蘇丹OGM8輸油管道腐蝕機理與防護(hù)對策

趙魯蘇

(中國石化集團江蘇石油勘探局，江蘇揚州 225009)

蘇丹OGM8輸油管道腐蝕機理與防護(hù)對策

趙魯蘇

(中國石化集團江蘇石油勘探局，江蘇揚州 225009)

蘇丹邁魯特盆地輸油管道在投產(chǎn)1年后發(fā)生多次泄露，管道外壁腐蝕嚴(yán)重。經(jīng)檢測，管道腐蝕的原因是管道的熔結(jié)環(huán)氧粉末(FBE)防腐蝕層出現(xiàn)漏點、陰極保護(hù)強加電位不當(dāng)以及土壤含有較多的腐蝕微生物。針對管道的腐蝕泄露，提出了相應(yīng)的防護(hù)對策，如加強陰極保護(hù)管理，采用3PP新型防腐蝕層以及定期對管道進(jìn)行內(nèi)檢測等。

輸油管道 腐蝕 陰極保護(hù) 環(huán)境 控制

蘇丹邁魯特盆地法羅杰油田8號小型集輸站(OGM8)管道自2004年10月開始施工建設(shè)，至2005年5月建成。自2006年8月投產(chǎn)至2007年7月開始發(fā)生泄漏，僅僅投入使用1年時間。泄漏的管道包括該小型集輸站的輸出管道、井口管道及陰極保護(hù)系統(tǒng)連接到該小型集輸站的井口管道。2007—2008年間，該管道發(fā)生泄漏20余次，主要集中在蘇丹每年的雨季7、8月間，泄漏主要由腐蝕嚴(yán)重的點腐蝕穿孔造成，點腐蝕坑分布在焊口附近占70%，其他位置占30%，如圖1(a)(b)所示。圖1(a)是深腐蝕坑，該坑深度達(dá)5.1 mm(管道壁厚為7.11 mm)，圖1(b)是現(xiàn)場泄漏情況。

圖1 管道腐蝕形貌

1 腐蝕原因分析及對策［1］

根據(jù)管道運行情況及腐蝕發(fā)生所處的環(huán)境，查找造成腐蝕泄露的原因并采取相應(yīng)的對策。

1.1 陰極保護(hù)系統(tǒng)

經(jīng)過現(xiàn)場檢查分析發(fā)現(xiàn)，該管道設(shè)計的陰極保護(hù)類型為外加電流式陰極保護(hù)，通過陰極保護(hù)變壓器，強行給管道加一個負(fù)電位。但該管道建成后，由于長時間沒有投產(chǎn)，該陰極保護(hù)變壓器沒有電源，造成陰極保護(hù)系統(tǒng)沒有運行。2006年投產(chǎn)1個月之后，陰極保護(hù)變壓器的一個電路板出現(xiàn)故障，停止了該變壓器的使用。至2007年管道開始泄漏，陰極保護(hù)變壓器一直未投入使用。泄漏后，檢查中又發(fā)現(xiàn)陰極保護(hù)變壓器的電極被接反，雖然僅投產(chǎn)一個月，但是對管道造成了嚴(yán)重的腐蝕。該地區(qū)所有發(fā)生泄漏的管道都是受保護(hù)于該陰極保護(hù)系統(tǒng)的。陰極保護(hù)系統(tǒng)的反接，在短時間內(nèi)造成管道外壁防腐蝕層的剝落。

針對此種情況，立即對陰極保護(hù)變壓器進(jìn)行搶修，將外加電位由原來的－0.8 V提高到－2.0 V。采用較高的陰極保護(hù)電位之后，補救效果明顯。2009－2010年未發(fā)生大范圍的管道泄漏事故。由此，該油區(qū)其他陰極保護(hù)系統(tǒng)的保護(hù)電位也相應(yīng)提高到－1.5 V左右，保證陰極保護(hù)測試樁最低保護(hù)電位高于－1.0 V。但同時會造成輔助陽極壽命的縮短，輔助陽極原設(shè)計壽命為25 a，提高保護(hù)電位后，壽命縮短約為15 a，可通過增加新的輔助陽極滿足使用要求。調(diào)整后陰極保護(hù)實測數(shù)據(jù)見表1。

其中TP 01為8號小型集輸站外輸管道1號陰極保護(hù)測試樁，TP 03為8號小型集輸站外輸管道3號陰極保護(hù)測試樁，從表1實測電位結(jié)果分析可知，已經(jīng)達(dá)到保護(hù)效果。

