某油田联络管线腐蚀原因分析.pdf

为减少某油田联络管线腐蚀穿孔次数，降低经济损失，有必要对腐蚀原因进行识别。通过对腐蚀穿孔现场的勘察及管线检测结果、运行数据、流体介质参数等资料的综合分析，发现管线内流体介质具有高腐蚀性、防腐层破损、环焊缝金属与本体金属成分不同、施工工艺不科学及复杂应力作用等重要因素，造成了管线本体腐蚀、环焊缝处腐蚀及锚固墩处腐蚀。对某油田联络管线进行了整改：更换起点站库出站5km管线；拆除所有固定式锚固墩，在必要处安装可更换式锚固墩，做好锚固墩与管线连接部位的防腐措施；做好管线内、外检测，以及修复、补强工作；对强度不达标的环焊缝处进行碳纤维补强，并提升焊接水平。分析腐蚀原因并做好整改措施，可延长管线使用寿命，保障管线安全平稳运行。关键词：联络管线；腐蚀情况；原因分析；整改措施D0I:10.3969/j.issn.1006-5539.2023.03.017Analysis on causes of corrosion of interconnecting pipeline in an oilfieldSUN JianiSinopec Northwest Oilfield Branch Oil and Gas Transportation Department,Luntai,Xinjiang,841600,ChinaAbstract:The interconnecting pipeline in an oilfield has been running for 19 years with seriouscorrosion.In order to reduce the number of corrosion perforations and lower economic losses,it is necessaryto identify the causes of corrosion.Through the comprehensive analysis on the corrosion perforation siteinvestigation and pipeline inspection results,operation data,fluid parameters and other data,it is foundthat the key factors for the corrosion of the pipeline body,girth weld and anchor pier are as per thefollowing:the high corrosiveness of the fluid medium in the pipeline,the damage to the outer corrosionprotection layer,the disparities between the girth weld metal and the main body metal,the irrationalconstruction technology,complex stress action and so on.The rectifications are made for theinterconnecting pipeline in that oilfield in the following steps.The first step is to replace the 5km outboundpipeline of the starting depot.The second one includes removing all the existing fixed anchor piers andinstalling replaceable anchor piers where necessary,and implement appropriate corrosion protectionmeasures between anchor piers and pipeline contact points.The third step is to make sure