林楠 王海濤 曾維國 李仕力 羅艷龍

中國特種設備檢測研究院

摘要：管道內積水腐蝕是輸油管線常見的失效形式，影響其運行安全。通過對腐蝕失效管段現場取樣，分析主要腐蝕形式，并通過內腐蝕評價方法對管道內壁腐蝕致因規律進行總結。結果發現，受管線輸送條件變化的影響，發生嚴重腐蝕的管段內水相沉積概率較大，通過提高介質流速，可一定程度降低管道內壁腐蝕風險。

關鍵詞：輸油管道；積水腐蝕；內腐蝕評價；腐蝕影響因素

 

管內積水腐蝕是輸油管道常見的失效形式[1-2]，分析其內腐蝕成因及致因規律，采取針對性檢測及評價方法，可有效預防因管道內壁腐蝕引發的泄漏事故[3]，降低企業經濟損失和環境污染風險。部分管線受其輸送介質條件變化的影響，難以準確定位重點檢測區域，或管線實際條件不適宜開展現場內檢測工作，需采用內腐蝕評價方法對腐蝕位置進行預測分析[4-8]。輸油管道內腐蝕評價主要有水相沉積分析、材料腐蝕失效分析、管道腐蝕評價等方法。國內外學者[9-11]通過試驗和仿真相結合的方式，研究了油水兩相的水相沉積相轉規律。楊陽等人[12,2,13]通過對介質屬性、微生物環境及腐蝕產物的特性分析，對輸油管道內腐蝕開展了失效分析工作。陳冰清、楊雪等人[14-15]分別針對輸油管道開展了內腐蝕直接評價方法的研究工作，楊天笑[16]針對海底管道開展了內腐蝕評價分析工作。但現有研究仍缺乏計算結果與管道實際腐蝕情況的對比，對研究方法準確性的驗證及修正工作還需進一步深入。

1  內壁腐蝕分析

以國內某輸油管線腐蝕泄漏為背景，開展管道內壁腐蝕成因分析。2018年至今，該管道已發生多處腐蝕穿孔泄漏，選取嚴重腐蝕減薄管段現場取樣分割，觀察內壁形貌特征，發現存在不同程度的點蝕坑，在6點鐘位置有較為嚴重的沖刷痕跡，管底有明顯的積水腐蝕，如圖 1所示。

圖 1 管道腐蝕嚴重部位內部形貌

利用三維激光掃描技術對分割管道內壁進行掃描，如圖 2所示。通過Geomagic軟件對三維形貌模型進行處理，結果如圖 3所示。據此可知，現場管道內表面的最大腐蝕深度為4.09 mm，內壁減薄屬于嚴重腐蝕[17]。

圖 2 管道內表面三維形貌

圖 3 管道內表面的腐蝕深度

結合現場管道基礎數據、介質成分分析報告及腐蝕產物分析報告，該管段主要腐蝕原因為：介質中含有的水相在管底沉積為電化學腐蝕創造了條件；水相中含有較高含量的Cl-和HCO3-，主要來自原油管道輸送介質；管道輸送量降低也為水相沉積管底發生積水腐蝕提供了有利條件；鋼材中非金屬夾雜物為點蝕形核和萌生創造了條件。

2  內腐蝕評價

內腐蝕評價數據來自管道現場運行參數、管線分析報告、歷史資料、介質測試報告等。腐蝕管道輸送介質含水率為0.1%～3.9%，小于5%，可參考GB/T 34350―2017《輸油管道內腐蝕外檢測方法》的適用性要求，開展內腐蝕評價工作。

2.1  水相沉積計算

（1）最大液滴直徑

最大液滴直徑（maximum droplet size）：懸浮在油包水分散系中，不因湍流剪切力而破碎的水滴最大直徑[7]，見式（1）：

（2）臨界液滴直徑

臨界液滴直徑（critical droplet size）：在水平或近水平流的油包水分散系中，不因重力而發生沉降的水滴的最大直徑，見式（2）：

（3）管道實際傾角

管道敷設傾角用高程變化量來確定，單位為度或弧度。傾角的正弦為單位管長高程的變化量，見式（3）：

（4）積水位置識別

根據管道實際傾角，可計算得到臨界液滴直徑和最大液滴直徑。當最大液滴直徑大于等于臨界液滴直徑時，管內水相會在重力作用下向底部沉積。結合管內局部流場計算結果，當管底積水流速趨于零時，會在管內局部產生積水。

