輸油站埋地原油管段失效原因試驗研究

張亦白,顧春琳,郭錦佳

1.國家管網(wǎng)集團工程質(zhì)量監(jiān)督檢驗有限公司徐州分站,江蘇徐州 221008

2.東部原油儲運有限公司管道檢驗檢測公司,江蘇徐州 221008

3.中國石油集團海洋工程有限公司,北京 100028

管道運輸安全高效，具有其他運輸方式不可比擬的優(yōu)勢，是我國國民經(jīng)濟建設(shè)的大動脈。盡管長輸管道有諸多優(yōu)勢，但在管道服役過程中，由于鋪設(shè)距離長、環(huán)境條件復(fù)雜等導(dǎo)致的管道腐蝕問題十分突出[1-2]。輸油站場是長輸原油管道的重要組成部分，作為長輸管道的接力站，是保證管輸能力的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。近年來，輸油站內(nèi)工藝管道由于內(nèi)腐蝕導(dǎo)致失效泄漏的問題日益突出。據(jù)統(tǒng)計，2009—2010年間，儀長線長興、儀征和石埠橋等幾個輸油站以及中國石化西北石油局某輸油站，相繼發(fā)生過多起管道內(nèi)腐蝕引起的原油泄漏事故[3-5]。

輸油站場埋地管道縱橫交錯、環(huán)境復(fù)雜，站內(nèi)管道規(guī)格型號復(fù)雜，接頭、彎管較多，組對焊接監(jiān)管難度大，現(xiàn)場防腐質(zhì)量難以保證，絕大部分管道泄漏均由腐蝕引起[6-9]，嚴重威脅輸油管道生產(chǎn)安全，引起了學(xué)者們的關(guān)注。劉貴賓等[10]對長慶油田H轉(zhuǎn)油站內(nèi)集輸管道進行研究，認為由于H2S、CO2及Cl-的存在，在其共同作用下導(dǎo)致站內(nèi)20#鋼集輸管道腐蝕穿孔。方衛(wèi)林[11]等研究表明復(fù)雜地形和管輸介質(zhì)導(dǎo)致管道內(nèi)腐蝕的發(fā)生，發(fā)現(xiàn)管道停輸期間易形成水相沉積，增加內(nèi)腐蝕風(fēng)險，且較長的停輸間歇會加劇管道內(nèi)腐蝕；此外，管內(nèi)水相狀態(tài)也會影響內(nèi)腐蝕狀態(tài)，含水率直接影響管內(nèi)原位水速分布，原位水速趨于0的位置存在積水風(fēng)險，進而影響內(nèi)腐蝕程度。何湋[12]等認為電化學(xué)腐蝕是管道內(nèi)腐蝕的主要形式，介質(zhì)中的水是造成管道發(fā)生內(nèi)腐蝕的主要原因，管道施工建設(shè)不規(guī)范也會導(dǎo)致局部管道內(nèi)腐蝕相對較多，當(dāng)腐蝕缺陷活性超過分化點后，將變成腐蝕活性敏感區(qū)，從而加速腐蝕。于海濤[13]研究發(fā)現(xiàn)埋地管道腐蝕問題與設(shè)計、施工及管理等各方面因素密切相關(guān)。劉春亮[14]研究站內(nèi)埋地管道防腐層選材，并對管道進行基于內(nèi)檢測的完整性評價，得到了綜合性研究成果。蔡亮[15]通過實驗手段分析得出管道腐蝕主要集中在管道下部5點～7點鐘方向，腐蝕形態(tài)以小孔腐蝕為主，溶解氧和酸腐蝕是導(dǎo)致腐蝕的主要原因。此外，其他學(xué)者通過腐蝕控制標(biāo)準及防護技術(shù)探討，分析影響管道腐蝕的主要因素，提出了相應(yīng)的管道防護措施[16-19]。

綜上，站內(nèi)埋地管道腐蝕防護的有效性和合理性依然薄弱，嚴重影響輸油生產(chǎn)安全，需要對站內(nèi)管道腐蝕問題深入研究。

1 輸油站泄漏管道概況

某輸油站場于2005年建成投產(chǎn)，管內(nèi)輸送介質(zhì)為多個國家的進口原油，介質(zhì)組分差異大，原油理化性質(zhì)差別也較大，但普遍含有H2S等腐蝕性介質(zhì)，只是濃度有差異。站內(nèi)管道規(guī)格各異，共120余種，設(shè)計壓力1.6～8.5 MPa不等。其中，輸油站進站閥組區(qū)從107#閥至154#閥處管道設(shè)計壓力8.5 MPa，屬于壓力越站管道，但投產(chǎn)后未進行過全越站流程操作，本管段一直存油但未能參與流動運行，屬于死油段。2016年8月埋地管道發(fā)生原油泄漏時，壓力達到3.2 MPa，泄漏點位置位于107#閥至154#閥之間埋地入土彎頭后的直管段，距離彎頭約1m，位于管道底部6點鐘方向。泄漏管段局部工藝流程及站場管道布置如圖1和圖2所示。