that the internaland external inspection and repair and reinforcement of the pipeline shall be properly carried out.Thefourth step is to strengthen the girth welds with carbon fiber where the strength is found to be not up to收稿日期：2 0 2 2-10-17基金项目：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司重点项目“重油联络管线隐患治理工程”（XOAA220247）作者简介：孙佳妮（198 8-），女，辽宁抚顺人，工程师，学士，主要从事腐蚀与防护工作。E-mail:天然气与石油1202023年6 月NATURALGAS AND OILstandard and improve the welding quality.Analysis on causes of corrosion and rectification measures willensure safe and stable pipeline operation and prolong theservice life of the pipeline.Keywords:Interconnecting pipeline;Corrosion status;Cause analysis;Rectification measures80前言某油田联络管线于2 0 0 3年11月投产，承担着2 个站库间的重质原油输送任务，其材质为L360螺旋焊管，规格为323.9mm7.1mm，长度为2 0.8 km。重油输送不同于常规原油的输送，其胶质和沥青质含量高、黏度大,并含有大量天然乳化剂,采用的是加热输送工艺。该管线无内防腐措施，外防腐保温措施为强制电流阴极保护+环氧煤沥青涂层+聚氨酯泡沫+聚乙烯管壳。由于输送介质的特性以及温差可引起金属膨胀、收缩，覆土环境及回填土可产生土壤应力，因此,为防止管线变形失稳，对于管线受力特殊的部位进行受力分析，结合过渡段长度计算结果及锚固墩推力计算结果，在该管线全线设置锚固墩34处2。某油田联络管线运行至今多次发生腐蚀穿孔问题，给生产运行带来较大影响。通过现场调研及资料汇总，分析管线的腐蚀原因，提出切实有效的整改措施，以延长管线使用寿命，保障其安全平稳运行。1管线腐蚀问题2010年起，某油田联络管线累计发生腐蚀穿孔17次,尤其进入2 0 16 年后，刺漏频发，见图1。埋地敷设输油管线是油库在特殊环境中普遍采用的安装形式3,由于采用埋地敷设，发生刺漏后，抢修工作存在较大困难，影响正常生产，也造成较大经济损失。图1管线腐蚀穿孔照片Fig.1Photo of pipe corrosion perforation通过对历次腐蚀穿孔位置、类型、形貌等信息汇总，总结出该管线的腐蚀情况，见图2 3。由图2 3可知，该管线腐蚀类型多样，且穿孔位置多集中在起点站库出站5 km内。765432-管线本体管线本体环焊缝处外腐蚀内腐蚀腐蚀处腐蚀腐蚀类型图2 管线腐蚀类型与穿孔次数关系图Fig.2Relationship between pipeline corrosion typeand perforation times16498642图3管线腐蚀位置与穿孔次数关系图Fig.3 Relationship between pipeline corrosion positionand perforation times2管管线检测情况根据TSGD70032022压力管道定期检验规则一长输管道【4要求，管理单位需对管线开展年度检测工作。非开挖条件下的钢制管线检测技术是应用广泛的埋地管线检测方法5。为查找腐蚀薄弱管段及应力集中点,2 0 16 年对某油田联络管线进行了磁应力检测。磁应力检测也称金属磁记忆技术，是一种基于逆磁致伸缩效应的无损检测方法6 磁应力检测共发现10 3处磁场异常点，其中评价为立即修复（I级）的有3处,评价为监控降压使用（级）的有7 处,评价为继续使用（级）的有9 3处。