某油田长输管线套管的腐蚀情况分析

时间：2024-11-07

胡康王营

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司油气运销部, 新疆轮台 841600

0 前言

对于埋地油气管道,阴极保护是重要的腐蚀防护措施之一,一般采用外防腐层和阴极保护联合防护的方式[1]。从安全角度出发,在管线设计初期,需要对套管进行防腐设计[2]。目前国际上将防腐层质量视为一个整体进行评估[3],滕延平等[4]根据NACE TM 0102-2002地下管线覆盖层电导率的测定提出了用防腐层归一化比电导率评估方法。

国内的输油及输气管线在施工过程中,一般会在管线的“三穿”(公路、铁路、河流穿越)[5]及设有固定支墩的关键位置采用金属套管对管线进行保护[6]。但是由于不同阶段的施工不同,套管的连接方式也不尽相同,常见的连接方式包括电焊连接、绝缘板连接、两端密封连接[7-8]。针对施加了阴极保护的管线,套管的连接方式及防腐处理方式会对阴极保护系统带来一定影响。通过对油田中套管内的管线进行调查，发现多处套管内的管线存在不同程度的腐蚀,个别管线出现了腐蚀穿孔的现象。通过分析套管对阴极保护电流产生屏蔽的原因,提出合理的解决方案,为其他管段的套管腐蚀治理提供参考。

1 套管对电流产生屏蔽效应

埋地油气管道的地下环境一般比较复杂[9],常用阴极保护的形式对管线上的腐蚀进行控制。阴极保护系统是由阴极、阳极、导通介质、离子通路构成的一个回路[10],在回路中电流的流动过程是不可控的,一般往电阻低的方向流动。对于含有套管的管段,该处的电阻发生了变化,保护电流的路径或分布发生改变,从而产生一定的屏蔽作用[11]。套管对管道的电流屏蔽情况主要分为断路屏蔽、耦合屏蔽和短路屏蔽[12]。

1.1 断路屏蔽

断路屏蔽就是套管与管道表面之间的电阻足够大,可认为是断路状态,阴极保护电流优先对套管的外表面进行保护，由于套管与被保护管道之间处于断路状态，所以保护电流无法顺利到达被保护管道的表面。

1.2 耦合屏蔽

对套管与管道之间的腔体进行电位测量,发现腔体内与管道上均能测到电位,但是腔体内电位不稳定,这种情况往往被认为是耦合作用使得套管与管道的环形腔体内产生电流的流动路径。

1.3 短路屏蔽

短路屏蔽指套管与管道之间通过填充低电阻导电介质的形式使得两者导通,套管上的电流可以通过介质传递到管道表面,使得管道表面能有一定的电位保护。若有水或土壤等电解质的存在,管道极易发生电化学腐蚀[13]。

2 常见腐蚀案例及分析

2.1 案例一

某油田重油一线于2003年投产,由于早期国标中对管道腐蚀泄漏的要求较低,给管道安全运行埋下隐患。近年来随着管道使用年限的增长,管道发生泄漏事故的频率越来越高。2018年3月30日,该重油管线在一号中间站发生了管道穿孔泄漏事故,泄露情况见图1,事故发生时管线上阴极保护曲线见图2。

图1 管道泄漏点照片Fig.1 Photo of leakage point of pipeline

图2 某油田重油管线某段通、断电电位曲线图Fig.2 Diagram of on and off potential curve of a section of heavy oil pipeline in an oilfield

2.1.1 原因分析

对于该事故管道,由于套管和管道之间未填充任何物质,辅助阳极的电流可以流到套管上,但不能穿透空气到达管道上,因而阴极保护被屏蔽,起不到保护管道的作用。与此同时,由于管道端部没有采用任何密封方式,地下水或其他电解液聚结到管道外壁会在管道外壁上形成微小原电池,加速管道外壁的局部腐蚀,造成管道穿孔泄漏事故发生。

