输油场站站内工艺管线腐蚀原因分析及应对措施

赵盼婷，张建昌，王立涛，张 龙，赵云海

（中国石油长庆油田分公司第三输油处，宁夏银川 750006）

站外输油管道可通过定期发射清管器检测管线大面积腐蚀、机械损伤、内部缺陷等管道异常信息，而站内因管网复杂、敷设密集、接地系统众多、设备复杂等因素造成管线检测困难，目前的检测手段大多需要管线开挖后移除保温层等才能对管道壁厚进行测量，耗费人力物力。并且当管线投用后发生壁厚减薄或微小穿孔时很难察觉，当腐蚀泄漏严重引起SCADA 系统流量、压力变化或原油渗出地面时才被发现，此时已造成一定危害。因此本文结合场站内管线腐蚀泄漏案例，针对性分析得出最有可能造成管线腐蚀泄漏的因素，在此基础上制定相应的防护策略，才能有效防止腐蚀泄漏事故的发生，保证原油储输安全平稳。

1 管线腐蚀泄漏宏观原因

1.1 管线防腐缺陷

输油场站工艺管线的管材、防腐材料的选择未结合场站实际土壤情况具体分析后选取，导致其不能应对不同地段、不同土壤环境的差异性，存在潜在的腐蚀危险。另外站内管道防腐材料低性能也会引起管线腐蚀，目前多数场站的埋地管道防腐施工仍使用无溶剂环氧树脂、聚丙烯胶粘带、硬质聚氨脂泡沫塑料等其他防腐材料，上述材料的密度、绝缘性和耐腐蚀性相对较弱，在土壤湿度较大的位置可能不能满足防腐要求[1]。管材、防腐材料选择得当的情况下，防腐施工就显得尤为重要，造成管线防腐质量差的原因主要有两方面，一方面由于施工人员操作不合格，监理履职不到位出现防腐质量问题。另一方面由于输油场站站内管线安装结构外形复杂的管件，防腐施工时存在防腐层贴合不紧密、包覆不严等问题，后期管线投运后很可能引起管线腐蚀泄漏。

1.2 管线阴极保护缺陷

目前多数场站仅采取了管道防腐保护的措施，很少采取阴极保护设计，主要是因为该种系统设计存在诸多难点：首先场站内管线敷设较密集，阴极保护的实施很难全面进行；其次场站内电气设备众多，其相应存在不同种类的接地保护，这会显著影响阴极保护，造成电流漏失；再者场站内空间不足以承受占地较大的阴极保护系统，也就是为阳极床的布置带来了限制；此外，场站管线阴极保护系统会对站外管道的初始防腐保护造成较大干扰，且这种干扰影响难以消除和避免[2]。因此站内管线阴极保护实施难度大，尚未在各场站普及建设。

1.3 管线管理缺陷

输油场站站内工艺管线管理缺失主要表现在三方面，一方面管线投用后不能进行年检或定期检查，管线壁厚减薄位置不能及时发现，长久运行易造成腐蚀泄漏。另一方面对管线腐蚀风险分析认识不到位，不能有效识别出死油段，未制定死油段活动计划或虽制定死油段活动计划，但没有切实按照计划执行。再者是未能对管线出现的外防腐层脱落、剥离或管线锈蚀情况及时处理，导致管线泄漏事故发生。

2 管线腐蚀泄漏微观原因

2.1 管线局部积液

经统计分析第三输油处近几年站内发生的腐蚀泄漏事件，主要原因是管线局部积液造成的内腐蚀。2017年6 月，靖安首站站内换热器原油出口汇管靠近3#换热器方向管线发生泄漏。2020 年5 月同一位置管线再次发生原油泄漏，后对泄漏点采用高频导波的方式进行检测。经分析，认为腐蚀主要原因为：该管段存在局部死油，长期的死油导致原油中的水分沉积于管道底部，形成底部积液，并且经检测该管段油品中氯离子含量11.73 μg/g，超于标准含量10 μg/g，根据孔蚀理论，氯离子是孔蚀的“激发剂”，高浓度的Cl-和溶解氧促进点蚀的形核及发展，从而导致管线腐蚀穿孔。

通过ANSYS 软件对靖安首站换热器出口汇管进行模拟，模拟时参照场站管线规格及实际运行参数（见表1）。设置流速为0.4 m/s、0.6 m/s、0.8 m/s、1 m/s 进行分析。从水相体积分布云图1 可发现水相在堵头底部沉积量最大，由于该处也是所谓的“死油段”，在堵头底部产生沉积水，形成易腐蚀环境诱导发生局部腐蚀穿孔，最终导致管道泄漏。并且从水相体积分布曲线图2可以看出随着流速的增大，水相在该管段的分布减少，由于油品流动速度越快，其对水相的携带能力越强，水相会随着油相流走[3]，而流速小时管线内水相分布较大，因此建议靖安首站在满足外输要求的情况下，管道流速不能过小，流速在0.8～1 m/s 较为合适，此时的流量范围为288～360 m3/h，在此范围能满足输送要求，又能减小管道积液造成的腐蚀。

图1 不同流速下水相体积分布云图

图2 不同流速下水相体积分布曲线图

表1 模拟参数

2.2 管线冲蚀磨损

具有一定速度的流体夹带颗粒流过管道时，在管道流向发生改变的位置易对此处的壁面造成一定的冲蚀，并且这些部位也易形成积液，双重作用下，管道内壁逐渐减薄，当压力波动时这些部位易发生腐蚀泄漏。油房庄生产运行库管网腐蚀治理工程中对来油计量间、喂油泵房、外输计量间内的埋地管线开挖后用超声波测厚仪对其壁厚进行测量，发现壁厚减薄最严重部位在立管、弯头与直管焊缝连接处、三通9 点方向。