I级的3处磁场异常点集中在起点站库出站5km内；I级、级共计10 处磁场异常点中有4处为环焊缝缺陷或腐蚀，有2处出现锚固墩应力应变状态。管理单位对评价为I级的3处磁场异常点立即开展了维修工作。部分磁应力检测评价结果见表1。利用开挖方式对磁应力检测结果进行验证，对管线本体开展目测、超声测厚等检测工作，发现本体减薄6 处，通过观察管线外壁的缺陷、腐蚀产物等情况判断腐蚀类型，发现外腐蚀4处,内腐蚀2 处。开挖检测结果见表2。锚固墩距离起点站其他地点库5km内腐蚀位置第41卷第3期CORROSIONANDCORROSIONPROTECTION|腐蚀与防护12 1表1部分磁应力检测评价结果表Tab.1 Magnetic stress detection and evaluation results距离起点站库距离/m1 51033274 0601 4782.720911512 15013 20015 15018 100表2 开挖检测结果表Tab.2Results of excavation detection距离起点站库距离/m2.9003 01734003.7904 03515 6103腐蚀原因分析3.1管线内腐蚀原因分析某油田采出液呈“五高一低”特征，即高含水、高含硫化氢、高含氯离子、高含溶解氧、高矿化度、低pH值，腐蚀性强。虽然该管线输送经脱水、脱硫工艺处理后的原油，但仍含水、含硫，且采出水的矿化度、氯离子含量很高。输送原油化验数据见表3。表3输送原油化验结果表Tab.3 Test results of transported crude oil含水量硫含量地层水矿化度地层水氯离子含量/(10*mgL-)(10*mgL-)0.50%2.46%3.1.1含水因素管线内腐蚀通常与水有关。水是该管线腐蚀的主控因素,其高氯离子含量、低pH值、携带大量溶解氧的特点，是腐蚀的根源，也是腐蚀防治的关键。3.1.2含硫化氢因素干燥硫化氢对金属材料无腐蚀破坏作用，但硫化氢疑似锚固墩非锚固墩非锚固墩非锚固墩非锚固墩非锚固墩锚固墩锚固墩非锚固墩非锚固墩非锚固墩最小剩余壁厚/mm6.26.85.66.86.26.0207.4等级I级I级I级级级级级级级级维修建议立即维修立即维修立即维修监控降压使用监控降压使用监控降压使用监控降压使用监控降压使用监控降压使用监控降压使用最大壁厚损失12.68%4.23%21.13%4.23%12.68%15.49%一旦溶于水,即刻电离,使水具有酸性。同时,硫化氢本身易发生渗氢现象，渗氢作用会导致钢材的脆性破裂。在腐蚀环境中，反应产生的氢，一部分通过相互结合形成氢分子排出，另一部分渗人管线本体内部并溶人晶格中,溶于晶格中的氢有很强游离性,在一定条件下导致材料的氢脆和氢损伤9。通过对比输送介质中硫化氢含量及腐蚀形貌发现，该管线内腐蚀以硫化氢腐蚀为主，出现点蚀和局部断裂。3.1.3含氯离子因素氯离子通过以下方式加快管线腐蚀的发生：氯离子与管线金属形成络合物，催化铁的电化学反应；氯离子破坏并穿透管线外层已形成的氧化膜，接触金属本体进行腐蚀；氯离子吸附在管线表面或钝化膜上，与腐蚀介质溶液形成强电场，促进管线金属离子溶出10。由表3可知,输送介质中含有大量氯离子，为该管线内腐蚀的发生提供了条件。3.1.4采出水矿化度因素矿化度是指水中离子含量，也称为水的盐含量，表示水中盐类的总和。某油田采出水矿化度较高达2010*mg/L,介质矿化度越高，无机盐浓度越大，电化预测及检测到的缺陷状态值腐蚀7 5%，环焊缝缺陷腐蚀7 5%，环焊缝缺陷环焊缝腐蚀10 0%，应力应变状态，漏点腐蚀超过2 5%，环焊缝区应力应变状态腐蚀超过2 5%，应力应变状态铁板，应力应变状态铁板，应力应变状态应力应变状态应力应变状态应力应变状态内/外腐蚀外腐蚀内腐蚀外腐蚀内腐蚀外腐蚀外腐蚀天然气与石油1222023年6 月NATURALGAS ANDOIL学腐蚀速率越快。同时，高矿化度溶液易产生污垢，虽然污垢本身无腐蚀性，但在管壁上易形成不均匀垢层。管线内一般含有氧气，因此垢下区域易形成贫氧区,无垢区域易形成富氧区，即形成了氧浓差电池，加快局部腐蚀3.1.5管线起点温度高因素导致腐蚀问题的因素还在于管线的高温高压环境，温度升高可以极大地加速腐蚀进程，压力升高使溶解在水中的腐蚀性介质量增加。