輸油場站站內工藝管線腐蝕原因分析及應對措施

趙盼婷，張建昌，王立濤，張 龍，趙云海

（中國石油長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定期發(fā)射清管器檢測管線大面積腐蝕、機械損傷、內部缺陷等管道異常信息，而站內因管網復雜、敷設密集、接地系統(tǒng)眾多、設備復雜等因素造成管線檢測困難，目前的檢測手段大多需要管線開挖后移除保溫層等才能對管道壁厚進行測量，耗費人力物力。并且當管線投用后發(fā)生壁厚減薄或微小穿孔時很難察覺，當腐蝕泄漏嚴重引起SCADA 系統(tǒng)流量、壓力變化或原油滲出地面時才被發(fā)現，此時已造成一定危害。因此本文結合場站內管線腐蝕泄漏案例，針對性分析得出最有可能造成管線腐蝕泄漏的因素，在此基礎上制定相應的防護策略，才能有效防止腐蝕泄漏事故的發(fā)生，保證原油儲輸安全平穩(wěn)。

1 管線腐蝕泄漏宏觀原因

1.1 管線防腐缺陷

輸油場站工藝管線的管材、防腐材料的選擇未結合場站實際土壤情況具體分析后選取，導致其不能應對不同地段、不同土壤環(huán)境的差異性，存在潛在的腐蝕危險。另外站內管道防腐材料低性能也會引起管線腐蝕，目前多數場站的埋地管道防腐施工仍使用無溶劑環(huán)氧樹脂、聚丙烯膠粘帶、硬質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、防腐材料選擇得當的情況下，防腐施工就顯得尤為重要，造成管線防腐質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)理履職不到位出現防腐質量問題。另一方面由于輸油場站站內管線安裝結構外形復雜的管件，防腐施工時存在防腐層貼合不緊密、包覆不嚴等問題，后期管線投運后很可能引起管線腐蝕泄漏。

1.2 管線陰極保護缺陷

目前多數場站僅采取了管道防腐保護的措施，很少采取陰極保護設計，主要是因為該種系統(tǒng)設計存在諸多難點：首先場站內管線敷設較密集，陰極保護的實施很難全面進行；其次場站內電氣設備眾多，其相應存在不同種類的接地保護，這會顯著影響陰極保護，造成電流漏失；再者場站內空間不足以承受占地較大的陰極保護系統(tǒng)，也就是為陽極床的布置帶來了限制；此外，場站管線陰極保護系統(tǒng)會對站外管道的初始防腐保護造成較大干擾，且這種干擾影響難以消除和避免[2]。因此站內管線陰極保護實施難度大，尚未在各場站普及建設。

1.3 管線管理缺陷

輸油場站站內工藝管線管理缺失主要表現在三方面，一方面管線投用后不能進行年檢或定期檢查，管線壁厚減薄位置不能及時發(fā)現，長久運行易造成腐蝕泄漏。另一方面對管線腐蝕風險分析認識不到位，不能有效識別出死油段，未制定死油段活動計劃或雖制定死油段活動計劃，但沒有切實按照計劃執(zhí)行。再者是未能對管線出現的外防腐層脫落、剝離或管線銹蝕情況及時處理，導致管線泄漏事故發(fā)生。

2 管線腐蝕泄漏微觀原因

2.1 管線局部積液

經統(tǒng)計分析第三輸油處近幾年站內發(fā)生的腐蝕泄漏事件，主要原因是管線局部積液造成的內腐蝕。2017年6 月，靖安首站站內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，后對泄漏點采用高頻導波的方式進行檢測。經分析，認為腐蝕主要原因為：該管段存在局部死油，長期的死油導致原油中的水分沉積于管道底部，形成底部積液，并且經檢測該管段油品中氯離子含量11.73 μg/g，超于標準含量10 μg/g，根據孔蝕理論，氯離子是孔蝕的“激發(fā)劑”，高濃度的Cl-和溶解氧促進點蝕的形核及發(fā)展，從而導致管線腐蝕穿孔。

通過ANSYS 軟件對靖安首站換熱器出口匯管進行模擬，模擬時參照場站管線規(guī)格及實際運行參數（見表1）。設置流速為0.4 m/s、0.6 m/s、0.8 m/s、1 m/s 進行分析。從水相體積分布云圖1 可發(fā)現水相在堵頭底部沉積量最大，由于該處也是所謂的“死油段”，在堵頭底部產生沉積水，形成易腐蝕環(huán)境誘導發(fā)生局部腐蝕穿孔，最終導致管道泄漏。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，由于油品流動速度越快，其對水相的攜帶能力越強，水相會隨著油相流走[3]，而流速小時管線內水相分布較大，因此建議靖安首站在滿足外輸要求的情況下，管道流速不能過小，流速在0.8～1 m/s 較為合適，此時的流量范圍為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

2.2 管線沖蝕磨損

具有一定速度的流體夾帶顆粒流過管道時，在管道流向發(fā)生改變的位置易對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，管道內壁逐漸減薄，當壓力波動時這些部位易發(fā)生腐蝕泄漏。油房莊生產運行庫管網腐蝕治理工程中對來油計量間、喂油泵房、外輸計量間內的埋地管線開挖后用超聲波測厚儀對其壁厚進行測量，發(fā)現壁厚減薄最嚴重部位在立管、彎頭與直管焊縫連接處、三通9 點方向。

