集肤效应电伴热管线局部腐蚀研究

王玉福, 王 红, 马祥礼, 马文鑫, 申龙涉＊

(1.辽宁石油化工大学石油天然气工程学院,辽宁抚顺113001; 2.辽河油田经济贸易置业总公司,辽宁盘锦124010)

集肤效应电伴热管线局部腐蚀研究

王玉福1, 王 红2, 马祥礼2, 马文鑫1, 申龙涉1＊

(1.辽宁石油化工大学石油天然气工程学院,辽宁抚顺113001; 2.辽河油田经济贸易置业总公司,辽宁盘锦124010)

超稠油输送集肤效应电伴热是输油管道加热的主要设备,在超稠油输送中发挥了极为重要的作用。一旦伴热管和主管焊接部位发生局部腐蚀就会导致穿孔与破裂,将会直接影响超稠油输送并带来巨大经济损失。辽河油田特石输油管道发生此局部腐蚀现象,通过对腐蚀环境模拟进行研究,得出结论是保温层破裂,导致水分进入,使得伴热管与主管发生局部腐蚀。

集肤效应; 局部腐蚀; 穿孔; 保温层

随着科学技术的发展,超稠油管道集肤效应电伴热技术的利用愈加广泛,已经日臻完善。但是有关主管道与集肤效应电伴热管的焊接处局部腐蚀的研究比较少[1-2]。

本文对超稠油管道集肤效应电伴热的观察井进行分析,模拟腐蚀环境,对腐蚀机理进行分析与探讨,结合实验数据与计算分析,得出局部腐蚀的原因,总结出防护局部腐蚀的措施[3]。

1 实验部分

1.1 腐蚀环境分析

超稠油集肤效应电伴热管道观察井所处环境比较复杂,环境中影响腐蚀因素有:二氧化碳与氧气含量、温度、含水量、土壤p H值、硫化氢等。这些因素不是单一作用,而是相互作用。管道观察井处于密封状态,但是由于管道温度在80～120℃,封闭空间里的水分就会蒸发,冷凝,这个过程不断地持续,导致内部会积蓄一定水量。这样一来就会给管道提供腐蚀条件。尤其是集肤效应电伴热管与主管道的焊接处最为明显,无论是输油管还是伴热管防腐漆层均已遭到破坏,发生严重腐蚀,残余的防腐层如图1所示。

本研究中输油管材质为X52钢,其外表面采用预制的黑色特加强级石油沥青防腐漆;伴热线为全氟FEP塑料30 mm2镀镍铜导线,伴热管φ40 mm×4 mm,10号无缝钢管,涂有可靠的防腐涂料。输油管和伴热管线采用等距对称焊接相连,管线外采用聚氨脂保温。

Fig.1 The photo of erosion resistant coating and insulating layer after corrosion图1 腐蚀后残余的防腐层与保温层照片

1.2 腐蚀机理分析

由前面分析可知,集肤效应管线发生局部腐蚀包括黄夹克破损后聚氨脂中阻燃剂水解产物引发的输油管外表面腐蚀、铜和20号钢间的电偶腐蚀及伴热线放电引起的伴热管腐蚀。

集肤效应伴热系统间断应用,当黄夹克破损后,腐蚀介质破坏了输油管与伴热管接线盒处的防腐涂层,造成铜导线与接线柱间锈蚀,接触电阻增大,当伴热系统通电工作时,在水膜环境中,铜导线将避开锈层对伴热管高压放电,造成伴热管的加剧腐蚀。当正向通电时,伴热管为阴极受到保护,不发生腐蚀,当反向通电时,伴热管为阳极,发生溶解,溶解速率与电流密度成正比。腐蚀越严重,锈层电阻越大,放电电压越高,将严重加速伴热管的腐蚀[4]。

Cu和20号钢在相同土壤饱和溶液介质中形成电偶腐蚀电池,发生严重电偶腐蚀,Cu的存在大大加速了20号钢的腐蚀,此时,被腐蚀介质浸润的20号钢为阳极,Cu为阴极,两个电极反应分别为:阳极反应:阴极反应 :

总电极反应[4-6]:

从而在20号钢表面形成铁锈等腐蚀产物。

1.3 实验室模拟环境

由于现场集肤效应电伴热管成120°角对称焊接在主管道两侧,根据现场伴热管线的特点,实验室建立了一套模拟装置,采用有机玻璃做成20号钢的支架,将20号钢试片固定于支架内,并与水平方向平行或倾斜60°角,将电烙铁固定于试片下方与试片相接触,保证试片工作温度。在试片上方固定一金属探针(材质为铜),针尖与试片间距为2 mm,金属探针与试片分别连接试验工频电压变压器(0～260 V)。将装置悬置于密封广口瓶内,广口瓶内是现场土壤用去离子水配制的饱和溶液,图2所示为设备简图。

Fig.2 The diagram of equipment图2 设备简图

1.4 实验方法

(1)对20号钢试样进行打磨,测量长、宽、厚,计算试样的表面积,然后用酒精擦拭试样表面,吹干后,称量各试样质量,记为腐蚀前质量W0。试片如图3所示。

Fig.3 The photo of 20#steel sheet图3 20号钢试片照片

每一组实验放置3片20号钢试片,腐蚀时间为12 h,实验完毕后取出试片用吹风机吹干,以防止二次腐蚀,标号后放置真空袋内,集中放置干燥皿中,实验完毕后统一称重。用失重法计算其平均腐蚀速率,计算公式为[7-9]:

式中:W0-腐蚀试验前试样的原始重量,g;