2.2  內腐蝕位置識別

依據管道運行參數對管線積水位置進行計算，從而識別管線腐蝕位置。由于未考慮介質中的固體沉積物，未對固體沉積臨界傾角進行計算識別。

管線閥室之間腐蝕位置預測結果如圖 4所示，圖中黃色管段為易產生積水管段，一般在低洼處及下游上升段內，積水位置與管內介質流速及管線有無停輸有關。圖中紅色方塊標注了管線歷史腐蝕泄漏位置，與管線腐蝕位置計算結果一致，均為管內易產生積水位置。圖中未發生腐蝕泄漏但仍是積水腐蝕高風險區的管段應加強腐蝕監測工作。參考GB/T 34350―2017 提供的方法，沿管道介質輸送方向，從上游向下游檢測排查，預測腐蝕風險點，重點關注傾角較大的連續上升區域，具體位置可通過局部內流場模擬確定。

圖 4 某輸油管線閥室之間管段腐蝕位置預測結果

3  腐蝕影響因素分析

3.1  含水率

由該管線輸送介質分析報告可知，介質含水率為0.1%～3.9%，分別采用含水率0.10%、0.39%和1.00%對比計算。隨著含水率增大，預測得到的易產生積水的位置略有增加，但含水率變化對管線內積水位置預測結果影響不明顯。

3.2  介質流速

分別以流速0.29 m/s（管線實際流速）、0.60 m/s、1.20 m/s和2.00 m/s進行計算。隨著流速加快，介質的攜水能力增強，預測得到的易產生積水的位置隨之減少。當流速增大到2.00 m/s時，管內可能產生積水的位置明顯減少，數量約為實際運行流速的35.23%（圖 5）。管線運營單位可根據實際情況，適當提高管內介質流速，從而減少管內積水。

圖 5 積水風險點與流速關系

3.3  內腐蝕分析

介質流速降低使得管內更容易積水從而導致管道內腐蝕，該輸油管線原設計輸量為210×104 t/a，而實際輸量僅61×104 t/a。2008年5月至2013年11月，輸油管線未進行插輸，末站外輸量320 m3/h。2013年11月至2014年4月，末站以77 m3/h流量插輸，末站外輸流量未發生變化，插輸點下游管內介質含水率發生變化。2014年和2016年起，有兩站分別以70 m3/h和115 m3/h向管線插輸，同時末站外輸量由320 m3/h降為120 m3/h。流量減少使上游管段介質流速降低，管內產生局部積水，加快了管道內壁腐蝕，導致上游管線于2018年11月11日至2018年12月3日發生多次腐蝕泄漏事件。

４  結論

（1）內腐蝕評價方法用于輸油管道內腐蝕評價，結果較為可靠，預測管道內壁重點腐蝕位置與歷史檢測數據、失效事故數據一致性較好。

（2）取樣管段腐蝕特征主要以點蝕和局部腐蝕為主，腐蝕主要發生在4點鐘至8點鐘方位，6點鐘位置最為嚴重，通過三維掃描測量，管段腐蝕坑深度達4.09 mm。

（3）管線歷史腐蝕穿孔位置均在容易發生水相沉積的管道底部，受介質流動的影響，管底積水腐蝕通常發生在連續上升管段低點下游附近。

（４）受介質攜水能力的影響，含水率及介質流速影響管線腐蝕位置預測結果，介質流速影響更大，提高介質流速對降低管線積水風險的效果明顯。

 

參考文獻： 

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[16]楊天笑，崔建杰. 一種海底管道多相流內腐蝕直接評價的方法[J]. 腐蝕與防護，2017，38(6)：475-477.

[17]RP 0775-2013, Preparation, installation, analysis, and interpretation of corrosion coupons in oilfield operations[S]. Houston: NACE International, 2013.

 

支持項目：國家重點研發計劃（2018YFF0215003）和中國石化橫向課題（319008-8）。

作者簡介：林楠，1987年生，博士，主要從事多相流管道沖刷腐蝕及管道運行安全方向的研究工作。聯系方式：18810297247，sy_linnan@163.com。