圖1 泄漏管段的局部設(shè)計工藝流程/mm

圖2 站場工藝管道布置示意

為弄清此埋地管道泄漏失效的原因，對破裂泄漏的管段進行了外觀檢查、金相、電鏡檢驗以及機械性能等全面綜合分析，并依據(jù)GB∕T 9711—2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管》[21]的規(guī)定進行取樣和評價，以期獲得該管道的安全技術(shù)狀況。

2 泄漏管道的外觀檢查

破裂管段管道設(shè)計規(guī)格D610 mm×11.1 mm，材質(zhì)L415，鋼管類型為螺旋管。管體破裂處防腐層已剝離，防腐層和管體之間因泄漏有少量原油。去除防腐層后，發(fā)現(xiàn)破裂管道兩端有環(huán)焊縫，環(huán)焊縫兩側(cè)管壁外表面對齊，破裂管段獨立長度3.75 m，管體外表面未見有明顯的腐蝕跡象，說明管道泄漏失效不是由外腐蝕引起。

管壁破裂孔洞形狀為扁長型，泄漏處破裂長度為465 mm，最寬約93 mm，長軸方向與管道軸向一致，開裂處剩余壁厚趨于0，此處為起裂點，泄漏點附近外壁有淺黃色浮銹，裂口非直線，縱向裂口端部伴有60 mm非軸向開裂，與軸線交界處內(nèi)壁有腐蝕坑，坑處剩余厚度趨于0，為非軸向起裂點；裂口一端另有一處小型扁長開裂，長度188 mm，寬約19 mm，開裂處剩余壁厚也趨于0；內(nèi)壁有顯著腐蝕，腐蝕部位表面附著有明顯的褐色、黃色和鐵銹紅色結(jié)垢物，管道內(nèi)壁厚度分布不均勻，局部凹坑深淺不一，局部明顯變薄，腐蝕減薄向破裂處逐步形成擴展面，直至破裂，泄漏管段腐蝕情況見圖3。

圖3 泄漏管段內(nèi)外腐蝕情況

3 管壁厚測量

為了方便試驗，將破裂管道附近的壓力管道位置還原并分別編號1#～6#，見圖4。破裂管段編號為2#，獨立長度3.75 m。采用超聲波測厚儀對處于最低處的2#、3#、4#和5#管段進行壁厚檢測，每段測3個位置壁厚，分別在12點、3點、6點位置劃5行5列的矩陣，間距為50 mm，進行壁厚測量，2#管段壁厚測點見圖5。統(tǒng)計壁厚取密集網(wǎng)格矩陣平均值，詳細情況見表1。各管段不同位置處的壁厚變化情況如圖6所示。

圖4 管段連接還原

圖5 管段壁厚測點圖

圖6 各管段不同位置處的壁厚測量情況

表1 各管段壁厚測量

由表1可看出：腐蝕最嚴重的位置均在每根管段的6點鐘位置。

綜合表1及圖6可以發(fā)現(xiàn)：2#破裂管段的壁厚明顯比其他管段要薄2～3 mm，且與GB∕T 9711—2011標(biāo)準規(guī)定的“壁厚誤差為±0.1t”的要求相差甚遠；5#管段有局部腐蝕減薄點，其余管段壁厚均滿足標(biāo)準要求。初步判斷，2#破裂管段鋼管壁厚可能與其他管段鋼管壁厚不同。

2#管段兩端分別與3#管段及彎頭對接，對接時外管壁平齊，由于管外徑相同，壁厚差異導(dǎo)致管道對接后2#管段原油不流動，并在內(nèi)壁形成低洼積液段，如圖7所示。

圖7 壁厚差異導(dǎo)致低洼積液

4 理化檢驗及結(jié)果

4.1 金相與電鏡微觀檢查

對包括破裂管段的各管段均在焊縫和管體上取樣加工全壁厚試樣，進行金相分析，壁厚逐漸減薄，試驗結(jié)果表明，顯微組織為粒貝+多邊形鐵素體+珠光體，晶粒度等級為10～11級，6點位置與12點位置的金相組織對比基本相同，晶粒度為11級，說明在管道腐蝕過程中，母材的金相組織并未發(fā)生變化，材質(zhì)良好。破裂管段母材及焊縫金相組織如圖8所示。

