输油站埋地原油管段失效原因试验研究

张亦白,顾春琳,郭锦佳

1.国家管网集团工程质量监督检验有限公司徐州分站,江苏徐州 221008

2.东部原油储运有限公司管道检验检测公司,江苏徐州 221008

3.中国石油集团海洋工程有限公司,北京 100028

管道运输安全高效，具有其他运输方式不可比拟的优势，是我国国民经济建设的大动脉。尽管长输管道有诸多优势，但在管道服役过程中，由于铺设距离长、环境条件复杂等导致的管道腐蚀问题十分突出[1-2]。输油站场是长输原油管道的重要组成部分，作为长输管道的接力站，是保证管输能力的关键环节。近年来，输油站内工艺管道由于内腐蚀导致失效泄漏的问题日益突出。据统计，2009—2010年间，仪长线长兴、仪征和石埠桥等几个输油站以及中国石化西北石油局某输油站，相继发生过多起管道内腐蚀引起的原油泄漏事故[3-5]。

输油站场埋地管道纵横交错、环境复杂，站内管道规格型号复杂，接头、弯管较多，组对焊接监管难度大，现场防腐质量难以保证，绝大部分管道泄漏均由腐蚀引起[6-9]，严重威胁输油管道生产安全，引起了学者们的关注。刘贵宾等[10]对长庆油田H转油站内集输管道进行研究，认为由于H2S、CO2及Cl-的存在，在其共同作用下导致站内20#钢集输管道腐蚀穿孔。方卫林[11]等研究表明复杂地形和管输介质导致管道内腐蚀的发生，发现管道停输期间易形成水相沉积，增加内腐蚀风险，且较长的停输间歇会加剧管道内腐蚀；此外，管内水相状态也会影响内腐蚀状态，含水率直接影响管内原位水速分布，原位水速趋于0的位置存在积水风险，进而影响内腐蚀程度。何湋[12]等认为电化学腐蚀是管道内腐蚀的主要形式，介质中的水是造成管道发生内腐蚀的主要原因，管道施工建设不规范也会导致局部管道内腐蚀相对较多，当腐蚀缺陷活性超过分化点后，将变成腐蚀活性敏感区，从而加速腐蚀。于海涛[13]研究发现埋地管道腐蚀问题与设计、施工及管理等各方面因素密切相关。刘春亮[14]研究站内埋地管道防腐层选材，并对管道进行基于内检测的完整性评价，得到了综合性研究成果。蔡亮[15]通过实验手段分析得出管道腐蚀主要集中在管道下部5点～7点钟方向，腐蚀形态以小孔腐蚀为主，溶解氧和酸腐蚀是导致腐蚀的主要原因。此外，其他学者通过腐蚀控制标准及防护技术探讨，分析影响管道腐蚀的主要因素，提出了相应的管道防护措施[16-19]。

综上，站内埋地管道腐蚀防护的有效性和合理性依然薄弱，严重影响输油生产安全，需要对站内管道腐蚀问题深入研究。

1 输油站泄漏管道概况

某输油站场于2005年建成投产，管内输送介质为多个国家的进口原油，介质组分差异大，原油理化性质差别也较大，但普遍含有H2S等腐蚀性介质，只是浓度有差异。站内管道规格各异，共120余种，设计压力1.6～8.5 MPa不等。其中，输油站进站阀组区从107#阀至154#阀处管道设计压力8.5 MPa，属于压力越站管道，但投产后未进行过全越站流程操作，本管段一直存油但未能参与流动运行，属于死油段。2016年8月埋地管道发生原油泄漏时，压力达到3.2 MPa，泄漏点位置位于107#阀至154#阀之间埋地入土弯头后的直管段，距离弯头约1m，位于管道底部6点钟方向。泄漏管段局部工艺流程及站场管道布置如图1和图2所示。

图1 泄漏管段的局部设计工艺流程/mm

图2 站场工艺管道布置示意

为弄清此埋地管道泄漏失效的原因，对破裂泄漏的管段进行了外观检查、金相、电镜检验以及机械性能等全面综合分析，并依据GB∕T 9711—2011《石油天然气工业管线输送系统用钢管》[21]的规定进行取样和评价，以期获得该管道的安全技术状况。

2 泄漏管道的外观检查

破裂管段管道设计规格D610 mm×11.1 mm，材质L415，钢管类型为螺旋管。管体破裂处防腐层已剥离，防腐层和管体之间因泄漏有少量原油。去除防腐层后，发现破裂管道两端有环焊缝，环焊缝两侧管壁外表面对齐，破裂管段独立长度3.75 m，管体外表面未见有明显的腐蚀迹象，说明管道泄漏失效不是由外腐蚀引起。

