林楠 王海濤 曾維國 李仕力 羅艷龍

中國特種設(shè)備檢測研究院

摘要：管道內(nèi)積水腐蝕是輸油管線常見的失效形式，影響其運行安全。通過對腐蝕失效管段現(xiàn)場取樣，分析主要腐蝕形式，并通過內(nèi)腐蝕評價方法對管道內(nèi)壁腐蝕致因規(guī)律進(jìn)行總結(jié)。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，受管線輸送條件變化的影響，發(fā)生嚴(yán)重腐蝕的管段內(nèi)水相沉積概率較大，通過提高介質(zhì)流速，可一定程度降低管道內(nèi)壁腐蝕風(fēng)險。

關(guān)鍵詞：輸油管道；積水腐蝕；內(nèi)腐蝕評價；腐蝕影響因素

 

管內(nèi)積水腐蝕是輸油管道常見的失效形式[1-2]，分析其內(nèi)腐蝕成因及致因規(guī)律，采取針對性檢測及評價方法，可有效預(yù)防因管道內(nèi)壁腐蝕引發(fā)的泄漏事故[3]，降低企業(yè)經(jīng)濟(jì)損失和環(huán)境污染風(fēng)險。部分管線受其輸送介質(zhì)條件變化的影響，難以準(zhǔn)確定位重點檢測區(qū)域，或管線實際條件不適宜開展現(xiàn)場內(nèi)檢測工作，需采用內(nèi)腐蝕評價方法對腐蝕位置進(jìn)行預(yù)測分析[4-8]。輸油管道內(nèi)腐蝕評價主要有水相沉積分析、材料腐蝕失效分析、管道腐蝕評價等方法。國內(nèi)外學(xué)者[9-11]通過試驗和仿真相結(jié)合的方式，研究了油水兩相的水相沉積相轉(zhuǎn)規(guī)律。楊陽等人[12,2,13]通過對介質(zhì)屬性、微生物環(huán)境及腐蝕產(chǎn)物的特性分析，對輸油管道內(nèi)腐蝕開展了失效分析工作。陳冰清、楊雪等人[14-15]分別針對輸油管道開展了內(nèi)腐蝕直接評價方法的研究工作，楊天笑[16]針對海底管道開展了內(nèi)腐蝕評價分析工作。但現(xiàn)有研究仍缺乏計算結(jié)果與管道實際腐蝕情況的對比，對研究方法準(zhǔn)確性的驗證及修正工作還需進(jìn)一步深入。

1  內(nèi)壁腐蝕分析

以國內(nèi)某輸油管線腐蝕泄漏為背景，開展管道內(nèi)壁腐蝕成因分析。2018年至今，該管道已發(fā)生多處腐蝕穿孔泄漏，選取嚴(yán)重腐蝕減薄管段現(xiàn)場取樣分割，觀察內(nèi)壁形貌特征，發(fā)現(xiàn)存在不同程度的點蝕坑，在6點鐘位置有較為嚴(yán)重的沖刷痕跡，管底有明顯的積水腐蝕，如圖 1所示。

圖 1 管道腐蝕嚴(yán)重部位內(nèi)部形貌

利用三維激光掃描技術(shù)對分割管道內(nèi)壁進(jìn)行掃描，如圖 2所示。通過Geomagic軟件對三維形貌模型進(jìn)行處理，結(jié)果如圖 3所示。據(jù)此可知，現(xiàn)場管道內(nèi)表面的最大腐蝕深度為4.09 mm，內(nèi)壁減薄屬于嚴(yán)重腐蝕[17]。

圖 2 管道內(nèi)表面三維形貌

圖 3 管道內(nèi)表面的腐蝕深度

結(jié)合現(xiàn)場管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、介質(zhì)成分分析報告及腐蝕產(chǎn)物分析報告，該管段主要腐蝕原因為：介質(zhì)中含有的水相在管底沉積為電化學(xué)腐蝕創(chuàng)造了條件；水相中含有較高含量的Cl-和HCO3-，主要來自原油管道輸送介質(zhì)；管道輸送量降低也為水相沉積管底發(fā)生積水腐蝕提供了有利條件；鋼材中非金屬夾雜物為點蝕形核和萌生創(chuàng)造了條件。

2  內(nèi)腐蝕評價

內(nèi)腐蝕評價數(shù)據(jù)來自管道現(xiàn)場運行參數(shù)、管線分析報告、歷史資料、介質(zhì)測試報告等。腐蝕管道輸送介質(zhì)含水率為0.1%～3.9%，小于5%，可參考GB/T 34350―2017《輸油管道內(nèi)腐蝕外檢測方法》的適用性要求，開展內(nèi)腐蝕評價工作。

2.1  水相沉積計算

（1）最大液滴直徑

最大液滴直徑（maximum droplet size）：懸浮在油包水分散系中，不因湍流剪切力而破碎的水滴最大直徑[7]，見式（1）：

（2）臨界液滴直徑

臨界液滴直徑（critical droplet size）：在水平或近水平流的油包水分散系中，不因重力而發(fā)生沉降的水滴的最大直徑，見式（2）：

（3）管道實際傾角

管道敷設(shè)傾角用高程變化量來確定，單位為度或弧度。傾角的正弦為單位管長高程的變化量，見式（3）：

（4）積水位置識別

根據(jù)管道實際傾角，可計算得到臨界液滴直徑和最大液滴直徑。當(dāng)最大液滴直徑大于等于臨界液滴直徑時，管內(nèi)水相會在重力作用下向底部沉積。結(jié)合管內(nèi)局部流場計算結(jié)果，當(dāng)管底積水流速趨于零時，會在管內(nèi)局部產(chǎn)生積水。

