某输油站埋地管线腐蚀检测分析及对策

某输油站埋地管线腐蚀检测分析及对策

赵红伟

国家管网集团东部原油储运有限公司南京输油处石埠桥站

江苏 南京 210042

摘要：长输油气管道工艺站场埋地管道由于深埋地下加上防腐措施不到位，受土壤特性及地形沉降等外界因素的影响，极易出现腐蚀、穿孔、泄漏等问题，进而引发安全生产和环境污染事故。腐蚀已成为埋地管线失效的主要原因之一。本文以某输油站埋地管线检测结果为主要依据深入分析了长输管道工艺站场埋地管线腐蚀的原因，并提出针对性地维修整改和预防措施。

关键词：某输油站；埋地管线；腐蚀检测

引言

由于地下环境比较复杂，很容易发生管道腐蚀现象，不仅会影响系统运输效率，甚至会造成重大的经济损失，对周边环境也会造成严重地污染。通过做好输油管道防腐工作，既能够延长管道使用寿命，也能够促进油田的可持续发展。

1长距离输油管道概述

目前所使用的长距离输油管道系统，主要是在油田生产企业、炼油厂或者油库等，用于输送原油以及成品油所使用的管道类型，该系统由输油站和管线两部分组成。其中输油站包含三部分，分别为首站、中间站和末站。首站是长距离输油管道的起始点，结合计量加压处理模式，将油体输送到管线系统，经过长距离输送之后到达目的地。在目的地利用水力学计算来预测油流的温度和压力失散情况，在中间站实施加压和加温处理，提升油流本身的压力和温度，进行继续输送。中间输油站是整个油流传输的重点，一般有两种基本工艺流程，分别为泵-泵和旁接油罐式流程。末站是整个输油管道的终点站，根据流量计量仪表来计算管道系统实际运行参数，最终将油流输送到销售系统，完成油品销售。

2输油管道的腐蚀原因

2.1内腐蚀危害因素分析

管道内腐蚀多发生在埋地管线凝析烃、凝析水、沉淀物聚集之处。内腐蚀不仅会直接影响到天然气和石油的质量，也会发生安全事故。输油管道内含有四乙基铅、硫化物和抗静电添加剂等危害物质，它们对碳钢都具有一定的腐蚀作用，造成均匀腐蚀。频繁的启停输对管道弯头造成冲刷腐蚀，将加快埋地管道的腐蚀。若管道输送的油品中含有水，游离水珠将在在管壁上形成亲水膜，符合原电池形成的条件，引发电化学腐蚀。电化学腐蚀危害极大，容易造成管壁大面积减薄或一系列深坑，进而造成腐蚀穿孔。

2.2外腐蚀因素

外腐蚀影响因素主要表现在以下几方面：第一，土壤环境的影响。由于土壤组成成分比较复杂，不管是含盐量又或者是含水率、pH值等都会对管道造成腐蚀；第二，保护层出现了破损。如果保护层出现破损，就会使得水分进入泡沫夹层，这样就会对管道造成腐蚀；第三，防腐层质量存在缺陷，未能够保护阴极。如果阴极发生破坏，将会直接腐蚀地下管线；第四，杂散电流的影响。对于杂散电流来说，主要指的是硫酸在大地中的电流，这些电流会对金属带来不同程度的腐蚀，一般也被叫作干扰腐蚀。

2.3化学腐蚀

实质上，化学腐蚀是指金属材料在干燥气体和非电解质溶液中发生化学反应生成化合物的过程中没有电化学反应的腐蚀。如果管道长时间暴露在空气中，一些金属物质就会接触到空气中的气态物质，比如常见的气体物质SO2等，进而在金属管道的表面产生化学物质，如硫化物等。通常，金属管在常温或干燥空气中不易被腐蚀，但在潮湿和高温的空气中，它们容易被腐蚀以及氧化，并且还会发生脱碳。除此之外，在石油管道中，运输的石油包含有机硫化物等各种形式的化学物质，这些化学物质会与金属管道产生化学反应进而腐蚀管道。实质上，石油管道腐蚀原因中，经常能够见到的一种腐蚀方式就是化学腐蚀，这就需要管道建设管理公司重点关注化学腐蚀，降低其问题的产生率。

