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狀

某輸油站場，2007年投用，外輸泵區P-1#泵及P-2#泵進出口管段自2012年起，多次發生腐蝕穿孔，檢測發現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生內腐蝕失效，內腐蝕主要發生在水易沉積管段的管道底部和管道物料流動停滯區的管道底部。

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），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。

對某站場發生內腐蝕泄漏的管道進行了切割制樣，宏觀觀察發現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管道內油水分布規律研究

對發生內腐蝕的某站場內管道進行了多相流數值模擬，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)，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，增強壁面函數處理近壁面區的流動計算，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，未出現明顯的油水分層現象。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，油和水發生分層，管道底部出現水沉積，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處水的體積分數為1.0%左右，表明水基本被油帶走，未出現沉積，但從三通管口2.8 m的距離往后，因流速很低水開始沉積，水的體積分數開始升高，最高可達6.5%，表明盲管中存在明顯的水沉積現象。

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時，就會發生腐蝕。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，對容易發生腐蝕的部位加強腐蝕監測；對不經常走油的流動死區定期走油或排液，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）