2.2  內(nèi)腐蝕位置識別

依據(jù)管道運行參數(shù)對管線積水位置進(jìn)行計算，從而識別管線腐蝕位置。由于未考慮介質(zhì)中的固體沉積物，未對固體沉積臨界傾角進(jìn)行計算識別。

管線閥室之間腐蝕位置預(yù)測結(jié)果如圖 4所示，圖中黃色管段為易產(chǎn)生積水管段，一般在低洼處及下游上升段內(nèi)，積水位置與管內(nèi)介質(zhì)流速及管線有無停輸有關(guān)。圖中紅色方塊標(biāo)注了管線歷史腐蝕泄漏位置，與管線腐蝕位置計算結(jié)果一致，均為管內(nèi)易產(chǎn)生積水位置。圖中未發(fā)生腐蝕泄漏但仍是積水腐蝕高風(fēng)險區(qū)的管段應(yīng)加強腐蝕監(jiān)測工作。參考GB/T 34350―2017 提供的方法，沿管道介質(zhì)輸送方向，從上游向下游檢測排查，預(yù)測腐蝕風(fēng)險點，重點關(guān)注傾角較大的連續(xù)上升區(qū)域，具體位置可通過局部內(nèi)流場模擬確定。

圖 4 某輸油管線閥室之間管段腐蝕位置預(yù)測結(jié)果

3  腐蝕影響因素分析

3.1  含水率

由該管線輸送介質(zhì)分析報告可知，介質(zhì)含水率為0.1%～3.9%，分別采用含水率0.10%、0.39%和1.00%對比計算。隨著含水率增大，預(yù)測得到的易產(chǎn)生積水的位置略有增加，但含水率變化對管線內(nèi)積水位置預(yù)測結(jié)果影響不明顯。

3.2  介質(zhì)流速

分別以流速0.29 m/s（管線實際流速）、0.60 m/s、1.20 m/s和2.00 m/s進(jìn)行計算。隨著流速加快，介質(zhì)的攜水能力增強，預(yù)測得到的易產(chǎn)生積水的位置隨之減少。當(dāng)流速增大到2.00 m/s時，管內(nèi)可能產(chǎn)生積水的位置明顯減少，數(shù)量約為實際運行流速的35.23%（圖 5）。管線運營單位可根據(jù)實際情況，適當(dāng)提高管內(nèi)介質(zhì)流速，從而減少管內(nèi)積水。

圖 5 積水風(fēng)險點與流速關(guān)系

3.3  內(nèi)腐蝕分析

介質(zhì)流速降低使得管內(nèi)更容易積水從而導(dǎo)致管道內(nèi)腐蝕，該輸油管線原設(shè)計輸量為210×104 t/a，而實際輸量僅61×104 t/a。2008年5月至2013年11月，輸油管線未進(jìn)行插輸，末站外輸量320 m3/h。2013年11月至2014年4月，末站以77 m3/h流量插輸，末站外輸流量未發(fā)生變化，插輸點下游管內(nèi)介質(zhì)含水率發(fā)生變化。2014年和2016年起，有兩站分別以70 m3/h和115 m3/h向管線插輸，同時末站外輸量由320 m3/h降為120 m3/h。流量減少使上游管段介質(zhì)流速降低，管內(nèi)產(chǎn)生局部積水，加快了管道內(nèi)壁腐蝕，導(dǎo)致上游管線于2018年11月11日至2018年12月3日發(fā)生多次腐蝕泄漏事件。

４  結(jié)論

（1）內(nèi)腐蝕評價方法用于輸油管道內(nèi)腐蝕評價，結(jié)果較為可靠，預(yù)測管道內(nèi)壁重點腐蝕位置與歷史檢測數(shù)據(jù)、失效事故數(shù)據(jù)一致性較好。

（2）取樣管段腐蝕特征主要以點蝕和局部腐蝕為主，腐蝕主要發(fā)生在4點鐘至8點鐘方位，6點鐘位置最為嚴(yán)重，通過三維掃描測量，管段腐蝕坑深度達(dá)4.09 mm。

（3）管線歷史腐蝕穿孔位置均在容易發(fā)生水相沉積的管道底部，受介質(zhì)流動的影響，管底積水腐蝕通常發(fā)生在連續(xù)上升管段低點下游附近。

（４）受介質(zhì)攜水能力的影響，含水率及介質(zhì)流速影響管線腐蝕位置預(yù)測結(jié)果，介質(zhì)流速影響更大，提高介質(zhì)流速對降低管線積水風(fēng)險的效果明顯。

 

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支持項目：國家重點研發(fā)計劃（2018YFF0215003）和中國石化橫向課題（319008-8）。

作者簡介：林楠，1987年生，博士，主要從事多相流管道沖刷腐蝕及管道運行安全方向的研究工作。聯(lián)系方式：18810297247，sy_linnan@163.com。