黃賢濱1，2倪廣地3張艷玲1，2葉成龍1，2陳文武1，2

1.中國石油化工股份有限公司青島安全工程研究院；2.危險化學(xué)品安全控制國家重點(diǎn)實(shí)驗室；3.中國石化管道儲運有限公司

通常認為，原油導電性很弱，管輸狀態(tài)下原油本身對管道沒(méi)有腐蝕性或者腐蝕性很�。�1-2］。近年來(lái)，因內腐蝕造成的管道泄漏事故時(shí)有發(fā)生，已經(jīng)成為影響原油輸送安全的重要因素。

1 原油輸送管道內腐蝕失效現狀

某輸油站場(chǎng)，2007年投用，外輸泵區P-1#泵及P-2#泵進(jìn)出口管段自2012年起，多次發(fā)生腐蝕穿孔，檢測發(fā)現管段底部均為長(cháng)條形腐蝕坑帶，從管道初期泄漏物可以看出，泄漏出的流體為透明液體（見(jiàn)圖1）。分析表明，P-1#泵及P-2#泵進(jìn)出口管段位置較低，原油中的水在此析出沉積，從而造成了腐蝕。

圖1 外輸泵區管道腐蝕泄漏

某輸油站場(chǎng)，2006年5月投用，2012年12月，站內加熱爐出爐管線(xiàn)發(fā)生腐蝕穿孔漏油（見(jiàn)圖2），穿孔處孔徑較小，外壁未見(jiàn)明顯腐蝕坑。經(jīng)分析，穿孔原因為內腐蝕，由于加熱爐不常用且該管段位于低洼處，水容易在此沉積，管道初期泄漏物為半透明液體。

圖2 加熱爐出爐管線(xiàn)內腐蝕泄露

從以上兩個(gè)腐蝕泄漏案例來(lái)看，原油輸送管道也會(huì )發(fā)生內腐蝕失效，內腐蝕主要發(fā)生在水易沉積管段的管道底部和管道物料流動(dòng)停滯區的管道底部。

2  原油輸送管道內腐蝕原因分析

2.1腐蝕影響因素分析

原油中的硫、酸等高分子有機腐蝕性雜質(zhì)在溫度高于220 ℃時(shí)才會(huì )對金屬材料構成腐蝕［3］，管輸條件下對管道造成腐蝕的主要是低分子無(wú)機腐蝕性雜質(zhì)。對扎庫姆原油、伊朗輕油等原油的腐蝕性雜質(zhì)分析測試（見(jiàn)表1）表明，原油中的腐蝕性雜質(zhì)主要為氯化物、氟化物、硫酸鹽和硝酸鹽。此外，某些原油中還溶解有一定量的硫化氫、二氧化碳等腐蝕性氣體，這些氣體也會(huì )溶解到原油析出水中，進(jìn)一步加劇管道的腐蝕。

經(jīng)對原油罐底水和管道腐蝕泄漏物進(jìn)行樣品分析（見(jiàn)表2），判斷在管道輸送過(guò)程中，原油中的水溶性腐蝕雜質(zhì)向原油析出水中溶解、濃縮，形成高礦化度水，在管道中聚集，從而造成管道腐蝕。腐蝕泄漏管道初期泄漏物分析表明，管道泄漏物與罐底水類(lèi)似，均為高礦化度水，其氯離子含量最高達7%（w,質(zhì)量分數），但細菌含量總體不高，可能是罐底水中的自由余氯一定程度上抑制了細菌的生長(cháng)。測試還表明，罐底水中還含有一定的溶解氧，氧的存在進(jìn)一步加劇了管道的腐蝕。

對某站場(chǎng)發(fā)生內腐蝕泄漏的管道進(jìn)行了切割制樣，宏觀(guān)觀(guān)察發(fā)現為管道底部?jì)缺邳c(diǎn)蝕，掃描電鏡下顯示為垢下腐蝕形貌。EDX分析表明，管道腐蝕坑內的垢物主要由碳、鐵、氧、錳、硅、鈣等元素組成，越靠近腐蝕坑底，垢物中的氧含量越高，鐵含量相應降低，管道腐蝕產(chǎn)物主要為鐵的氧化物（見(jiàn)圖3）。由此可以看出，原油輸管道內腐蝕為有氧環(huán)境中高礦化度水造成的電化學(xué)腐蝕。