管壁破裂孔洞形状为扁长型，泄漏处破裂长度为465 mm，最宽约93 mm，长轴方向与管道轴向一致，开裂处剩余壁厚趋于0，此处为起裂点，泄漏点附近外壁有浅黄色浮锈，裂口非直线，纵向裂口端部伴有60 mm非轴向开裂，与轴线交界处内壁有腐蚀坑，坑处剩余厚度趋于0，为非轴向起裂点；裂口一端另有一处小型扁长开裂，长度188 mm，宽约19 mm，开裂处剩余壁厚也趋于0；内壁有显著腐蚀，腐蚀部位表面附着有明显的褐色、黄色和铁锈红色结垢物，管道内壁厚度分布不均匀，局部凹坑深浅不一，局部明显变薄，腐蚀减薄向破裂处逐步形成扩展面，直至破裂，泄漏管段腐蚀情况见图3。

图3 泄漏管段内外腐蚀情况

3 管壁厚测量

为了方便试验，将破裂管道附近的压力管道位置还原并分别编号1#～6#，见图4。破裂管段编号为2#，独立长度3.75 m。采用超声波测厚仪对处于最低处的2#、3#、4#和5#管段进行壁厚检测，每段测3个位置壁厚，分别在12点、3点、6点位置划5行5列的矩阵，间距为50 mm，进行壁厚测量，2#管段壁厚测点见图5。统计壁厚取密集网格矩阵平均值，详细情况见表1。各管段不同位置处的壁厚变化情况如图6所示。

图4 管段连接还原

图5 管段壁厚测点图

图6 各管段不同位置处的壁厚测量情况

表1 各管段壁厚测量

由表1可看出：腐蚀最严重的位置均在每根管段的6点钟位置。

综合表1及图6可以发现：2#破裂管段的壁厚明显比其他管段要薄2～3 mm，且与GB∕T 9711—2011标准规定的“壁厚误差为±0.1t”的要求相差甚远；5#管段有局部腐蚀减薄点，其余管段壁厚均满足标准要求。初步判断，2#破裂管段钢管壁厚可能与其他管段钢管壁厚不同。

2#管段两端分别与3#管段及弯头对接，对接时外管壁平齐，由于管外径相同，壁厚差异导致管道对接后2#管段原油不流动，并在内壁形成低洼积液段，如图7所示。

图7 壁厚差异导致低洼积液

4 理化检验及结果

4.1 金相与电镜微观检查

对包括破裂管段的各管段均在焊缝和管体上取样加工全壁厚试样，进行金相分析，壁厚逐渐减薄，试验结果表明，显微组织为粒贝+多边形铁素体+珠光体，晶粒度等级为10～11级，6点位置与12点位置的金相组织对比基本相同，晶粒度为11级，说明在管道腐蚀过程中，母材的金相组织并未发生变化，材质良好。破裂管段母材及焊缝金相组织如图8所示。

图8 破裂管段显微组织

同时，在扫描电镜下对破裂管段内壁表面微观腐蚀形貌进行观察，并用能谱仪（EDS）分析这些区域腐蚀产物的化学成分，结果如图9所示。由结果可知，破裂处管道内表面腐蚀产物中除存在大量的Fe、Cl和O元素外，还有部分Si和S元素，S元素的出现表明管道内壁腐蚀有H2S或细菌腐蚀参与。

图9 破裂管道内壁表面微观腐蚀形貌及E D S谱

图9为破裂管道内壁表面微观腐蚀形貌及EDS谱。对管道内壁腐蚀产物进行XRD分析的结果如图10所示，XRD分析结果显示腐蚀产物主要为Fe3O4、FeO（OH）和SiO2垢，表明腐蚀过程受到了腐蚀垢和锈的影响。

图10 管道内壁表面腐蚀产物XRD数据

此外，为验证腐蚀产物中的S元素来源，参照GB∕T 14643.5—2009《工业循环冷却水中菌藻的测定方法第5部分：硫酸盐还原菌的测定MPN法》和 ASTM D4412-84《Standard Test Methods for Sulfate-Reducing Bacteria in Water and Water-Formed Deposits》进行细菌测试。检测结果显示，培养5 d后，测试瓶颜色变黑出现显色反应，说明试样中存在大量微生物，即证明S元素来自硫酸盐还原菌（SRB），因此SRB腐蚀也是此段管道内腐蚀的原因之一。

以上结果表明，垢下腐蚀和细菌腐蚀是管道腐蚀失效的主要原因。发生腐蚀的管段原油不流动，形成低洼积液段，淤泥、石蜡、沥青质及腐蚀产物等固体颗粒杂质在管道底部发生沉积，沉积物覆盖管段的流体与无沉积物覆盖的管道部分不同，形成浓差电池，发生腐蚀[20]。XRD结果也证明管道内壁存在砂垢和锈垢，且垢的主要成分为FeO（OH）和SiO2，因此发生了严重的垢下腐蚀，其腐蚀形貌与观察到的情况极其类似。同时，管道内部存在细菌和大量Cl-，由于管道底部环境密闭，处于低氧环境（仅水中的溶解氧），且伴生气体中CO2的含量较高，这是硫酸盐还原菌（SRB）适宜的生存条件，其在生长繁殖过程中产生腐蚀性物质，使得内部环境变为O2+CO2+SRB+Cl-的高腐蚀性环境，加速了管道腐蚀。此外，固体颗粒沉积也会促进细菌腐蚀，使细菌腐蚀的可能性增加。因此，此管段运行中未发生材质劣化，管道失效的主要原因是垢下腐蚀，低洼段伴有硫酸盐还原菌（SRB）腐蚀，腐蚀引起壁厚尺寸削弱，使得管道结构功能下降，承载能力降低，最终发生腐蚀破裂。

