料低性能也會(huì)引起管線腐蝕，目前多數(shù)場(chǎng)站的埋地管道防腐施工仍使用無(wú)溶劑環(huán)氧樹(shù)脂、聚丙烯膠粘帶、硬質(zhì)聚氨脂泡沫塑料等其他防腐材料，上述材料的密度、絕緣性和耐腐蝕性相對(duì)較弱，在土壤濕度較大的位置可能不能滿足防腐要求[1]。管材、防腐材料選擇得當(dāng)?shù)那闆r下，防腐施工就顯得尤為重要，造成管線防腐質(zhì)量差的原因主要有兩方面，一方面由于施工人員操作不合格，監(jiān)理履職不到位出現(xiàn)防腐質(zhì)量問(wèn)題。另一方面由于輸油場(chǎng)站站內(nèi)管線安裝結(jié)構(gòu)外形復(fù)雜的管件，防腐施工時(shí)存在防腐層貼合不緊密、包覆不嚴(yán)等問(wèn)題，后期管線投運(yùn)后很可能引起管線腐蝕泄漏。

1.2 管線陰極保護(hù)缺陷

目前多數(shù)場(chǎng)站僅采取了管道防腐保護(hù)的措施，很少采取陰極保護(hù)設(shè)計(jì)，主要是因?yàn)樵摲N系統(tǒng)設(shè)計(jì)存在諸多難點(diǎn)：首先場(chǎng)站內(nèi)管線敷設(shè)較密集，陰極保護(hù)的實(shí)施很難全面進(jìn)行；其次場(chǎng)站內(nèi)電氣設(shè)備眾多，其相應(yīng)存在不同種類的接地保護(hù)，這會(huì)顯著影響陰極保護(hù)，造成電流漏失；再者場(chǎng)站內(nèi)空間不足以承受占地較大的陰極保護(hù)系統(tǒng)，也就是為陽(yáng)極床的布置帶來(lái)了限制；此外，場(chǎng)站管線陰極保護(hù)系統(tǒng)會(huì)對(duì)站外管道的初始防腐保護(hù)造成較大干擾，且這種干擾影響難以消除和避免[2]。因此站內(nèi)管線陰極保護(hù)實(shí)施難度大，尚未在各場(chǎng)站普及建設(shè)。

1.3 管線管理缺陷

輸油場(chǎng)站站內(nèi)工藝管線管理缺失主要表現(xiàn)在三方面，一方面管線投用后不能進(jìn)行年檢或定期檢查，管線壁厚減薄位置不能及時(shí)發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)久運(yùn)行易造成腐蝕泄漏。另一方面對(duì)管線腐蝕風(fēng)險(xiǎn)分析認(rèn)識(shí)不到位，不能有效識(shí)別出死油段，未制定死油段活動(dòng)計(jì)劃或雖制定死油段活動(dòng)計(jì)劃，但沒(méi)有切實(shí)按照計(jì)劃執(zhí)行。再者是未能對(duì)管線出現(xiàn)的外防腐層脫落、剝離或管線銹蝕情況及時(shí)處理，導(dǎo)致管線泄漏事故發(fā)生。

2 管線腐蝕泄漏微觀原因

2.1 管線局部積液

經(jīng)統(tǒng)計(jì)分析第三輸油處近幾年站內(nèi)發(fā)生的腐蝕泄漏事件，主要原因是管線局部積液造成的內(nèi)腐蝕。2017年6 月，靖安首站站內(nèi)換熱器原油出口匯管靠近3#換熱器方向管線發(fā)生泄漏。2020 年5 月同一位置管線再次發(fā)生原油泄漏，后對(duì)泄漏點(diǎn)采用高頻導(dǎo)波的方式進(jìn)行檢測(cè)。經(jīng)分析，認(rèn)為腐蝕主要原因?yàn)椋涸摴芏未嬖诰植克烙停L(zhǎng)期的死油導(dǎo)致原油中的水分沉積于管道底部，形成底部積液，并且經(jīng)檢測(cè)該管段油品中氯離子含量11.73 μg/g，超于標(biāo)準(zhǔn)含量10 μg/g，根據(jù)孔蝕理論，氯離子是孔蝕的“激發(fā)劑”，高濃度的Cl-和溶解氧促進(jìn)點(diǎn)蝕的形核及發(fā)展，從而導(dǎo)致管線腐蝕穿孔。

通過(guò)ANSYS 軟件對(duì)靖安首站換熱器出口匯管進(jìn)行模擬，模擬時(shí)參照?qǐng)稣竟芫€規(guī)格及實(shí)際運(yùn)行參數(shù)（見(jiàn)表1）。設(shè)置流速為0.4 m/s、0.6 m/s、0.8 m/s、1 m/s 進(jìn)行分析。從水相體積分布云圖1 可發(fā)現(xiàn)水相在堵頭底部沉積量最大，由于該處也是所謂的“死油段”，在堵頭底部產(chǎn)生沉積水，形成易腐蝕環(huán)境誘導(dǎo)發(fā)生局部腐蝕穿孔，最終導(dǎo)致管道泄漏。并且從水相體積分布曲線圖2可以看出隨著流速的增大，水相在該管段的分布減少，由于油品流動(dòng)速度越快，其對(duì)水相的攜帶能力越強(qiáng)，水相會(huì)隨著油相流走[3]，而流速小時(shí)管線內(nèi)水相分布較大，因此建議靖安首站在滿足外輸要求的情況下，管道流速不能過(guò)小，流速在0.8～1 m/s 較為合適，此時(shí)的流量范圍為288～360 m3/h，在此范圍能滿足輸送要求，又能減小管道積液造成的腐蝕。