美国管线腐蚀穿孔现场调查指出，90%的晶间应力腐蚀开裂（Inter-GranularStressCorrosion Cracking,IGSCC)发生在压气站下游16 km以内，即管线温度最高区域12。某油田联络管线出站温度约7 2，出站压力约0.8 7 MPa;进站温度约6 1，进站压力约0.15MPa。因出站附近温度、压力相对较高,更易发生各类腐蚀问题。这是腐蚀穿孔多集中在起点站库出站5km内的原因之一。3.2管线外腐蚀原因分析3.2.1土壤腐蚀性因素某油田联络管线年度检测中对管线敷设环境腐蚀性进行了调查。依据GB/T192852014埋地钢质管道腐蚀防护工程检验【13要求，对土壤电阻率、土壤腐蚀性等参数开展测试工作。该管线所经区域主要以荒地、盐碱地为主,土壤电阻率变化较大。全段土壤电阻率评价为“中偏弱”。对土壤进行取土化验测试，土壤腐蚀性评价等级为“中”。该管线刺漏修复时，现场开挖作业坑抽查管体外防腐情况，发现管线在靠近起点站库一端，多处涌出或渗出地下水，相应区域管体外表面呈局部腐蚀情况，腐蚀面积及腐蚀坑深度根据土壤含水量有所差异。这是腐蚀穿孔多集中在起点站库出站5km内的原因之一。3.2.2管线起点温度高因素研究表明,涂层老化也与温度有关12。某油田联络管线起点附近温度较高，则相应管段的涂层、防腐层也更易老化和破损，对管线的保护性大大降低，增加了外腐蚀的可能性；同时，较高温度加速了外腐蚀进程。这是腐蚀穿孔多集中在起点站库出站5km内的原因之一。3.2.3管线防腐层破损因素对于长输管线和集输管网，管线外防腐技术的采用和施工质量直接关系到管线的安全运行和使用寿命14。在对防腐层破损处进行开挖验证时发现，造成缺陷的主要原因为管线防腐层、保温层老化整体脱落，以及机械损伤造成的管线防腐层、保温层破损。防腐层破损后，管线本体与腐蚀性土壤直接接触，发生电化学反应，导致管线外壁腐蚀。管线的保温材料为聚氨酯泡沫，含有大量酸性物质，当管壳因老化或机械外力等因素发生破裂,水渗人聚氨酯泡沫层后，其酸性物质将外泻,加快管线腐蚀速度15。这是表2 中距起点156 10 m处本体外腐蚀的原因。开挖后发现管线下部管壳有裂缝，疑为施工时产生的机械损伤。测厚数据显示管线下部减薄，最小剩余壁厚6mm。管壳破裂后，雨水或季节性流水渗入保温层导致外腐蚀的发生。3.2.4保温管线阴极保护电流屏蔽问题某油田联络管线的阴极保护站设置于终点站库中，日常运维测试及管线检测结果均表明阴极保护系统运行正常。最近一次刺漏发生在起点站库附近，修复时对漏点周围进行通、断电测试,通电电位在-1.0-1.2 VcsE，断电电位在-0.8 -0.9VcsE，不能完全满足GB/T214482017埋地钢质管道阴极保护技术规范【16 中断电电位-0.85VcsE要求。该管线带有聚氨酯泡沫保温层。张文艳等人17 研究了保温层对外加电流阴极保护的屏蔽性，结果表明外加电流阴极保护对埋地带保温层管线起不到完全的保护作用。这一结论通过科研项目的现场模拟试验得到了验证，即防腐保温层具有极高的绝缘电阻，对阴极保护电流产生屏蔽作用，阴极保护难以成为保温层下管线腐蚀防护的有效手段。3.3环焊缝处腐蚀原因分析3.3.1环焊缝金属与本体金属成分不同管线本体金属和环焊缝金属成分不一样，两者电位差可达0.2 7 5V，管线埋人地下后，电位低的部位遭受腐蚀。管线本体金属和环焊缝金属因耐蚀性差异构成的电偶效应，使环焊缝或其热影响区处快速腐蚀穿孔。3.3.2施工工艺因素因早期管线接口处的外防腐工艺相对落后,即在预制瓦粘贴的聚氨酯泡沫塑料上缠绕聚乙烯胶带，本体采用液体充填方式,接口处密封性相对于本体较低18。由于密封性较差,水容易渗人聚氨酯泡沫塑料层，水和聚氨酯泡沫塑料内的酸性物质共同作用于环焊缝处，发生腐蚀。3.4锚固墩处腐蚀原因分析管线敷设时，当转角弯头强度不能满足要求时采用固定式锚固墩锚固。管线建设初期，为保障冬季投产，避免应力集中，在管线的地下弯头、穿跨越段、土质松软不厚实等地段敷设了固定式锚固墩34处。因工艺不够成熟、设置数量过多，长期运行后锚固墩处管段成为腐蚀隐患点。