W1-去除腐蚀产物后试样的质量,g;

S-试样的暴露面积,m2;

T-试样腐蚀的时间,h;

V--腐蚀速率,g/(m2·h);

V1-年腐蚀速率,mm/a;

ρ-20号钢密度,7.80 g/cm3。

(2)为了保持现场伴热管线所处的腐蚀环境,对现场取回的土壤进行烘干,研磨并用筛子过筛,然后用去离子水配制饱和溶液放入广口瓶内,并用恒温水浴加热至80℃,实验过程中保持温度恒定。

(3)将20号钢试样按照设计图进行组装,电烙铁用调压器改变温度给试片加热至70℃。把探针与试片的距离调制2 mm,探针与试片上分别引出两条导线连接至工频电压变压器(0～260 V)。每间隔一定的电压做一组实验,观察和拍摄腐蚀后的试样形貌。

2 结果与讨论

2.1 试片腐蚀形貌

图4为施加120,180,260 V的交流电压时,20号钢试样在现场土壤饱和溶液气氛中的腐蚀形貌照片。

Fig.4 The before-after comparative photo of corroded图4 腐蚀清洗前后对比照片

从图4中可以看出以下特征:

(1)随着交流电压的逐渐增加,腐蚀程度逐渐增大,这主要表现为腐蚀面积随电压增加而增大,腐蚀深度也呈增加趋势。

(2)当试片呈倾斜状态时,腐蚀程度比垂直时有所减缓。

(3)对腐蚀产物形貌观察发现,结合现场产物的XRD分析结果,可以推断出产物主要是Fe3O4。

2.2 数据分析

图5为实验施加不同的交变电压,试片在模拟装置上腐蚀12 h后,放电电压对年腐蚀速率的影响。由图5可见,无论试样与放电探针相对垂直或倾斜60°,随着交变电压的逐渐增大,腐蚀速率都呈上升趋势,当电压较小时(120～150 V)年腐蚀速率增加较小,当交变电压较大时,如大于180 V时,年腐蚀速率明显增大,当电压为260 V时,年腐蚀速率为0.776 3 mm/a,是无放电时的8.39倍。因此当防腐涂层破损后,随着导线与接线柱间锈层电阻增大,放电电压增大,将严重加速伴热管的腐蚀。

Fig.5 The effect of discharge tension on corrosion rate图5 放电电压对腐蚀速率的影响

3 结论与建议

3.1 结 论

(1)随着放电电压增大,将严重加速伴热管与主管道焊接点的局部腐蚀。

(2)试片倾斜与否对腐蚀速率影响不大。

(3)导致腐蚀加速的原因是保温层材料选择不当或者是施工标准不够严谨导致密封失效,导致腐蚀介质进入,所以给腐蚀创造了加速的条件。

3.2 建 议

(1)控制伴热管接线盒的密封质量及接线端的绝缘密封,选择合适的密封胶材料,使其长期工作在水、高温、高压等恶劣环境之中也不会被腐蚀。

(2)控制管道外壁防腐层预制质量,要求施工单位应严把质量关,严格按照防腐保温层的技术标准和操作程序进行预制[2]。

(3)严格控制补口的施工质量,管线的补口应严格按照SY4058-93《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口、补伤及验收规范》的补口补伤的规定执行。现场补口方法采用交联聚乙烯热收缩带补口。

进而令∂G/∂α=0可以得到Gmax,即:

临界开裂角:

利用(5)式可以得到对应的临界载荷:

由于(J1)|sob→0的贡献,压痕的开裂角产生倾斜。显然该临界开裂角为压痕边界开裂的下限,于是有:

4 结束语

当矩形平端刚性压头作用在无摩擦弹性基体的表面时,在压痕边界处的近表面会诱生奇异应力场,该奇异应力场的奇异性与裂纹尖端I-型应力场的奇异性同价,使平面压痕的表面产生断裂型开裂。本文利用能量释放率原理,分析了压痕边界断裂型开裂的极限开裂角、极限开裂载荷等相关问题。在工程实践中,绝对理想光滑的工程结构表面是非常有限的。本文的研究不仅具有理论意义,也有工程应用价值。

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(Ed.:W YX,Z)

Local Corrosion of Skin Electric Co rrent Tracing Pipeline

WANG Yu-fu1,WANG Hong2,MA Xiang-li2,MA Wen-xin1,SHEN Long-she1＊
(1.College of Petroleum Eingeering,L iaoning Shihua University,Fushun L iaoning113001,P.R.China;2.L iaohe Oilfield Com pany of Econom ic & Trade & Property,Panjin L iaoning124010,P.R.China)

Skin Electric Corrent Tracing(SECT)was the main pipeline heating equipment and p lays a very important role in the process of super heavy oil transportaton.The perforation and rup ture which were caused by the localized corrosion of heating tracer and main pileline welded joints can directly influence the super heavy oil transportation.The phenomenon was occurred in Liaohe oil field Teshi pumping station.The results show that the insulation layer is broken,and the water get into it,thus the local corrosion is formed between the heating tracer and the main pipeline.

Skin electric corrent tracing;Local corrosion;Perforation;Insulating layer

TQ172

A

10.3696/j.issn.1006-396X.2011.02.019

2011-01-05

王玉福(1983-),男,辽宁瓦房店市,在读硕士。

＊通讯联系人。

1006-396X(2011)02-0073-03

Received5January2011;revised11M arch2011;accepted13M arch2011

＊Corresponding author.Tel.:+86-13504236726;e-mail:longshe_shen@sina.com