（1.中石化管道储运有限公司荆门输油处 湖北省荆门市 448000；2.中石化管道储运有限公司荆门特种作业队 湖北省荆门市 448000；3.中石化管道储运有限公司荆门输油处 湖北省荆门市 448000）
摘要：随着原油的深度开采和不断劣质化，原油输送管道的内腐蚀问题逐渐凸显。2014 ～ 2015 年间，中国石化管道储运公司、中国石化青岛安全工程研究院共同开展的输油管道腐蚀调研表明，管道的内腐蚀主要集中在管道流动缓慢的低点，失效模式表现为孔蚀泄漏，输油管道的内腐蚀泄漏已经成为制约原油输送管道企业安全输送的难题。原油管道腐蚀取决于原油中携带的水能否从原油中析出、原油中析出的水能否到达管道金属表面。因此，原油对输油管道腐蚀的影响主要从管道表面的润湿性、腐蚀性杂质的腐蚀性以及油水两相流等方面开展研究。
关键词：原油输送；管道内腐蚀；现状；进展
引言
大多数原油需要采用管道方式输送到各炼化企业。原油导电性很弱，通常认为管输状态下，原油本身对管道没有腐蚀性或者腐蚀性很小。近些年来，随着原油的劣质化及管道使用年限的增加，原油输送管道内腐蚀问题逐渐凸显，出现了一些原油输送管道由于内腐蚀造成的管道泄漏事故，原油输送管道的内腐蚀问题已经成为影响管道安全的重要因素。
1.腐蚀泄漏管道腐蚀失效状况分析
某输油站场 2007 年投用，外输泵区进出口管段自2012 年起多次发生腐蚀穿孔，检测发现管段底部均为长条形腐蚀坑带，由管道初期泄漏物可以看出，泄漏出的流体为透明液体。管道腐蚀泄漏物分析化验表明，管道泄漏物主要为高矿化度水，呈弱酸性，氯离子含量达 36 000mg/L，含一定量自由余氯、少量硝酸根和硫酸根离子，菌落总数较低（见表 1）。腐蚀发生在管道底部，管道底部有呈明显的年轮状腐蚀线，表明腐蚀随着水的聚集逐步发展，穿孔部位为点蚀形貌。管道材料成分分析表明，管道材料满足 GB/T 9711 要求（表2）。
表1 管道泄漏物分析结果
管道材料金相组织为铁素体 + 珠光体，晶粒均匀细小，夹杂物和金相组织未见异常（见图 1）。对泄漏穿孔部位进行了扫描电镜观察，可以看出管道的腐蚀为垢下腐蚀形貌（图 2a）。EDS 单元素线扫描分析表明，管道腐蚀坑内的垢物主要由碳、铁、氧、锰、硅、钙等元素组成，越靠近腐蚀坑底，垢物中的氧含量越高，铁含量相应降低，管道腐蚀产物主要为铁的氧化物（图2b）。由此可以看出，输油管道内腐蚀机理为有氧环境中高矿化度水造成的电化学腐蚀。
注：①代表含量过低，超出检测设备检测能力。
经对原油罐底水和管道腐蚀泄漏物进行样品分析（见表 3），判断在管道输送过程中，原油中的水溶性腐蚀杂质向原油析出水中溶解、浓缩，形成高矿化度水，在管道中聚集，从而造成管道腐蚀。腐蚀泄漏管道初期泄漏物分析表明，管道泄漏物与罐底水类似，均为高矿化度水，其氯离子含量最高达7%（w，质量分数），但细菌含量总体不高，可能是罐底水中的自由余氯一定程度上抑制了细菌的生长。测试还表明，罐底水中还含有一定的溶解氧，氧的存在进一步加剧了管道的腐蚀。
表3 原油罐底水和管道腐蚀泄漏物样品分析
注：①代表含量过低，超出检测设备检测能力；②代表样品含油过高，无法检测。
2.2管道内油水分布规律研究
对发生内腐蚀的某站场内管道进行了多相流数值模拟，入口水平管段8 m，经过90°弯头后2 m位置有一段盲管，盲管段长度为6 m，盲管后3 m结束流场模拟。管道直径0.61 m，弯头曲率半径0.915 m。输送介质为原油，水含量1%（w，质量分数），分散相为水相，液滴直径50 μm。输送温度30 ℃，输送压力6.1 MPa，流量2500 m3/h，原油密度866.6 kg/m3，原油运动粘度0.148×10-6 m2/s。采用基于涡粘理论的RNGk–ε湍流模型和欧拉多相流模型，Drag模型选用Symmetric。采用无滑移壁面边界条件，增强壁面函数处理近壁面区的流动计算，忽略了油水两相的可压缩性，不计在流动过程中能量的损失。
3.原油输送管道内腐蚀评价
3.1原油中的水存在形式
原油中的水通常以 2 种乳化液形态存在：水为连续相的油/水（O/W）乳化液，电导率高，有腐蚀性；油为连续相的水/油（W/O）乳化液，电导率低，腐蚀性弱。油水混合液的乳化状态与原油水含量相关。油水稳定性试验表明：水含量在 0.1% 时，原油中的水以油包水形式存在，没有从原油中析出，水含量增加到0．3%时，开始出现明水，水含量进一步增大时析出的水量增大。
3.2原油输送管道油水分布规律研究
对发生内腐蚀的某站内管道进行多相流数值模拟，入口水平管段8 m，经过90°弯头后2 m 位置有一段盲管，盲管段长度为6 m，盲管后3 m 结束流场模拟（见图 3）。管道直径 0．610 m，弯头曲率半径 0．915 m。输送介质为原油，水含量 1%，分散相为水相，液滴直径50 μm。输送温度 30 ℃，输送压力 6．1 MPa，流量2 500 m 3 /h，原油密度 866．6 kg/m 3，原油运动黏度为1．48 ×10－7m 2 /s。采用基于涡黏理论的 ＲNGk ε 湍流模型和欧拉多相流模型，Drag 模型选用 Symmetric。采用无滑移壁面边界条件，增强壁面函数处理近壁面区的流动计算，油水两相简化为不可压缩流体，忽略流动过程中能量的损失。
4.结论
原油长输管道发生内腐蚀破坏的必要条件是管道内壁与管输物料之间形成可发生腐蚀的原电池，原油中的水溶解了氯离子、硫酸根离子等腐蚀性杂质，在流动死区和低点析出、聚集并浓缩，当析出水与管壁表面构成电极系统时，将导致腐蚀的发生。评价管输原油是否会造成管道腐蚀，首先应当明确水能否从原油中析出，析出的水能否直接接触管道表面，析出的水会在管道什么部位聚集。通过原油中水的稳定性测试，可以确定水能否从原油中析出，原油在管道表面的润湿性测试可表征管道表面能否接触到腐蚀性水，多相流分析可以明确管道中聚集水的部位。
参考文献：
[1]周培荣，贾鹏林，等，加工高硫原油与高酸原油的防腐蚀技术.中国国际腐蚀控制大会论文集. 2002，19.
[2]张艳玲，黄贤滨，叶成龙，刘小辉 .基于多相流模拟的原油输送管道内腐蚀预测[J].油气储运，2016（1）：43-46.
论文作者:荣安华1,胡瑜萍2,李安富3
论文发表刊物:《电力设备》2019年第12期
论文发表时间:2019/10/24
标签：管道论文; 原油论文; 多相论文; 含量论文; 腐蚀性论文; 油水论文; 矿化度论文; 《电力设备》2019年第12期论文;