某油田長輸管線套管的腐蝕情況分析

胡 康 王 營

中國石油化工股份有限公司西北油田分公司油氣運銷部, 新疆 輪臺 841600

0 前言

對于埋地油氣管道,陰極保護是重要的腐蝕防護措施之一,一般采用外防腐層和陰極保護聯(lián)合防護的方式[1]。從安全角度出發(fā),在管線設計初期,需要對套管進行防腐設計[2]。目前國際上將防腐層質量視為一個整體進行評估[3],滕延平等[4]根據(jù)NACE TM 0102-2002地下管線覆蓋層電導率的測定提出了用防腐層歸一化比電導率評估方法。

國內的輸油及輸氣管線在施工過程中,一般會在管線的“三穿”(公路、鐵路、河流穿越)[5]及設有固定支墩的關鍵位置采用金屬套管對管線進行保護[6]。但是由于不同階段的施工不同,套管的連接方式也不盡相同,常見的連接方式包括電焊連接、絕緣板連接、兩端密封連接[7-8]。針對施加了陰極保護的管線,套管的連接方式及防腐處理方式會對陰極保護系統(tǒng)帶來一定影響。通過對油田中套管內的管線進行調查，發(fā)現(xiàn)多處套管內的管線存在不同程度的腐蝕,個別管線出現(xiàn)了腐蝕穿孔的現(xiàn)象。通過分析套管對陰極保護電流產(chǎn)生屏蔽的原因,提出合理的解決方案,為其他管段的套管腐蝕治理提供參考。

1 套管對電流產(chǎn)生屏蔽效應

埋地油氣管道的地下環(huán)境一般比較復雜[9],常用陰極保護的形式對管線上的腐蝕進行控制。陰極保護系統(tǒng)是由陰極、陽極、導通介質、離子通路構成的一個回路[10],在回路中電流的流動過程是不可控的,一般往電阻低的方向流動。對于含有套管的管段,該處的電阻發(fā)生了變化,保護電流的路徑或分布發(fā)生改變,從而產(chǎn)生一定的屏蔽作用[11]。套管對管道的電流屏蔽情況主要分為斷路屏蔽、耦合屏蔽和短路屏蔽[12]。

1.1 斷路屏蔽

斷路屏蔽就是套管與管道表面之間的電阻足夠大,可認為是斷路狀態(tài),陰極保護電流優(yōu)先對套管的外表面進行保護，由于套管與被保護管道之間處于斷路狀態(tài)，所以保護電流無法順利到達被保護管道的表面。

1.2 耦合屏蔽

對套管與管道之間的腔體進行電位測量,發(fā)現(xiàn)腔體內與管道上均能測到電位,但是腔體內電位不穩(wěn)定,這種情況往往被認為是耦合作用使得套管與管道的環(huán)形腔體內產(chǎn)生電流的流動路徑。

1.3 短路屏蔽

短路屏蔽指套管與管道之間通過填充低電阻導電介質的形式使得兩者導通,套管上的電流可以通過介質傳遞到管道表面,使得管道表面能有一定的電位保護。若有水或土壤等電解質的存在,管道極易發(fā)生電化學腐蝕[13]。

2 常見腐蝕案例及分析

2.1 案例一

某油田重油一線于2003年投產(chǎn),由于早期國標中對管道腐蝕泄漏的要求較低,給管道安全運行埋下隱患。近年來隨著管道使用年限的增長,管道發(fā)生泄漏事故的頻率越來越高。2018年3月30日,該重油管線在一號中間站發(fā)生了管道穿孔泄漏事故,泄露情況見圖1,事故發(fā)生時管線上陰極保護曲線見圖2。

圖1 管道泄漏點照片F(xiàn)ig.1 Photo of leakage point of pipeline

圖2 某油田重油管線某段通、斷電電位曲線圖Fig.2 Diagram of on and off potential curve of a section of heavy oil pipeline in an oilfield

2.1.1 原因分析

對于該事故管道,由于套管和管道之間未填充任何物質,輔助陽極的電流可以流到套管上,但不能穿透空氣到達管道上,因而陰極保護被屏蔽,起不到保護管道的作用。與此同時,由于管道端部沒有采用任何密封方式,地下水或其他電解液聚結到管道外壁會在管道外壁上形成微小原電池,加速管道外壁的局部腐蝕,造成管道穿孔泄漏事故發(fā)生。

