陳新華 劉猛 劉文會(huì ) 黃彪

中國石油管道科技研究中心，中國石油天然氣集團公司油氣儲運重點(diǎn)實(shí)驗室

馬惠線(xiàn)始建于1979年，全長(cháng)164km，管道規格為325×104t;沿線(xiàn)地理環(huán)境差，條件惡劣，途徑地區主要是黃土高原，地形起伏，落差550m，水土流失嚴重，穿跨越較多。其輸送工藝冬季（每年9月至次年5月）采用加劑綜合熱處理輸送，夏季則常溫輸送。相關(guān)統計結果表顯示，馬惠線(xiàn)曲子站出站14km范圍內的管道內腐蝕最嚴重，1991—2004年期間僅腐蝕穿孔就多達63次。為了更加科學(xué)、系統地評估其腐蝕風(fēng)險，對該管道實(shí)施了內檢測，結果表明該段管道有14處內腐蝕深度超過(guò)80%壁厚，最深的腐蝕坑超過(guò)90%壁厚，根據內檢測缺陷合并準則，腐蝕最長(cháng)達7m。嚴重腐蝕管段的服役時(shí)間僅僅才8年多，因此該管道所面臨的內腐蝕風(fēng)險很高，有必要找出內腐蝕發(fā)生的原因，并開(kāi)展針對性的腐蝕減緩控制。

1  內腐蝕原因分析

1.1 歷史失效與檢測數據分析

為了確定導致內腐蝕的主要原因，分析了馬惠線(xiàn)1990—2011年間的腐蝕穿孔泄漏事件（圖1），結果顯示出現了4次腐蝕穿孔事件高峰期，在2008年大修換管后失效頻次減少了。

2003年曲子—洪德段內檢測結果表明，金屬損失主要集中在曲子出站14km范圍；2007年的外檢測結果顯示外腐蝕問(wèn)題不明顯；2013年內檢測結果顯示內、外腐蝕均存在，但內腐蝕問(wèn)題更加突出；金屬損失超過(guò)30%壁厚的腐蝕主要集中在曲子出站15km范圍內（圖2），內腐蝕主要在管道的4～8點(diǎn)鐘方位。

嚴重內腐蝕的管段進(jìn)行失效分析顯示管道的材質(zhì)組成為0.071C-0.25Si-1.23Mn-0.017P-0.003S-0.01Ni-Fe平衡；管道材質(zhì)微觀(guān)組織主要是鐵素體和珠光體，腐蝕產(chǎn)物主要由疏松的外銹層和致密的內銹層組成（圖3）；能譜分析儀（EDAX）分析顯示腐蝕產(chǎn)物層中的S元素含量遠高于基材，說(shuō)明有某種形式的硫化物參與了內腐蝕反應。

管道內腐蝕的宏觀(guān)形貌（圖4）表明，內腐蝕的主要模式是先形成點(diǎn)蝕，然后逐步擴展。腐蝕管道截面中的腐蝕點(diǎn)呈圓錐形或者寬淺型，并有同心圓的特征。上述腐蝕特征均復合磷酸鹽還原菌（SRB）作用效應。文獻資料也顯示SRB是誘發(fā)和促進(jìn)內腐蝕的一個(gè)主要因素。

1.2  沉積水分析

根據GBT/T11906/11905/1191、HJ/T 603/51等相關(guān)標準，對腐蝕管道現場(chǎng)采集到的管內沉積水進(jìn)行了理化分析，測試結果（表1）顯示：沉積水中的氯化物、鹽含量、總硬度、礦化度均較高，硫酸鹽含量低主要是大部分硫酸鋇等不溶物沖水中沉底出。通常，溶液的PH值越小、導電率越高，其腐蝕性越強。溶液中的氯離子會(huì )促進(jìn)點(diǎn)蝕的形成。同時(shí)，細菌分析結果（表2）顯示管道內的沉積水中 還有較多SRB和腐生菌（TGB），而鐵細菌相當很少（IB）。

