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摘 要：安塞油田原油集输主要通过埋地钢质管道的输送方式，埋在地下的钢质管道运行环境复杂，受防腐层脱落产生的电化学腐蚀及原油中碳、氢、氧、硫等化学物质产生的化学腐蚀等因素影响，容易导致管线腐蚀，一旦管线腐蚀破损便会造成环境污染，存在较大的安全环保隐患。针对某外输管线腐蚀机理及腐蚀检测情况进行分析，提出下步认识及建议，有效缓解管线腐蚀对原油集输的影响。
关键词：外输管线；腐蚀机理；腐蚀检测；数据分析；
文章编号：1674-3520（2015）-12-00-01
随着管线服役年限延长，部分管线腐蚀、老化等问题制约着原油正常外输任务，某外输管线投用于2004年，服役时间超过10年，管线外径为?159mm，壁厚5.0mm，全长为23.8km为黄夹克防腐保温，无阴极保护措施。2014年4至10月份曾发生破损13次，针对管线频繁破损的现状，对管线进行腐蚀性检测及风险评估，本文主要从管线腐蚀机理、检测数据、运行参数等数据进行分析，提出降低管线运行风险的措施，消除安全环保隐患。
一、管线腐蚀机理
原油外输管线的腐蚀具有典型的电化学腐蚀特征：一是防腐层破损导致的由外向内的微电池腐蚀；二是原油中二氧化硫、硫化氢与水、耗氧腐蚀、二氧化碳及细菌腐蚀导致的由内向外的化学腐蚀。受管线内、外环境所致，一般微电池腐蚀和原油中产物发生的化学腐蚀是同时存在的。
（一）电化学腐蚀。当金属和电解质容积接触时，由电化学作用而引起的腐蚀叫做电化学腐蚀。金属管道与含有水分的空气、土壤等物质相接触，这些介质中含有SO2、HCl、NaCl及灰尘，金属中本来就含有杂质，由于铁元素和杂质元素的电位不同，所以当钢质管材暴露于潮湿空气中时，由于表面的吸附作用，使铁表面上覆盖一层极薄的水膜，电离成H+离子和OH-离子，从而发生由外而内的腐蚀，这种腐蚀由管线下表面开始，然后逐渐向内渗漏、延伸，从而形成氧化层鼓起并脱离。随着腐蚀的不断加深和扩展，防腐层也逐渐成片脱落，进而形成管线底部大面积锈蚀，这是埋地原油管线防腐层脱落后腐蚀穿孔的主要原因。
（二）二氧化硫腐蚀。原油中含硫化物是长期存在的，而管线底部积水中的SO2对钢质管材可发生酸的再生循环反应。首先二氧化硫、氧气、铁反应生成硫酸亚铁，然后硫酸亚铁水解成氧化物和游离酸，游离酸又加速铁的腐蚀，生成新的硫酸亚铁，硫酸亚铁再水解，如此反复循环加速了对管线底部的腐蚀。
（三）耗氧腐蚀。原油中含有一定的水分，还溶解有氧气，水中分子氧的腐蚀作用是通过阴极上耗氧反应进行的，原油外输管线中水溶液属于酸性水溶液。阴极上进行的耗氧反应，将促进底部钢管不断离解成离子而溶解，从而发生腐蚀。同时输油管线还而存在二氧化碳腐蚀和细菌腐蚀。
二、管线腐蚀性检测及数据分析
针对该外输管线频繁破损的现状，同时根据输油管线腐蚀机理的分析，对该管线进行腐蚀性检测，下面就从检测数据及运行参数进行分析。
（一）管线腐蚀情况检测原理。该管线外防腐层缺陷点检测采用交流地电位梯度法（ACVG）进行，交流地电位梯度法（ACVG）采用交流电流衰减法（PCM）与交流地电位差测量仪配合使用，通过测量土壤中交流地电位梯度的变化，用于埋地管道防腐层缺陷点的查找及准确定位，同时可以检测管线的外防腐层情况。防腐层缺陷点检测时，沿管道环向12个钟点方位进行，在近焊缝区、母材区测试出管道壁厚的分布状况，以初步判断该条管线的腐蚀剩余壁厚。
（二）管线外防腐层检测数据分析。1、防腐层破损情况分析。（1）由管道开挖直接检测的结果来看，埋地保温管道防腐层破损的主要原因为机械外力损伤以及补伤或补口处的质量问题。（2）管道无阴极保护，防腐层破损点处的管道处于自然腐蚀状态，防腐层缺陷开挖处可见明显腐蚀产物；（3）管道沿线地形地貌较单一，该管线区域内属温带大陆性气候季风气候，降雨少，植被较差，现代侵蚀急剧，水土流失严重，管线埋深都较浅。检测时在管道正上方每隔约50米，測量一次管道埋设深度，本次所检管道管顶埋敷深度在0.21～1.53m之间。在本次管线的全面检测中，共有25处测试位置管道埋深小于0.6m，管道遭受第三方破坏风险较大。2、管体腐蚀情况检测及分析。该管线于2014年4月至5月共出现10次腐蚀穿孔现象，且腐蚀处多为针孔状腐蚀穿孔。腐蚀穿孔泄漏处腐蚀速率计算值为0.5mm/a。通过对全段23.8km管线壁厚进行检测，该段管线平均壁厚仅为4.03mm，平均壁厚最薄方位位于4点钟方向，平均壁厚为3.97mm。为了解管线各个方位腐蚀现状，沿着管线外输方向，按照12个时钟点进行检测，壁厚测试数据得出结论最薄处主要位于管道底部4～8点钟方位（中下部），可以推断出管体壁厚变薄的主要原因为内腐蚀。