圖8 破裂管段顯微組織

同時，在掃描電鏡下對破裂管段內(nèi)壁表面微觀腐蝕形貌進行觀察，并用能譜儀（EDS）分析這些區(qū)域腐蝕產(chǎn)物的化學(xué)成分，結(jié)果如圖9所示。由結(jié)果可知，破裂處管道內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物中除存在大量的Fe、Cl和O元素外，還有部分Si和S元素，S元素的出現(xiàn)表明管道內(nèi)壁腐蝕有H2S或細菌腐蝕參與。

圖9 破裂管道內(nèi)壁表面微觀腐蝕形貌及E D S譜

圖9為破裂管道內(nèi)壁表面微觀腐蝕形貌及EDS譜。對管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物進行XRD分析的結(jié)果如圖10所示，XRD分析結(jié)果顯示腐蝕產(chǎn)物主要為Fe3O4、FeO（OH）和SiO2垢，表明腐蝕過程受到了腐蝕垢和銹的影響。

圖10 管道內(nèi)壁表面腐蝕產(chǎn)物XRD數(shù)據(jù)

此外，為驗證腐蝕產(chǎn)物中的S元素來源，參照GB∕T 14643.5—2009《工業(yè)循環(huán)冷卻水中菌藻的測定方法第5部分：硫酸鹽還原菌的測定MPN法》和 ASTM D4412-84《Standard Test Methods for Sulfate-Reducing Bacteria in Water and Water-Formed Deposits》進行細菌測試。檢測結(jié)果顯示，培養(yǎng)5 d后，測試瓶顏色變黑出現(xiàn)顯色反應(yīng)，說明試樣中存在大量微生物，即證明S元素來自硫酸鹽還原菌（SRB），因此SRB腐蝕也是此段管道內(nèi)腐蝕的原因之一。

以上結(jié)果表明，垢下腐蝕和細菌腐蝕是管道腐蝕失效的主要原因。發(fā)生腐蝕的管段原油不流動，形成低洼積液段，淤泥、石蠟、瀝青質(zhì)及腐蝕產(chǎn)物等固體顆粒雜質(zhì)在管道底部發(fā)生沉積，沉積物覆蓋管段的流體與無沉積物覆蓋的管道部分不同，形成濃差電池，發(fā)生腐蝕[20]。XRD結(jié)果也證明管道內(nèi)壁存在砂垢和銹垢，且垢的主要成分為FeO（OH）和SiO2，因此發(fā)生了嚴重的垢下腐蝕，其腐蝕形貌與觀察到的情況極其類似。同時，管道內(nèi)部存在細菌和大量Cl-，由于管道底部環(huán)境密閉，處于低氧環(huán)境（僅水中的溶解氧），且伴生氣體中CO2的含量較高，這是硫酸鹽還原菌（SRB）適宜的生存條件，其在生長繁殖過程中產(chǎn)生腐蝕性物質(zhì)，使得內(nèi)部環(huán)境變?yōu)镺2+CO2+SRB+Cl-的高腐蝕性環(huán)境，加速了管道腐蝕。此外，固體顆粒沉積也會促進細菌腐蝕，使細菌腐蝕的可能性增加。因此，此管段運行中未發(fā)生材質(zhì)劣化，管道失效的主要原因是垢下腐蝕，低洼段伴有硫酸鹽還原菌（SRB）腐蝕，腐蝕引起壁厚尺寸削弱，使得管道結(jié)構(gòu)功能下降，承載能力降低，最終發(fā)生腐蝕破裂。

同時，提取輸油管道內(nèi)壁破裂處及管道內(nèi)壁凹坑內(nèi)的黑色腐蝕產(chǎn)物，通過掃描電鏡及能譜分析，發(fā)現(xiàn)管道內(nèi)壁破裂處及管道內(nèi)壁凹坑內(nèi)腐蝕產(chǎn)物主要含有大量氧化物、碳化物、少量的硫化物及少量的Cl-，說明管道內(nèi)壁腐蝕類型主要為O2+CO2+SRB+Cl-環(huán)境下的垢下腐蝕，以溶解氧腐蝕為主，二氧化碳、硫酸鹽還原菌（SRB）腐蝕及Cl-腐蝕為輔[20]。低洼積液段由于水等雜質(zhì)的沉積過多，水中含有溶解氧，且伴生氣體中CO2的含量較高，少量存在的硫酸鹽還原菌（SRB）及Cl-又加劇了腐蝕。所以，此管段運行中未發(fā)生材質(zhì)劣化，管道失效的主要原因是垢下腐蝕，低洼段伴有硫酸鹽還原菌腐蝕，腐蝕引起壁厚尺寸削弱，使得管道結(jié)構(gòu)功能下降，承載能力降低。