圖1 不同流速下水相體積分布云圖

圖2 不同流速下水相體積分布曲線圖

表1 模擬參數(shù)

2.2 管線沖蝕磨損

具有一定速度的流體夾帶顆粒流過(guò)管道時(shí)，在管道流向發(fā)生改變的位置易對(duì)此處的壁面造成一定的沖蝕，并且這些部位也易形成積液，雙重作用下，管道內(nèi)壁逐漸減薄，當(dāng)壓力波動(dòng)時(shí)這些部位易發(fā)生腐蝕泄漏。油房莊生產(chǎn)運(yùn)行庫(kù)管網(wǎng)腐蝕治理工程中對(duì)來(lái)油計(jì)量間、喂油泵房、外輸計(jì)量間內(nèi)的埋地管線開(kāi)挖后用超聲波測(cè)厚儀對(duì)其壁厚進(jìn)行測(cè)量，發(fā)現(xiàn)壁厚減薄最嚴(yán)重部位在立管、彎頭與直管焊縫連接處、三通9 點(diǎn)方向。

利用ANSYS 軟件，根據(jù)油房莊生產(chǎn)運(yùn)行庫(kù)2021年1 月1 日?qǐng)?bào)表8：00 時(shí)平均瞬時(shí)流量Q=423.5 m3/h，計(jì)算此時(shí)的平均流速為1.2 m/s，輸入?yún)?shù)后對(duì)彎頭及三通模擬，其沖蝕磨損速率云圖（見(jiàn)圖3），從圖3 可以看出沖蝕磨損最嚴(yán)重位置位于彎頭外側(cè)70°～90°，三通沖蝕磨損最嚴(yán)重位置位于連通位置靠近進(jìn)口的6～9 點(diǎn)方向，與實(shí)際檢測(cè)結(jié)果基本一致。

圖3 彎管及三通處沖蝕磨損速率云圖

由于沖蝕磨損而損失的金屬質(zhì)量（m）=凹坑體積（v）·管材密度（ρ），沖蝕磨損速率為Er 取沖蝕部位單位半徑r 的圓作為研究對(duì)象，此區(qū)域面積πr2，則在單位t 時(shí)間內(nèi)此區(qū)域內(nèi)管匯材料損失掉的質(zhì)量為：πr2·Er，當(dāng)r 值很小時(shí)，可以假定損失體積為圓柱形，則沖蝕的圓柱體高度為H=Er·t/p[4]。通過(guò)此式計(jì)算可知彎頭、三通壁厚減薄1 mm 需要的時(shí)間分別是6.4 年、7.8 年，彎頭較三通沖蝕磨損更快，這些部位在其他腐蝕因素的影響下，壁厚減薄速度更快（見(jiàn)表2）。

表2 彎管及三通沖蝕磨損速率

本次油房莊生產(chǎn)運(yùn)行庫(kù)隱患治理工程中由于空間有限、管線實(shí)際位置與設(shè)計(jì)施工不符等因素，在管線連接中安裝多個(gè)彎頭（見(jiàn)圖4），多個(gè)彎頭對(duì)輸油管線的沖蝕磨損規(guī)律本文也在此進(jìn)行了探究，以油房莊生產(chǎn)運(yùn)行庫(kù)手動(dòng)進(jìn)罐管線新老站連頭處連續(xù)彎管為研究對(duì)象，模擬結(jié)果（見(jiàn)圖5），第三個(gè)彎頭處沖蝕磨損速率最大，并且該區(qū)域沖蝕磨損最嚴(yán)重，流經(jīng)多個(gè)彎頭時(shí)流體被連續(xù)加速，第四個(gè)彎管連接直管段流動(dòng)方向改變受二次流的影響流速減小，對(duì)彎頭外側(cè)壁面的擠壓減小，沖蝕磨損減弱，經(jīng)計(jì)算在沖蝕磨損速率最大的第三個(gè)彎頭處出現(xiàn)1 mm 的壁厚減薄時(shí)間約為5.4 年，因此在管道設(shè)計(jì)或安裝時(shí)應(yīng)避免安裝過(guò)多的彎頭，以防對(duì)管道的安全性能造成影響。