利用ANSYS 軟件，根據油房莊生產運行庫2021年1 月1 日報表8：00 時平均瞬時流量Q=423.5 m3/h，計算此時的平均流速為1.2 m/s，輸入參數后對彎頭及三通模擬，其沖蝕磨損速率云圖（見圖3），從圖3 可以看出沖蝕磨損最嚴重位置位于彎頭外側70°～90°，三通沖蝕磨損最嚴重位置位于連通位置靠近進口的6～9 點方向，與實際檢測結果基本一致。

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 的圓作為研究對象，此區(qū)域面積πr2，則在單位t 時間內此區(qū)域內管匯材料損失掉的質量為：πr2·Er，當r 值很小時，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]。通過此式計算可知彎頭、三通壁厚減薄1 mm 需要的時間分別是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（見表2）。

表2 彎管及三通沖蝕磨損速率

本次油房莊生產運行庫隱患治理工程中由于空間有限、管線實際位置與設計施工不符等因素，在管線連接中安裝多個彎頭（見圖4），多個彎頭對輸油管線的沖蝕磨損規(guī)律本文也在此進行了探究，以油房莊生產運行庫手動進罐管線新老站連頭處連續(xù)彎管為研究對象，模擬結果（見圖5），第三個彎頭處沖蝕磨損速率最大，并且該區(qū)域沖蝕磨損最嚴重，流經多個彎頭時流體被連續(xù)加速，第四個彎管連接直管段流動方向改變受二次流的影響流速減小，對彎頭外側壁面的擠壓減小，沖蝕磨損減弱，經計算在沖蝕磨損速率最大的第三個彎頭處出現1 mm 的壁厚減薄時間約為5.4 年，因此在管道設計或安裝時應避免安裝過多的彎頭，以防對管道的安全性能造成影響。

圖4 油房莊生產運行庫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 管線腐蝕泄漏應對措施

站內工藝管線腐蝕泄漏影響因素眾多，對站內管線腐蝕機理進行探討，在此基礎上“對癥下藥”、分別施策，才能有效防止腐蝕泄漏事故的發(fā)生，保證原油儲輸安全平穩(wěn)。

（1）針對管線防腐缺陷建議新建或改建輸油場站時，管材和防腐材料的選取應根據輸送油品性質、土壤環(huán)境選擇得當，選用高質量的防腐蝕涂料，認真遵守防腐蝕涂料每層涂敷的間隔時間，選用保溫材料時，要選用浸水后不產生對金屬腐蝕的離子材料才能有效減緩管道腐蝕[5]。在管道進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量。此外在管線防腐施工中對發(fā)現的防腐層破損點及時按照相關規(guī)范進行修復，施工人員應按設計要求防腐，加強施工質量的監(jiān)督，盡可能地避免設計施工階段人為因素造成管線投用后腐蝕泄漏的風險。

（2）站內埋地管道采用外防腐和陰極保護聯(lián)合使用是最為經濟有效的控制腐蝕發(fā)生的措施。目前第三輸油處全處范圍內首個場站區(qū)域陰極保護改造項目已完工，總結陰極保護建設中的難點及投用后對管線保護的優(yōu)勢，在后續(xù)的場站改造中揚長避短對站內管線加陰極保護裝置。

（3）管理方面應充分利用新技術、新設備對站內管道嚴格按照規(guī)范規(guī)定時間進行全面檢測，高風險段檢測頻率提高，對檢測報告中管道壁厚減薄處制定應對策略。也可在場站新建及改造時將埋地管線改為地上低支墩敷設，減少復雜的土壤環(huán)境對管道的腐蝕。

（4）為避免管線積液腐蝕應定期活動靜置管線，保證其與相同工藝管道的運行頻率一致，避免管內沉積物和沉積水的產生。根據生產輸送要求將管線內流速控制合理，減少油水分層，并且對進入場站的油品質量嚴格把關，關注腐蝕性介質濃度變化，可在管道中懸掛腐蝕掛片對管內腐蝕動態(tài)實時監(jiān)測。

（5）由于輸油場站接收采油廠處理后的原油，原油中所含雜質較少，但長期運行下也會造成一定的沖蝕磨損，管道設計單位應做到在滿足現場實際時避免加裝過多彎頭，并且在彎頭選用上應優(yōu)先考慮曲率半徑大的彎頭以減少沖蝕磨損。管線壁厚檢測時在匯管底部、彎頭外側、三通處縮短檢測周期多加檢測點重點檢測，以便及時發(fā)現管線安全隱患。

4 結論

本文對輸油場站站內管線腐蝕原因逐項分析，并提出應對措施，但站內集輸管線的腐蝕原因較為復雜，在今后的生產運行管理中，需要進一步開展系統(tǒng)性研究，歸納總結不同腐蝕泄漏事件中腐蝕泄漏部位、腐蝕的管材力學性能以及腐蝕產物微觀形貌等，找到腐蝕泄漏主因，對未發(fā)生腐蝕泄漏的站內工藝管線確定應對措施，形成整體解決方案，確保站內工藝管線的運行安全。