1.2 防腐蝕層及補口

在早期開挖出來的管道上發(fā)現(xiàn)很多FBE(熔結(jié)環(huán)氧粉末)防腐蝕層點狀空鼓、剝落的現(xiàn)象，焊口補口處防腐蝕層剝落最為嚴(yán)重。主要原因為管道在下溝建設(shè)過程中，存在較多未修補的防腐蝕層漏點(如針孔和劃傷等)，現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)有一處泄漏點位于長達(dá)1 m的防腐蝕層劃傷位置。部分焊口位置補口前的除銹等級未達(dá)到要求的St3.0級，且存在針孔。在發(fā)生陰極保護(hù)電位反接的情況下，防腐蝕層的各個漏點和部分補口位置的防腐蝕層開始發(fā)生點蝕，點蝕首先破壞防腐蝕層，造成點狀、線狀的空鼓和剝落。防腐蝕層點狀、線狀的剝落形成后，因為沒有陰極保護(hù)系統(tǒng)的存在，使管道自身形成小陽極/大陰極的原電池，腐蝕速度極快，直至發(fā)生穿孔［2］。所以，在管道下溝前，必須對管道防腐蝕層進(jìn)行漏點檢查，并及時補漏，以防止點蝕的發(fā)生。

1.3 環(huán)境因素

蘇丹邁魯特盆地法羅杰油田的原油溫度為80℃左右，管道的材質(zhì)為API 5L.B，管道的外防腐蝕層為加強級FBE，防腐蝕層厚度為400 μm，焊口處采用帕洛特杰補口，厚度為1～1.5 mm。發(fā)生腐蝕的6英寸(φ168 mm)管道壁厚為7.11 mm，12英寸(φ323 mm)管道壁厚為9.5 mm。

蘇丹邁魯特盆地位于蘇丹南部油田3區(qū)，屬于尼羅河中上游平原，每年的雨季到來形成沼澤地，土壤主要為膨潤土，腐殖質(zhì)等含量較高，土壤呈酸性，pH值為5.5。這些條件加上較高的原油溫度促使了管道腐蝕的加劇進(jìn)行［3，4］。另外，該地區(qū)原油中的硫和氫的含量都較低，對管道內(nèi)壁造成腐蝕很小，管道內(nèi)壁腐蝕速度低于0.1mm/a。所有的泄露均由管道外壁腐蝕造成。

針對此典型的環(huán)境因素，將后續(xù)的埋地管道防腐蝕層更換為3PP(三層結(jié)構(gòu)聚丙烯)。3PP防腐蝕層是比較新型的防腐蝕層類型，3PP與3PE涂層同屬多層涂層體系，由底層環(huán)氧粉末、中間層黏接劑和外層PP(聚丙烯)夾克構(gòu)成。3PP防腐蝕層有些性能是3PE防腐蝕層無法比擬的［5，6］。特點包括:高溫下3PP的壽命長，在80℃環(huán)境下運行壽命為30年，90℃時壽命為15年，100℃時壽命為8年。而3PE涂層在溫度大于80℃時發(fā)生軟化;高溫下剝離強度大，壓痕硬度小，(90±5)℃時3PP涂層的剝離強度不小于80 N/cm、壓痕硬度不大于0.3 mm，均優(yōu)于3PE涂層。

另外，3PP能有效地減少施工過程中的刮蹭和運行過程的高溫、碎石和硬土對管道的損傷。相比FBE和3PE等類型的管材，3PP更適合蘇丹的環(huán)境，在同等條件下，會大大降低管道外部腐蝕的發(fā)生的程度。

2 新監(jiān)測技術(shù)的應(yīng)用

由于管道的泄露具有不可預(yù)見性和不可評估性，無法提早采取相應(yīng)的措施預(yù)防，一旦出現(xiàn)泄漏，除了造成比較大的直接經(jīng)濟損失外，還將造成環(huán)境污染等很大的間接經(jīng)濟損失。鑒于此，為避免和減小泄露的發(fā)生，于2009年初引進(jìn)了先進(jìn)的管道內(nèi)檢測技術(shù)。

