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.危險化學品安全控制國家重點實驗室；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有腐蝕性或者腐蝕性很小［1-2］。近年來，因內腐蝕造成的管道泄漏事故時有發(fā)生，已經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(xiàn)狀

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

圖1 外輸泵區(qū)管道腐蝕泄漏

某輸油站場，2006年5月投用，2012年12月，站內加熱爐出爐管線發(fā)生腐蝕穿孔漏油（見圖2），穿孔處孔徑較小，外壁未見明顯腐蝕坑。經分析，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 加熱爐出爐管線內腐蝕泄露

從以上兩個腐蝕泄漏案例來看，原油輸送管道也會發(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停滯區(qū)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在溫度高于220 ℃時才會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機腐蝕性雜質。對扎庫姆原油、伊朗輕油等原油的腐蝕性雜質分析測試（見表1）表明，原油中的腐蝕性雜質主要為氯化物、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，這些氣體也會溶解到原油析出水中，進一步加劇管道的腐蝕。

經對原油罐底水和管道腐蝕泄漏物進行樣品分析（見表2），判斷在管道輸送過程中，原油中的水溶性腐蝕雜質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似，均為高礦化度水，其氯離子含量最高達7%（w,質量分數(shù)），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。測試還表明，罐底水中還含有一定的溶解氧，氧的存在進一步加劇了管道的腐蝕。

對某站場發(fā)生內腐蝕泄漏的管道進行了切割制樣，宏觀觀察發(fā)現(xiàn)為管道底部內壁點蝕，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，管道腐蝕產物主要為鐵的氧化物（見圖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腐蝕。

圖3  腐蝕垢物EDX分析

2.3管道內油水分布規(guī)律研究

對發(fā)生內腐蝕的某站場內管道進行了多相流數(shù)值模擬，入口水平管段8 m，經過90°彎頭后2 m位置有一段盲管，盲管段長度為6 m，盲管后3 m結束流場模擬。管道直徑0.61 m，彎頭曲率半徑0.915 m。輸送介質為原油，水含量1%(w,質量分數(shù))，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。采用無滑移壁面邊界條件，增強壁面函數(shù)處理近壁面區(qū)的流動計算，忽略了油水兩相的可壓縮性，不計在流動過程中能量的損失。

從管道中的油水兩相體積分布云圖（見圖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(xiàn)明顯的油水分層現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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（見圖5）可以看出，盲管段0～2.7 m處水的體積分數(shù)為1.0%左右，表明水基本被油帶走，未出現(xiàn)沉積，但從三通管口2.8 m的距離往后，因流速很低水開始沉積，水的體積分數(shù)開始升高，最高可達6.5%，表明盲管中存在明顯的水沉積現(xiàn)象。

圖5 盲管底部水延管程分布曲線

3 結論

原油長輸管道發(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，在管輸流動死區(qū)和低點，水從原油中析出、聚集，進一步溶解原油中的水溶性腐蝕性雜質，當原油中的析出水與管壁表面構成電極系統(tǒng)時，就會發(fā)生腐蝕。為此，建議：對原有輸送管道定期進行清管，以嚴格控制管道中水的含量；開展站場腐蝕風險分析，對容易發(fā)生腐蝕的部位加強腐蝕監(jiān)測；對不經常走油的流動死區(qū)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.中國國際腐蝕控制大會論文集. 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）