3.4.1复杂应力作用在某油田联络管线年度检测中对地质条件进行了调查，发现管线所处环境位于某山地震带，在近10 个月的调查期间共计发生地震活动18 3次，其中震级最大为第41卷第3期CORROSIONANDCORROSIONPROTECTION|腐蚀与防护12 35.4级。因此，支撑管线的锚固墩受到强烈的外力作用，处腐蚀。加之介质工作压力对管段产生的径向应力、热胀冷缩变2)因靠近起点站库一端，多处涌出或渗出地下水，形产生的温差应力、流动介质冲刷管段产生的应力等的加之管线起点处温度、压力高，极大地促进了腐蚀进程，共同作用，在锚固墩处产生应力集中现象，促进了管线致使在起点站库出站5km内的管段频繁发生腐蚀穿孔腐蚀的发生19。事件。3.4.2施工工艺因素3)管线本体内腐蚀主要是由输送介质含水、含硫化早期锚固墩与管线的搭接工艺相对落后，锚固墩通氢、高含氯离子、高矿化度的性质及管线起点温度高引过止推板与管线连接，止推板与管线接触区域直接焊接起。管线本体外腐蚀主要是由土壤腐蚀性、管线起点温而成。当管线本体金属与止推板金属成分不一致时，管度高、防腐层破损、保温层屏蔽阴极保护电流造成。环线本体金属与止推板金属因耐蚀性差异构成的电偶效焊缝处腐蚀主要是由环焊缝金属与本体金属成分不同应，使两者焊接处或其热影响区处快速腐蚀穿孔。引起电偶腐蚀，施工工艺不科学引起。锚固墩处腐蚀主3.4.3混凝土材质因素要是由复杂应力作用，施工工艺不科学，混凝土材质吸锚固墩外部为比重2 0 t/m的混凝土结构，当锚固水、失水，静态腐蚀环境造成。墩处于干湿交替的区域，混凝土中毛细孔吸水、失水交4)积极推进相应整改措施可降低联络管线腐蚀穿替进行，使内部钢结构与管道的自腐蚀速度加快，腐蚀孔风险，保障管线安全平稳运行。程度加深2 0 3.4.4静态环境因素锚固墩内管段一旦穿孔，无法直接进行防腐处理，锚固墩整体包埋管线，静态环境进一步加剧腐蚀进程。4整改措施1)对频繁腐蚀穿孔管段进行治理，更换起点站库出站5km管线。2)对全线34处固定式锚固墩进行整体拆除，在必要的应力集中处安装可更换式锚固墩。同时做好锚固墩与管线连接部位的防腐措施，如喷涂高效防腐涂料，做好连接处防腐层处理。3)做好管线内、外检测工作，通过外检测了解防腐层破损情况，及时开挖进行修复，防止腐蚀性介质与管线本体接触发生外腐蚀；同时，降低阴极保护电流的流失，提升阴极保护对管线的保护效果。通过漏磁等内检测手段，了解管线本体腐蚀及应力应变状态，及时开挖进行管段补强或更换，降低腐蚀穿孔发生的几率；内检测前需进行多轮管线清管作业，清管可去除附着在管线内壁上的油泥、杂质、积液等，腐蚀介质的减少，大大降低了管线内发生垢下腐蚀的概率。4)对于管线检测时检出的强度不达标的环焊缝处，需使用碳纤维材料进行补强；同时，今后应加强焊接环节施工现场的监督及质量把控工作，检查焊工的资质水平，严格要求焊缝的高度、宽度等各项指标，减少环焊缝处缺陷。5结论1)某油田联络管线腐蚀类型主要分为四类，即管线本体外腐蚀、管线本体内腐蚀、环焊缝处腐蚀和锚固墩参考文献：1】李扬.浅谈重质原油管道输送方法J.石化技术,2 0 16，23(1):132.LI Yang.Introduction to heavy oil pipeline transportation J.Petrochemical Industry Technology,2016,23(1):132.2张建宾,孟静.长输管道锚固墩的设置J.管道技术与设备,2 0 18(1):7-8.ZHANG Jianbin,MENG Jing.Setting of anchor on longdistance pipeline J.Pipeline Technology and Equipment,2018(1):7-8.3陈桂方.油库输油管敷设的方式及安全措施J.储运技术,19 9 9 (3):36-37.CHEN Guifang.Laying way and safety measure of oil pipelinein oil depot J.Storage and Transportation 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