4.2 化學(xué)成分

采用光電直讀光譜儀對2#～5#管段母材進行化學(xué)分析，主要元素分析結(jié)果見表2。

表2 化學(xué)成分質(zhì)量分數(shù) 單位：%

分析結(jié)果表明，各管段母材的化學(xué)成分均滿足 GB∕T 9711—2011要求。但 2#管段的Si、 Mn含量明顯不同于其他管段，據(jù)此可以判斷2#管段的材質(zhì)與其他管段不同。

4.3 機械性能試驗

為了進一步判斷2#管段的異常，對各管段從12點位置取樣進行機械性能試驗。在各管體取橫向拉伸試樣，每組取兩個試樣以保證試驗結(jié)果的準確性，拉伸試樣為標(biāo)距內(nèi)長50 mm、寬38.1 mm的全壁厚矩形試樣，進行橫向拉伸試驗[21]，試驗結(jié)果見表3。

表3 管體橫向拉伸性能試驗結(jié)果

分析結(jié)果表明，除了2#管段外，其他管段的力學(xué)性能均滿足GB∕T 9711—2011要求。但2#管段的拉伸性能和其他管段有較大差距，也達不到材質(zhì)L415標(biāo)準的要求，可以判斷2#管段與其他管段的力學(xué)性能等級不同，且明顯偏低。

5 結(jié)論

結(jié)合管段現(xiàn)場位置情況，通過壁厚測定、微觀檢查、化學(xué)分析和機械性能試驗結(jié)果分析，得出如下結(jié)論。

（1）破裂2#管段處于低洼位置，管內(nèi)原油處于不流動狀態(tài)，腐蝕介質(zhì)為積液。管段破裂失效以內(nèi)腐蝕為主，母材的金相組織并未發(fā)生變化，腐蝕對材料的組織未造成影響。管道失效的主要原因是垢下腐蝕，低洼段伴有硫酸鹽還原菌腐蝕（SRB），腐蝕引起壁厚尺寸削弱，使得管道結(jié)構(gòu)功能下降，承載能力降低。

（2） 因破裂2#管段化學(xué)成分中Si、Mn含量明顯不同于其他管段，可以判斷腐蝕破裂管段與其他管段的材質(zhì)不同。力學(xué)性能試驗結(jié)果表明，破裂管段的強度級別僅達到L320級別。其余材質(zhì)L415管段的壁厚都在11.1 mm左右，壁厚檢測結(jié)果表明破裂2#管段壁厚平均小2～3 mm，明顯不符合設(shè)計厚度要求，根據(jù)現(xiàn)場管材使用情況，得知破裂管段的母材規(guī)格為D610 mm×7.1 mm，而其他管段的母材規(guī)格為D610 mm×11.1 mm。

綜合分析各項試驗結(jié)果可知，管道破裂失效的直接原因就是處于站內(nèi)管道工藝流程的低洼管段，在設(shè)計工藝流程中屬于不常使用的全越站管段，建設(shè)期施工時在同一位置又使用了低強度級別且壁厚不足的管材，而運行中又確實處于死油段易積液位置，多因素疊加造成管段承壓能力下降，內(nèi)腐蝕減薄引發(fā)管道爆裂失效事故。

6 建議

為了輸油站場埋地管道的本質(zhì)安全，針對內(nèi)腐蝕造成管道泄漏頻繁的現(xiàn)象，結(jié)合本文給出的分析結(jié)論，提出如下管理建議。

（1）對站場工藝管道進行風(fēng)險分析和管控。排查站內(nèi)管道高風(fēng)險關(guān)鍵點，確定管道低洼易積液段、死油管段、盲腸管段，工藝上安排定期活動防治沉積；排查泵出口循環(huán)振動段、局部沉降不均勻處等，針對性地進行專項檢驗和控制管理。

（2）開展站內(nèi)工藝管道的定期檢驗、檢測和監(jiān)測。目前，由于其內(nèi)壁防腐措施并不完善，內(nèi)部腐蝕導(dǎo)致管道破壞的風(fēng)險極高[22]，因此，進行介質(zhì)中酸性物質(zhì)和管體腐蝕程度的監(jiān)測，及時進行管道內(nèi)腐蝕評估，為管道維護與維修提供依據(jù)非常重要。

（3） 站內(nèi)管道新建、改造換管或管道修復(fù)時，必須加強現(xiàn)場施工質(zhì)量監(jiān)督管理，以防使用錯誤的材料代用料導(dǎo)致性能不達標(biāo)、焊接質(zhì)量不合格等安全隱患，保證管道運行期的本質(zhì)安全。

（4）對腐蝕嚴重的重點部位加注緩蝕劑，一定程度上可降低腐蝕風(fēng)險[15]。