（三）管线运行参数分析。为了更进一步确认外输压力、排量、温度及含水对管线腐蚀破损是否有所影响，对管线破损日期是外输参数进行取样分析，破损时外输压力平均为3.2MPa、排量30.6m3/h、温度51.5℃、含水55.0%，与正常外输时外输压力基本吻合，无异常外输参数，分析认为，2014年发生管线破损时并非因外输参数异常所致。
三、认识及建议
（一）认识。通过对输油管线腐蚀机理、现场管线检测及外输运行参数的数据分析，得出以下几个认识：1、随着管线服役年限延长，部分管线腐蚀、老化等问题制约着原油正常外输任务，存在较大的工艺安全隐患；2、埋地管线受环境影响，防腐层破损导致输油管线外腐蚀的主要原因；3、因原油中二氧化硫、硫化氢与水、耗氧腐蚀、二氧化碳及细菌腐蚀是导致输油管线内腐蚀的主要原因；4、加强施工质量管理，杜绝在初期施工时埋地管线的防腐层因人为因素而破损，减慢管线由外向内的微电池腐蚀；
（二）建议。为了防止输油管线腐蚀破损带来的影响， 提出以下几点建议：1、加强输油管线腐蚀的监测与控制，定期对管线外壁进行检查和壁厚、腐蚀性检测；2、为减缓输油管线腐蚀速率，建议对输油管线采用阴极保护措施；3、为降低管线内腐蚀对输油管线的影响，建议在原油中添加少量阻止或减缓金属腐蚀的物质，如缓蚀剂、杀菌剂和阻垢剂等；4、对输油管线腐蚀检测存在隐患的输油管线进行更换管线，防止管线腐蚀破损造成的环境污染；5、建议控制好外输压力、排量、温度等参数，同时做好参数监控，发现异常及时处理，防止输油参数异常导致管线破损。
参考文献：
[1]杨全安，实用油气井防腐技术，石油工业出版社，2012年1月；
[2]王刚、李会影、刘振兴，油气管道的防腐与防护，黑龙江科技信息，2010年5月；
[3]赵海涛，油气输送管道腐蚀因素与防护对策，科技论坛，2009年7月。
关键词：外输管线；腐蚀机理；腐蚀检测；数据分析；
文章编号：1674-3520（2015）-12-00-01
随着管线服役年限延长，部分管线腐蚀、老化等问题制约着原油正常外输任务，某外输管线投用于2004年，服役时间超过10年，管线外径为?159mm，壁厚5.0mm，全长为23.8km为黄夹克防腐保温，无阴极保护措施。2014年4至10月份曾发生破损13次，针对管线频繁破损的现状，对管线进行腐蚀性检测及风险评估，本文主要从管线腐蚀机理、检测数据、运行参数等数据进行分析，提出降低管线运行风险的措施，消除安全环保隐患。
一、管线腐蚀机理
原油外输管线的腐蚀具有典型的电化学腐蚀特征：一是防腐层破损导致的由外向内的微电池腐蚀；二是原油中二氧化硫、硫化氢与水、耗氧腐蚀、二氧化碳及细菌腐蚀导致的由内向外的化学腐蚀。受管线内、外环境所致，一般微电池腐蚀和原油中产物发生的化学腐蚀是同时存在的。
（一）电化学腐蚀。当金属和电解质容积接触时，由电化学作用而引起的腐蚀叫做电化学腐蚀。金属管道与含有水分的空气、土壤等物质相接触，这些介质中含有SO2、HCl、NaCl及灰尘，金属中本来就含有杂质，由于铁元素和杂质元素的电位不同，所以当钢质管材暴露于潮湿空气中时，由于表面的吸附作用，使铁表面上覆盖一层极薄的水膜，电离成H+离子和OH-离子，从而发生由外而内的腐蚀，这种腐蚀由管线下表面开始，然后逐渐向内渗漏、延伸，从而形成氧化层鼓起并脱离。随着腐蚀的不断加深和扩展，防腐层也逐渐成片脱落，进而形成管线底部大面积锈蚀，这是埋地原油管线防腐层脱落后腐蚀穿孔的主要原因。
（二）二氧化硫腐蚀。原油中含硫化物是长期存在的，而管线底部积水中的SO2对钢质管材可发生酸的再生循环反应。首先二氧化硫、氧气、铁反应生成硫酸亚铁，然后硫酸亚铁水解成氧化物和游离酸，游离酸又加速铁的腐蚀，生成新的硫酸亚铁，硫酸亚铁再水解，如此反复循环加速了对管线底部的腐蚀。