3埋地管道检测结果

3.1埋地管道检测技术选用

如果站内干扰大或地下管线复杂，会导致管道走向与埋深检测、防腐层漏损点检测存在误差，影响埋地管道长度检测结果以及开挖点选择的准确性，导致超声导波架机点、超声导波腐蚀验证点、内腐蚀敏感点、防腐层破损点开挖不能准确定位，增大开挖工作量。检测时运行输油主泵的震动对备用输油主泵的焊缝超声检测存在影响，导致结果的不准确。防腐层与土壤的综合影响导致埋地管道超声导波信号衰减过快，检测的距离较短，腐蚀缺陷不能很好识别。超声波测厚对直管段、弯头、保温层下管段进行检测，可能会遗漏腐蚀更严重的部位；管道外表面腐蚀严重导致探头接触面不能很好耦合会影响超声波测厚结果的准确性。综合分析，超声导波检测主要用于管段缺陷普检和筛查，超声波测厚主要用于超声导波无法覆盖的管段位置以及缺陷判定后的验证和定量测量。

3.2内腐蚀控制措施

使用相应的缓蚀剂，对缓蚀剂进行选择时，可以采用单一的缓蚀剂，也可以使用复合型缓蚀剂，这样能够减少二氧化碳等气体对管道的腐蚀速度。通过加入乙醇，也能够对水合物的生成进行有效抑制，以此来控制内腐蚀的发展；内涂层以及衬里保护。在管道内壁，通过图涂层的设置能够使得基体金属有效隔离腐蚀介质，防止发生内腐蚀现象，这样也能够延长输油管道的工作年限。一般来说，需要使用化学稳定性较好，且具有无污染特性油品，将防腐油涂刷在管道内壁上，这样能够取得较好的防腐效果。

3.3检测位置

根据实际情况，分别检查出油管道孔的导体和套管，主要管路通过孔溢出、被更换管道的阴影部分和管道更换10.5m。此检查主要针对泄漏切割的管。套管检查是通过在套管接头上随机抽取3进行的，每个接头长度为600mm。主管路段运行频率较低，长期静态，不含石油流量，属于典型的“静态管道”。固定管道中的长期石油流动导致管道内水下沉到管道底部，底部钢铁和沉积水环境形成腐蚀电池，导致腐蚀、穿孔等，从而导致石油泄漏、爆炸等。

3.4内挤涂施工

管道内部清洁合格之后进行内挤涂施工作业。首先将配制好的底漆静置10～15min，随后将前挤涂器送到指定位置，保障其与后挤涂器之间可正好容纳下需要挤涂的涂料。挤涂器中放置好涂料后装上发球装置，施工人员利用对讲机与收球端获取联系，随后在管内通入压缩空气，气压在0.3～0.5MPa之间，保障挤涂器可在管道内部匀速前进。

3.5及时更换并更新防腐设备

有关单位要坚持责任制原则，定期对较旧、较落后的石油管道进行更新检查，并划拨资金进行设备维护和管理。与此同时，进行科学有效的维护和防腐检查，改善输油管道防腐管理工作。另外，有关单位还应注重对防腐设备的检修工作，不断更新防腐设备问题处理策略，尤其是着眼于及时发现和及时更换连接处的管道，避免管道防腐设备在运行过程中发生故障和泄漏。如果管道防腐设备发生故障并泄漏，石油将泄漏，石油管道将被损坏或过载负荷。简而言之，有必要定期并均衡的检查防腐设备的负荷部位，进而有效延长管道防腐设备的使用寿命。

结束语

长输油气管道埋地管线腐蚀问题长期被人们忽视，相比较单纯的长输管道而言，站内工艺管网复杂、接地系统众多、设备复杂等因素造成站场腐蚀防护难度大，使得相同条件下的站场埋地管道防腐系统总体质量和有效性差于站外长输管道的防腐，更容易出现腐蚀穿孔等问题，危险性和防腐难度更大，应引起高度重视，采取合理的防腐措施，加强设计和施工环节管控，定期开展腐蚀检测和评价，发现问题及时消除，有效防止埋地管线腐蚀穿孔等问题的出现。

参考文献

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