圖3  腐蝕垢物EDX分析

2.3管道內油水分布規律研究

對發(fā)生內腐蝕的某站場(chǎng)內管道進(jìn)行了多相流數值模擬，入口水平管段8 m，經(jīng)過(guò)90°彎頭后2 m位置有一段盲管，盲管段長(cháng)度為6 m，盲管后3 m結束流場(chǎng)模擬。管道直徑0.61 m，彎頭曲率半徑0.915 m。輸送介質(zhì)為原油，水含量1%(w,質(zhì)量分數)，分散相為水相，液滴直徑50μm［4］。輸送溫度30 ℃，輸送壓力6.1 MPa，流量2500 m3/h，原油密度866.6 kg/m3，原油運動(dòng)粘度0.148×10-6 m2/s。采用基于渦粘理論的RNGk–ε湍流模型和歐拉多相流模型，Drag模型選用Symmetric。采用無(wú)滑移壁面邊界條件，增強壁面函數處理近壁面區的流動(dòng)計算，忽略了油水兩相的可壓縮性，不計在流動(dòng)過(guò)程中能量的損失。

從管道中的油水兩相體積分布云圖（見(jiàn)圖4）可以看出，入口端管道直管段內，油中的水基本可以被油直接帶走，未出現明顯的油水分層現象。但在彎頭位置，離心力作用將水甩到管道外側，使管道外側的水含量明顯增多。在盲管段，油和水發(fā)生分層，管道底部出現水沉積，三通管口1.5～2 m距離往后流速很低，盲管深處速度幾乎為零，水沉積現象更為明顯。

圖4 管道中的油水兩相體積分布

從積水段管道底部水延管程分布曲線(xiàn)（見(jiàn)圖5）可以看出，盲管段0～2.7 m處水的體積分數為1.0%左右，表明水基本被油帶走，未出現沉積，但從三通管口2.8 m的距離往后，因流速很低水開(kāi)始沉積，水的體積分數開(kāi)始升高，最高可達6.5%，表明盲管中存在明顯的水沉積現象。

圖5 盲管底部水延管程分布曲線(xiàn)

3 結論

原油長(cháng)輸管道發(fā)生內腐蝕破壞的必要條件是管道內壁與管輸物料之間形成可發(fā)生腐蝕的原電池。原油中往往含一定量的水，這些水中溶解了原油中對管道材料具有腐蝕性的氯離子、硫酸根離子、硝酸根離子、氟離子以及硫化氫和二氧化碳，形成腐蝕性水溶液，在管輸流動(dòng)死區和低點(diǎn)，水從原油中析出、聚集，進(jìn)一步溶解原油中的水溶性腐蝕性雜質(zhì)，當原油中的析出水與管壁表面構成電極系統時(shí)，就會(huì )發(fā)生腐蝕。為此，建議：對原有輸送管道定期進(jìn)行清管，以嚴格控制管道中水的含量；開(kāi)展站場(chǎng)腐蝕風(fēng)險分析，對容易發(fā)生腐蝕的部位加強腐蝕監測；對不經(jīng)常走油的流動(dòng)死區定期走油或排液，盲管段應采用內防腐涂層管道。

參考文獻：

［1］ASTM G205-10 .Standard Guide for Determining Corrosivity of Crude Oils[S].

［2］NACE SP0208-2008. Internal Corrosion Direct Assessment Methodologyfor Liquid Petroleum Pipelines [S]. 

［3］周培榮，賈鵬林,等，加工高硫原油與高酸原油的防腐蝕技術(shù).中國國際腐蝕控制大會(huì )論文集. 2002，19.

［4］張艷玲，黃賢濱，葉成龍，劉小輝. 基于多相流模擬的原油輸送管道內腐蝕預測[J].油氣儲運，2016(1):43-46.

《管道保護》2017年第2期（總第33期）