图3～4中绿色的腐蚀点即电解液聚集处,该处会形成原电池,造成管道外壁腐蚀。

图3 现场阴极保护示意图Fig.3 Schematic diagram of field cathodic protection

图4 管道外壁局部腐蚀横截面图Fig.4 Local corrosion cross section of pipeline

2.1.2 整改措施

按照最新国标[14]的要求,考虑整改方向如下。

1)向导电套管内注入可固电解质[15],比如泥浆等,不宜注入水,因为水容易在旱季干涸。

2)向套管内注入绝缘且气密性良好的物质[10，16],如沥青胶、明胶等。可以将管线与外界绝缘如图5所示,使得管道外壁不发生电化学腐蚀的同时,阴极保护也不起作用,此种方法必须要做好端面密封工作。

图5 套管解决方式示意图Fig.5 Schematic diagram of casing solution

2.2 案例二

某油田某条凝析油管线于2003年投产使用,管线采用外加强制电流形式对该管线进行腐蚀保护,但是由于当初施工等原因,套管与管线直接连接。由于此处对防腐层的施工难度较大,该位置的腐蚀情况较为严重，见图6,该管线的阴极保护曲线见图7。

图6 现场固定支墩腐蚀情况照片Fig.6 Photo of corrosion of fixed buttresses on site

图7 某油田凝析油某段通、断电电位曲线图Fig.7 On-off potential curve of a section of condensate

2.2.1 原因分析

2.2.1.1 电位分布不均匀

固定支墩满足了防止管道应力变形的要求,与此同时也增大了发生腐蚀穿孔的风险。研究表明,绵延数里的管道在含氧量不同的介质中引起的管道沿线周围电位分布不均匀[17],在土壤中含氧量较多处电位偏高,在混凝土固定支墩内部的管道电位偏低,形成宏观腐蚀电池,增大管道腐蚀几率。从微观考虑,当固定支墩处于干湿交替的区域,混凝土中毛细孔吸水、失水交替进行,使内部钢结构与管道的自腐蚀速度加快,腐蚀程度加深。

2.2.1.2 应力集中

管道高温高压运行,固定支墩产生应力集中现象[18]，主要表现在输送介质工作压力对管道产生径向压力、热胀冷缩变形产生的温差应力、流动介质冲刷管段产生的应力等的共同作用,进一步加剧了腐蚀的发生。2012年在对一联联络管道防腐层缺陷点进行修复时发现,全线12处的固定支墩内部防腐层已经损坏漏电,占全线17处缺陷点的71%。

2.2.1.3 服役时间长

某联络管线随着服役时间的增长,腐蚀穿孔频率随之增长。自2003年10月投产,联络管线共发生3次腐蚀,腐蚀时间为2010年10月、2013年10月、2014年1月,腐蚀面均位于管道顺流1-4点钟方向,最大孔径约10 mm,孔洞周围存在200 cm2的不均匀坑蚀。

2.2.1.4 施工质量

固定支墩的抗渗能力难以保证,同时受施工环境、温度及稀释剂含量的影响使得防腐层的质量得不到很好的保障[19]。针对老旧固定支墩的套管与管线的处理往往直接进行焊接,套管两端的密封性得不到保证,此处发生管线腐蚀的风险较高。

2.2.2 整改措施

1)导电套管的两端进行绝缘密封,向套管内注入绝缘物质,并做好固定支墩处的防腐工作,同时采用牺牲阳极的保护形式进行薄弱点加强保护。

2)采用非导电套管,套管内安装镯式局部牺牲阳极的方式进行保护,保证牺牲阳极与管线不接触,牺牲阳极不受力,同时做好套管两端绝缘防腐工作。

3)施工期间严格按照要求进行养护,混凝土骨料要事先进行清洗,避免将含氯离子的泥土带入混凝土材料中[20-21]。同时固定支墩内的钢筋采用镀层钢筋或涂层钢筋。