圖4 油房莊生產(chǎn)運(yùn)行庫(kù)新老站連頭處管線安裝圖

圖5 不同彎頭處沖蝕磨損區(qū)域圖

3 管線腐蝕泄漏應(yīng)對(duì)措施

站內(nèi)工藝管線腐蝕泄漏影響因素眾多，對(duì)站內(nèi)管線腐蝕機(jī)理進(jìn)行探討，在此基礎(chǔ)上“對(duì)癥下藥”、分別施策，才能有效防止腐蝕泄漏事故的發(fā)生，保證原油儲(chǔ)輸安全平穩(wěn)。

（1）針對(duì)管線防腐缺陷建議新建或改建輸油場(chǎng)站時(shí)，管材和防腐材料的選取應(yīng)根據(jù)輸送油品性質(zhì)、土壤環(huán)境選擇得當(dāng)，選用高質(zhì)量的防腐蝕涂料，認(rèn)真遵守防腐蝕涂料每層涂敷的間隔時(shí)間，選用保溫材料時(shí)，要選用浸水后不產(chǎn)生對(duì)金屬腐蝕的離子材料才能有效減緩管道腐蝕[5]。在管道進(jìn)入地面的位置加裝合適的防腐蝕金屬材料等也能提高管線防腐質(zhì)量。此外在管線防腐施工中對(duì)發(fā)現(xiàn)的防腐層破損點(diǎn)及時(shí)按照相關(guān)規(guī)范進(jìn)行修復(fù)，施工人員應(yīng)按設(shè)計(jì)要求防腐，加強(qiáng)施工質(zhì)量的監(jiān)督，盡可能地避免設(shè)計(jì)施工階段人為因素造成管線投用后腐蝕泄漏的風(fēng)險(xiǎn)。

（2）站內(nèi)埋地管道采用外防腐和陰極保護(hù)聯(lián)合使用是最為經(jīng)濟(jì)有效的控制腐蝕發(fā)生的措施。目前第三輸油處全處范圍內(nèi)首個(gè)場(chǎng)站區(qū)域陰極保護(hù)改造項(xiàng)目已完工，總結(jié)陰極保護(hù)建設(shè)中的難點(diǎn)及投用后對(duì)管線保護(hù)的優(yōu)勢(shì)，在后續(xù)的場(chǎng)站改造中揚(yáng)長(zhǎng)避短對(duì)站內(nèi)管線加陰極保護(hù)裝置。

（3）管理方面應(yīng)充分利用新技術(shù)、新設(shè)備對(duì)站內(nèi)管道嚴(yán)格按照規(guī)范規(guī)定時(shí)間進(jìn)行全面檢測(cè)，高風(fēng)險(xiǎn)段檢測(cè)頻率提高，對(duì)檢測(cè)報(bào)告中管道壁厚減薄處制定應(yīng)對(duì)策略。也可在場(chǎng)站新建及改造時(shí)將埋地管線改為地上低支墩敷設(shè)，減少?gòu)?fù)雜的土壤環(huán)境對(duì)管道的腐蝕。

（4）為避免管線積液腐蝕應(yīng)定期活動(dòng)靜置管線，保證其與相同工藝管道的運(yùn)行頻率一致，避免管內(nèi)沉積物和沉積水的產(chǎn)生。根據(jù)生產(chǎn)輸送要求將管線內(nèi)流速控制合理，減少油水分層，并且對(duì)進(jìn)入場(chǎng)站的油品質(zhì)量嚴(yán)格把關(guān)，關(guān)注腐蝕性介質(zhì)濃度變化，可在管道中懸掛腐蝕掛片對(duì)管內(nèi)腐蝕動(dòng)態(tài)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。

（5）由于輸油場(chǎng)站接收采油廠處理后的原油，原油中所含雜質(zhì)較少，但長(zhǎng)期運(yùn)行下也會(huì)造成一定的沖蝕磨損，管道設(shè)計(jì)單位應(yīng)做到在滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際時(shí)避免加裝過(guò)多彎頭，并且在彎頭選用上應(yīng)優(yōu)先考慮曲率半徑大的彎頭以減少?zèng)_蝕磨損。管線壁厚檢測(cè)時(shí)在匯管底部、彎頭外側(cè)、三通處縮短檢測(cè)周期多加檢測(cè)點(diǎn)重點(diǎn)檢測(cè)，以便及時(shí)發(fā)現(xiàn)管線安全隱患。

4 結(jié)論

本文對(duì)輸油場(chǎng)站站內(nèi)管線腐蝕原因逐項(xiàng)分析，并提出應(yīng)對(duì)措施，但站內(nèi)集輸管線的腐蝕原因較為復(fù)雜，在今后的生產(chǎn)運(yùn)行管理中，需要進(jìn)一步開(kāi)展系統(tǒng)性研究，歸納總結(jié)不同腐蝕泄漏事件中腐蝕泄漏部位、腐蝕的管材力學(xué)性能以及腐蝕產(chǎn)物微觀形貌等，找到腐蝕泄漏主因，對(duì)未發(fā)生腐蝕泄漏的站內(nèi)工藝管線確定應(yīng)對(duì)措施，形成整體解決方案，確保站內(nèi)工藝管線的運(yùn)行安全。