相關(guān)研究結果認為pH、電導率、氯化物、鹽含量、硫酸鹽、總堿度、硫化物和微生物（如SRB、 TGB、 IB等）都是增加水溶液腐蝕性的主要因素。但是迄今為止，尚無(wú)溶液腐蝕性的定量評估標準規范。通過(guò)對大量工業(yè)標準的分析，可知：只有存在水或者有水分離析出聚集在管道底部，輸油管道才會(huì )發(fā)生內腐蝕[1-2]。此外，管道內存在微生物[3-4]會(huì )誘發(fā)微生物腐蝕，加快腐蝕穿孔的速率。

1.3 輸送工藝的影響

管道所輸原油的物理性質(zhì)列于表3。該段管道長(cháng)期處于低輸量運行（管內原油流速大約為0.2-0.3m/s）。夏季采用常溫輸送（每年的5月至9月），冬季（每年10月至次年4月）采用加降凝劑加熱輸送。冬季加熱站的出站溫度控制在65℃。通過(guò)專(zhuān)業(yè)管地溫度軟件進(jìn)行沿線(xiàn)管道溫度變化情況，計算結果顯示溫度降至38℃的位置大約距離加熱站出站17.9 km（圖5）。

2 結論及措施

綜上，結合馬惠寧管道的調研情況以及管道取水樣分析，可以推定造成曲子站出站15 km范圍內管道嚴重內腐蝕的主要原因為：①該管段處于出站附近，其兩端的高程較高，管道長(cháng)期處于低輸量運行，導致該管段油流主要是呈層流流動(dòng)，管道內壁容易積水。②冬季運行時(shí)出站油溫較高（65℃），導致管內壁無(wú)結蠟，存在沉積水的管道內壁與腐蝕性環(huán)境直接接觸，導致內腐蝕的發(fā)生；沉積水中的微生物和相對高的環(huán)境溫度都會(huì )進(jìn)一步加速內腐蝕。③管道各站場(chǎng)儲罐的放水閥與進(jìn)出油管道的高度相同，設置不合理；且日常運行中沒(méi)有嚴格執行儲罐內沉積水定期排放，導致儲罐內沉積水直接進(jìn)入管道，也在一定程度上加大了干線(xiàn)管道的腐蝕。

由此，提出以下減緩措施：

（1）優(yōu)化馬惠線(xiàn)運行工藝和嚴格管理，防止或減少腐蝕性介質(zhì)進(jìn)入管道干線(xiàn)；

（2）加注緩蝕劑和定期清管，破壞管內已經(jīng)存在的穩定腐蝕環(huán)境，確保緩蝕劑能在管道內壁 形成有效的保護膜，將管道與腐蝕環(huán)境隔離開(kāi)，降低管道內部環(huán)境的腐蝕性。

（3）優(yōu)化放水閥的位置設置，并嚴格執行定期排水措施。◢

參考文獻：

[1] NESIC S. Key issues related to modellingof internal corrosion of oil and gas pipelines— A review [J]. Corrosion Science. 2007（49）：4308-4338.

[2] BIOMORGI J，HERNANDEZ S， MARIN J，et.al. Internal corrosion studies in hydrocarbonsproduction pipelines located at VenezuelanNortheastern[J]. Chemical Engineering Researchand Design. 2012（90）：1159-1167.

[3] DENNIS E， HENDRIK V， JULIA G， et al.Marine sulfate-reducing bacteria cause seriouscorrosion of iron under electroconductive biogenicmineral crust [J]. Environmental microbiology .14（7）， 2012：1772-1787

[4] ABDUL Razzaq AL-Shamari. Some empiricalobservation about bacteria proliferation andcorrosion damage morphology in Kuwait oilfieldwaters [C]. NACE2013：2748.

作者簡(jiǎn)介：陳新華，博士，高級工程師， 1977年生，2007年博士畢業(yè)于中國科學(xué)院研究生院材料學(xué)專(zhuān)業(yè)，現主要從事油氣管道及站場(chǎng)安全檢測與防護技術(shù)（雜散電流干擾檢測評價(jià)、干擾源定位及減緩控制）、管道腐蝕失效分析，以及耐大氣腐蝕鋼研發(fā)與機理研究等工作。

2014年第6期（總第19期）