管道內(nèi)檢測技術(shù)是將各種無損檢測設(shè)備加載到清管器上，將原來用做清掃的非智能清管器改為有信息采集、處理和存儲等功能的智能型管道缺陷檢測器，通過清管器在管道內(nèi)的運動，達(dá)到檢測管道缺陷的目的，真實地檢測和記錄包括管道的基本尺寸(壁厚及管徑)、管道直度、管道內(nèi)外腐蝕狀況(腐蝕區(qū)大小、形狀、深度及發(fā)生部位)、焊縫缺陷以及裂紋等情況。檢測器攜帶的磁鐵在管壁全圓周上產(chǎn)生一個縱向磁回路場［7］。當(dāng)檢測器在管內(nèi)行走時，如果管壁沒有缺陷，則磁力線局限于管壁之內(nèi)，如果管內(nèi)壁或外壁有缺陷，則磁力線將穿過管壁之外而產(chǎn)生漏磁。漏磁場被位于兩磁極之間、緊貼管壁的探頭拾取到，并產(chǎn)生相應(yīng)的感應(yīng)信號，這些信號經(jīng)濾波、放大處理后被記錄到檢測器上攜帶的存儲器中，再經(jīng)過檢測后的數(shù)據(jù)回放處理，對其進(jìn)行判斷識別。

管道外檢測技術(shù)主要是指在地面不開挖條件下，對埋地鋼質(zhì)管道外覆蓋層以及陰極保護(hù)效果進(jìn)行檢測評價，如果條件允許可引進(jìn)此技術(shù)，這樣可以對整個管道的腐蝕情況進(jìn)行全面了解，做到防患于未然［8］。

3 結(jié)語

腐蝕控制是管道運行中不可或缺的一項工作，無論在設(shè)計或施工中都應(yīng)給予高度重視。從金屬管道腐蝕的保護(hù)效果來看，陰極保護(hù)系統(tǒng)起到極其重要的作用。管道施工過程中防腐蝕層漏點的檢查和補漏也是必須考慮的因素。新型3PP防腐蝕層管道和管道腐蝕監(jiān)測技術(shù)的應(yīng)用，必將把蘇丹邁魯特油田的管道腐蝕和防護(hù)工作提升到一個新的臺階。

［1］劉士星.地下金屬管道和設(shè)備的腐蝕與防護(hù)分析［J］.化工進(jìn)展，1995(6):18-20.

［2］王紹周.管道運輸工程中［M］.北京:機械工業(yè)出版社，2004:299-317.

［3］祝馨.長輸管道的腐蝕與防護(hù)［J］.石油化工腐蝕與防護(hù)，2006，23(1):51-53.

［4］李寧，李慧霞.金屬管道的腐蝕與防護(hù)［J］.應(yīng)用能源技術(shù)，1999(3):9-10.

［5］SY/T0413—2002.埋地鋼質(zhì)管道聚乙烯防腐蝕層技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)［S］.

［6］DIN30678-1992.鋼質(zhì)管道聚丙烯涂層［S］.

［7］石永春，劉劍鋒，王文娟.管道內(nèi)檢測技術(shù)及發(fā)展趨勢［J］.工業(yè)安全與環(huán)保，2006，32(8):46-48.

［8］于培林，姚安林，劉曉燕，等.油氣管道外檢測技術(shù)的綜合應(yīng)用［J］.全面腐蝕控制，2008.22(2):9-12.

Corrosion Mechanisms and Protective Measures of OGM8 Oil Pipelines in Sudan Melut Basin

Zhao Lusu
SINOPEC Jiangsu Oil Exploration Bureau(Yangzhou，Jiangsu 225009)

The oil pipelines in Sudan Melut Basin leaked many times after running for only one year and external wall of pipeline corroded severely.The analysis of corrosion causes concluded that the pipeline corrosion was attributed to the leaks in the FBE anti－ corrosion layer，inappropriate forced potential of cathodic protection and excessive corrosive microorganism in oil.The corresponding anti－corrosion measure were proposed，such as strengthened management of cathodic protection，application of new 3PP corrosion protection layer and periodic testing of internal wall of pipelines，etc.

oil pipeline，corrosion，cathodic protection，environment，control

TE985.8

A

1007－015X(2011)04－0017－03

2011－03－ 23;

2011－06－08。

趙魯蘇(1981－)，男，工程師，2003年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院金屬材料工程專業(yè)，現(xiàn)今在該局技術(shù)監(jiān)督處特種設(shè)備檢驗檢測所從事在用壓力容器、原油儲罐和壓力管道的檢驗檢測工作。E-mail:zhaolusu.jsyt@sinopec.com