（三）耗氧腐蚀。原油中含有一定的水分，还溶解有氧气，水中分子氧的腐蚀作用是通过阴极上耗氧反应进行的，原油外输管线中水溶液属于酸性水溶液。阴极上进行的耗氧反应，将促进底部钢管不断离解成离子而溶解，从而发生腐蚀。同时输油管线还而存在二氧化碳腐蚀和细菌腐蚀。
二、管线腐蚀性检测及数据分析
针对该外输管线频繁破损的现状，同时根据输油管线腐蚀机理的分析，对该管线进行腐蚀性检测，下面就从检测数据及运行参数进行分析。
（一）管线腐蚀情况检测原理。该管线外防腐层缺陷点检测采用交流地电位梯度法（ACVG）进行，交流地电位梯度法（ACVG）采用交流电流衰减法（PCM）与交流地电位差测量仪配合使用，通过测量土壤中交流地电位梯度的变化，用于埋地管道防腐层缺陷点的查找及准确定位，同时可以检测管线的外防腐层情况。防腐层缺陷点检测时，沿管道环向12个钟点方位进行，在近焊缝区、母材区测试出管道壁厚的分布状况，以初步判断该条管线的腐蚀剩余壁厚。
（二）管线外防腐层检测数据分析。1、防腐层破损情况分析。（1）由管道开挖直接检测的结果来看，埋地保温管道防腐层破损的主要原因为机械外力损伤以及补伤或补口处的质量问题。（2）管道无阴极保护，防腐层破损点处的管道处于自然腐蚀状态，防腐层缺陷开挖处可见明显腐蚀产物；（3）管道沿线地形地貌较单一，该管线区域内属温带大陆性气候季风气候，降雨少，植被较差，现代侵蚀急剧，水土流失严重，管线埋深都较浅。检测时在管道正上方每隔约50米，測量一次管道埋设深度，本次所检管道管顶埋敷深度在0.21～1.53m之间。在本次管线的全面检测中，共有25处测试位置管道埋深小于0.6m，管道遭受第三方破坏风险较大。2、管体腐蚀情况检测及分析。该管线于2014年4月至5月共出现10次腐蚀穿孔现象，且腐蚀处多为针孔状腐蚀穿孔。腐蚀穿孔泄漏处腐蚀速率计算值为0.5mm/a。通过对全段23.8km管线壁厚进行检测，该段管线平均壁厚仅为4.03mm，平均壁厚最薄方位位于4点钟方向，平均壁厚为3.97mm。为了解管线各个方位腐蚀现状，沿着管线外输方向，按照12个时钟点进行检测，壁厚测试数据得出结论最薄处主要位于管道底部4～8点钟方位（中下部），可以推断出管体壁厚变薄的主要原因为内腐蚀。
（三）管线运行参数分析。为了更进一步确认外输压力、排量、温度及含水对管线腐蚀破损是否有所影响，对管线破损日期是外输参数进行取样分析，破损时外输压力平均为3.2MPa、排量30.6m3/h、温度51.5℃、含水55.0%，与正常外输时外输压力基本吻合，无异常外输参数，分析认为，2014年发生管线破损时并非因外输参数异常所致。
三、认识及建议
（一）认识。通过对输油管线腐蚀机理、现场管线检测及外输运行参数的数据分析，得出以下几个认识：1、随着管线服役年限延长，部分管线腐蚀、老化等问题制约着原油正常外输任务，存在较大的工艺安全隐患；2、埋地管线受环境影响，防腐层破损导致输油管线外腐蚀的主要原因；3、因原油中二氧化硫、硫化氢与水、耗氧腐蚀、二氧化碳及细菌腐蚀是导致输油管线内腐蚀的主要原因；4、加强施工质量管理，杜绝在初期施工时埋地管线的防腐层因人为因素而破损，减慢管线由外向内的微电池腐蚀；
（二）建议。为了防止输油管线腐蚀破损带来的影响， 提出以下几点建议：1、加强输油管线腐蚀的监测与控制，定期对管线外壁进行检查和壁厚、腐蚀性检测；2、为减缓输油管线腐蚀速率，建议对输油管线采用阴极保护措施；3、为降低管线内腐蚀对输油管线的影响，建议在原油中添加少量阻止或减缓金属腐蚀的物质，如缓蚀剂、杀菌剂和阻垢剂等；4、对输油管线腐蚀检测存在隐患的输油管线进行更换管线，防止管线腐蚀破损造成的环境污染；5、建议控制好外输压力、排量、温度等参数，同时做好参数监控，发现异常及时处理，防止输油参数异常导致管线破损。
参考文献：
[1]杨全安，实用油气井防腐技术，石油工业出版社，2012年1月；
[2]王刚、李会影、刘振兴，油气管道的防腐与防护，黑龙江科技信息，2010年5月；
[3]赵海涛，油气输送管道腐蚀因素与防护对策，科技论坛，2009年7月。