利用ANSYS 软件，根据油房庄生产运行库2021年1 月1 日报表8：00 时平均瞬时流量Q=423.5 m3/h，计算此时的平均流速为1.2 m/s，输入参数后对弯头及三通模拟，其冲蚀磨损速率云图（见图3），从图3 可以看出冲蚀磨损最严重位置位于弯头外侧70°～90°，三通冲蚀磨损最严重位置位于连通位置靠近进口的6～9 点方向，与实际检测结果基本一致。

图3 弯管及三通处冲蚀磨损速率云图

由于冲蚀磨损而损失的金属质量（m）=凹坑体积（v）·管材密度（ρ），冲蚀磨损速率为Er 取冲蚀部位单位半径r 的圆作为研究对象，此区域面积πr2，则在单位t 时间内此区域内管汇材料损失掉的质量为：πr2·Er，当r 值很小时，可以假定损失体积为圆柱形，则冲蚀的圆柱体高度为H=Er·t/p[4]。通过此式计算可知弯头、三通壁厚减薄1 mm 需要的时间分别是6.4 年、7.8 年，弯头较三通冲蚀磨损更快，这些部位在其他腐蚀因素的影响下，壁厚减薄速度更快（见表2）。

表2 弯管及三通冲蚀磨损速率

本次油房庄生产运行库隐患治理工程中由于空间有限、管线实际位置与设计施工不符等因素，在管线连接中安装多个弯头（见图4），多个弯头对输油管线的冲蚀磨损规律本文也在此进行了探究，以油房庄生产运行库手动进罐管线新老站连头处连续弯管为研究对象，模拟结果（见图5），第三个弯头处冲蚀磨损速率最大，并且该区域冲蚀磨损最严重，流经多个弯头时流体被连续加速，第四个弯管连接直管段流动方向改变受二次流的影响流速减小，对弯头外侧壁面的挤压减小，冲蚀磨损减弱，经计算在冲蚀磨损速率最大的第三个弯头处出现1 mm 的壁厚减薄时间约为5.4 年，因此在管道设计或安装时应避免安装过多的弯头，以防对管道的安全性能造成影响。

图4 油房庄生产运行库新老站连头处管线安装图

图5 不同弯头处冲蚀磨损区域图

3 管线腐蚀泄漏应对措施

站内工艺管线腐蚀泄漏影响因素众多，对站内管线腐蚀机理进行探讨，在此基础上“对症下药”、分别施策，才能有效防止腐蚀泄漏事故的发生，保证原油储输安全平稳。

（1）针对管线防腐缺陷建议新建或改建输油场站时，管材和防腐材料的选取应根据输送油品性质、土壤环境选择得当，选用高质量的防腐蚀涂料，认真遵守防腐蚀涂料每层涂敷的间隔时间，选用保温材料时，要选用浸水后不产生对金属腐蚀的离子材料才能有效减缓管道腐蚀[5]。在管道进入地面的位置加装合适的防腐蚀金属材料等也能提高管线防腐质量。此外在管线防腐施工中对发现的防腐层破损点及时按照相关规范进行修复，施工人员应按设计要求防腐，加强施工质量的监督，尽可能地避免设计施工阶段人为因素造成管线投用后腐蚀泄漏的风险。

（2）站内埋地管道采用外防腐和阴极保护联合使用是最为经济有效的控制腐蚀发生的措施。目前第三输油处全处范围内首个场站区域阴极保护改造项目已完工，总结阴极保护建设中的难点及投用后对管线保护的优势，在后续的场站改造中扬长避短对站内管线加阴极保护装置。

（3）管理方面应充分利用新技术、新设备对站内管道严格按照规范规定时间进行全面检测，高风险段检测频率提高，对检测报告中管道壁厚减薄处制定应对策略。也可在场站新建及改造时将埋地管线改为地上低支墩敷设，减少复杂的土壤环境对管道的腐蚀。

（4）为避免管线积液腐蚀应定期活动静置管线，保证其与相同工艺管道的运行频率一致，避免管内沉积物和沉积水的产生。根据生产输送要求将管线内流速控制合理，减少油水分层，并且对进入场站的油品质量严格把关，关注腐蚀性介质浓度变化，可在管道中悬挂腐蚀挂片对管内腐蚀动态实时监测。

（5）由于输油场站接收采油厂处理后的原油，原油中所含杂质较少，但长期运行下也会造成一定的冲蚀磨损，管道设计单位应做到在满足现场实际时避免加装过多弯头，并且在弯头选用上应优先考虑曲率半径大的弯头以减少冲蚀磨损。管线壁厚检测时在汇管底部、弯头外侧、三通处缩短检测周期多加检测点重点检测，以便及时发现管线安全隐患。

4 结论

本文对输油场站站内管线腐蚀原因逐项分析，并提出应对措施，但站内集输管线的腐蚀原因较为复杂，在今后的生产运行管理中，需要进一步开展系统性研究，归纳总结不同腐蚀泄漏事件中腐蚀泄漏部位、腐蚀的管材力学性能以及腐蚀产物微观形貌等，找到腐蚀泄漏主因，对未发生腐蚀泄漏的站内工艺管线确定应对措施，形成整体解决方案，确保站内工艺管线的运行安全。