圖3～4中綠色的腐蝕點即電解液聚集處,該處會形成原電池,造成管道外壁腐蝕。

圖3 現(xiàn)場陰極保護示意圖Fig.3 Schematic diagram of field cathodic protection

圖4 管道外壁局部腐蝕橫截面圖Fig.4 Local corrosion cross section of pipeline

2.1.2 整改措施

按照最新國標[14]的要求,考慮整改方向如下。

1)向導電套管內注入可固電解質[15],比如泥漿等,不宜注入水,因為水容易在旱季干涸。

2)向套管內注入絕緣且氣密性良好的物質[10，16],如瀝青膠、明膠等。可以將管線與外界絕緣如圖5所示,使得管道外壁不發(fā)生電化學腐蝕的同時,陰極保護也不起作用,此種方法必須要做好端面密封工作。

圖5 套管解決方式示意圖Fig.5 Schematic diagram of casing solution

2.2 案例二

某油田某條凝析油管線于2003年投產(chǎn)使用,管線采用外加強制電流形式對該管線進行腐蝕保護,但是由于當初施工等原因,套管與管線直接連接。由于此處對防腐層的施工難度較大,該位置的腐蝕情況較為嚴重，見圖6,該管線的陰極保護曲線見圖7。

圖6 現(xiàn)場固定支墩腐蝕情況照片F(xiàn)ig.6 Photo of corrosion of fixed buttresses on site

圖7 某油田凝析油某段通、斷電電位曲線圖Fig.7 On-off potential curve of a section of condensate

2.2.1 原因分析

2.2.1.1 電位分布不均勻

固定支墩滿足了防止管道應力變形的要求,與此同時也增大了發(fā)生腐蝕穿孔的風險。研究表明,綿延數(shù)里的管道在含氧量不同的介質中引起的管道沿線周圍電位分布不均勻[17],在土壤中含氧量較多處電位偏高,在混凝土固定支墩內部的管道電位偏低,形成宏觀腐蝕電池,增大管道腐蝕幾率。從微觀考慮,當固定支墩處于干濕交替的區(qū)域,混凝土中毛細孔吸水、失水交替進行,使內部鋼結構與管道的自腐蝕速度加快,腐蝕程度加深。

2.2.1.2 應力集中

管道高溫高壓運行,固定支墩產(chǎn)生應力集中現(xiàn)象[18]，主要表現(xiàn)在輸送介質工作壓力對管道產(chǎn)生徑向壓力、熱脹冷縮變形產(chǎn)生的溫差應力、流動介質沖刷管段產(chǎn)生的應力等的共同作用,進一步加劇了腐蝕的發(fā)生。2012年在對一聯(lián)聯(lián)絡管道防腐層缺陷點進行修復時發(fā)現(xiàn),全線12處的固定支墩內部防腐層已經(jīng)損壞漏電,占全線17處缺陷點的71%。

2.2.1.3 服役時間長

某聯(lián)絡管線隨著服役時間的增長,腐蝕穿孔頻率隨之增長。自2003年10月投產(chǎn),聯(lián)絡管線共發(fā)生3次腐蝕,腐蝕時間為2010年10月、2013年10月、2014年1月,腐蝕面均位于管道順流1-4點鐘方向,最大孔徑約10 mm,孔洞周圍存在200 cm2的不均勻坑蝕。

2.2.1.4 施工質量

固定支墩的抗?jié)B能力難以保證,同時受施工環(huán)境、溫度及稀釋劑含量的影響使得防腐層的質量得不到很好的保障[19]。針對老舊固定支墩的套管與管線的處理往往直接進行焊接,套管兩端的密封性得不到保證,此處發(fā)生管線腐蝕的風險較高。

2.2.2 整改措施

1)導電套管的兩端進行絕緣密封,向套管內注入絕緣物質,并做好固定支墩處的防腐工作,同時采用犧牲陽極的保護形式進行薄弱點加強保護。

2)采用非導電套管,套管內安裝鐲式局部犧牲陽極的方式進行保護,保證犧牲陽極與管線不接觸,犧牲陽極不受力,同時做好套管兩端絕緣防腐工作。

3)施工期間嚴格按照要求進行養(yǎng)護,混凝土骨料要事先進行清洗,避免將含氯離子的泥土帶入混凝土材料中[20-21]。同時固定支墩內的鋼筋采用鍍層鋼筋或涂層鋼筋。

3 結論

1)針對絕緣肋板形式,要保證套管與管線的絕緣性使腐蝕的介質不能進入,端口處具有良好的密封性,或套管與管線導通,使得陰極保護電流能夠通過導電介質傳遞到管線表面，從而達到保護效果。

2)要切實改善固定支墩處的腐蝕情況,首先要在施工期間嚴格把控施工質量,同時采用各種防護手段,并不斷加強對新技術、新材料的開發(fā)使用。