同时，提取输油管道内壁破裂处及管道内壁凹坑内的黑色腐蚀产物，通过扫描电镜及能谱分析，发现管道内壁破裂处及管道内壁凹坑内腐蚀产物主要含有大量氧化物、碳化物、少量的硫化物及少量的Cl-，说明管道内壁腐蚀类型主要为O2+CO2+SRB+Cl-环境下的垢下腐蚀，以溶解氧腐蚀为主，二氧化碳、硫酸盐还原菌（SRB）腐蚀及Cl-腐蚀为辅[20]。低洼积液段由于水等杂质的沉积过多，水中含有溶解氧，且伴生气体中CO2的含量较高，少量存在的硫酸盐还原菌（SRB）及Cl-又加剧了腐蚀。所以，此管段运行中未发生材质劣化，管道失效的主要原因是垢下腐蚀，低洼段伴有硫酸盐还原菌腐蚀，腐蚀引起壁厚尺寸削弱，使得管道结构功能下降，承载能力降低。

4.2 化学成分

采用光电直读光谱仪对2#～5#管段母材进行化学分析，主要元素分析结果见表2。

表2 化学成分质量分数 单位：%

分析结果表明，各管段母材的化学成分均满足 GB∕T 9711—2011要求。但 2#管段的Si、 Mn含量明显不同于其他管段，据此可以判断2#管段的材质与其他管段不同。

4.3 机械性能试验

为了进一步判断2#管段的异常，对各管段从12点位置取样进行机械性能试验。在各管体取横向拉伸试样，每组取两个试样以保证试验结果的准确性，拉伸试样为标距内长50 mm、宽38.1 mm的全壁厚矩形试样，进行横向拉伸试验[21]，试验结果见表3。

表3 管体横向拉伸性能试验结果

分析结果表明，除了2#管段外，其他管段的力学性能均满足GB∕T 9711—2011要求。但2#管段的拉伸性能和其他管段有较大差距，也达不到材质L415标准的要求，可以判断2#管段与其他管段的力学性能等级不同，且明显偏低。

5 结论

结合管段现场位置情况，通过壁厚测定、微观检查、化学分析和机械性能试验结果分析，得出如下结论。

（1）破裂2#管段处于低洼位置，管内原油处于不流动状态，腐蚀介质为积液。管段破裂失效以内腐蚀为主，母材的金相组织并未发生变化，腐蚀对材料的组织未造成影响。管道失效的主要原因是垢下腐蚀，低洼段伴有硫酸盐还原菌腐蚀（SRB），腐蚀引起壁厚尺寸削弱，使得管道结构功能下降，承载能力降低。

（2） 因破裂2#管段化学成分中Si、Mn含量明显不同于其他管段，可以判断腐蚀破裂管段与其他管段的材质不同。力学性能试验结果表明，破裂管段的强度级别仅达到L320级别。其余材质L415管段的壁厚都在11.1 mm左右，壁厚检测结果表明破裂2#管段壁厚平均小2～3 mm，明显不符合设计厚度要求，根据现场管材使用情况，得知破裂管段的母材规格为D610 mm×7.1 mm，而其他管段的母材规格为D610 mm×11.1 mm。

综合分析各项试验结果可知，管道破裂失效的直接原因就是处于站内管道工艺流程的低洼管段，在设计工艺流程中属于不常使用的全越站管段，建设期施工时在同一位置又使用了低强度级别且壁厚不足的管材，而运行中又确实处于死油段易积液位置，多因素叠加造成管段承压能力下降，内腐蚀减薄引发管道爆裂失效事故。

6 建议

为了输油站场埋地管道的本质安全，针对内腐蚀造成管道泄漏频繁的现象，结合本文给出的分析结论，提出如下管理建议。

（1）对站场工艺管道进行风险分析和管控。排查站内管道高风险关键点，确定管道低洼易积液段、死油管段、盲肠管段，工艺上安排定期活动防治沉积；排查泵出口循环振动段、局部沉降不均匀处等，针对性地进行专项检验和控制管理。

（2）开展站内工艺管道的定期检验、检测和监测。目前，由于其内壁防腐措施并不完善，内部腐蚀导致管道破坏的风险极高[22]，因此，进行介质中酸性物质和管体腐蚀程度的监测，及时进行管道内腐蚀评估，为管道维护与维修提供依据非常重要。

（3） 站内管道新建、改造换管或管道修复时，必须加强现场施工质量监督管理，以防使用错误的材料代用料导致性能不达标、焊接质量不合格等安全隐患，保证管道运行期的本质安全。

（4）对腐蚀严重的重点部位加注缓蚀剂，一定程度上可降低腐蚀风险[15]。