張江江,張志宏

(中國石油化工股份有限公司 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

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雅克拉氣田天然氣西氣東輸管道腐蝕與檢測評價

張江江,張志宏

(中國石油化工股份有限公司 西北油田分公司，烏魯木齊 830011)

針對雅克拉氣田天然氣西氣東輸管道巡檢開挖過程中發(fā)現(xiàn)的典型腐蝕案例，應(yīng)用超聲波測厚及管壁探針測深技術(shù)對開挖點腐蝕管道進(jìn)行了檢測，結(jié)合管道介質(zhì)工況、周圍土壤及地形條件，對腐蝕管道的外防腐蝕層情況、腐蝕產(chǎn)物、腐蝕特征、腐蝕因素及原因等進(jìn)行了觀察、測試及分析。結(jié)果表明，管道腐蝕原因為防腐蝕層及陰極保護(hù)失效狀況下的含水土壤溶解氧腐蝕。結(jié)合管道設(shè)計、運行參數(shù)及檢測數(shù)據(jù)，進(jìn)行了管道安全性評價及剩余壽命預(yù)測。結(jié)果表明，該管道上游3.5 km以內(nèi)管道處于非安全區(qū)，需及時開展腐蝕治理。針對管道腐蝕問題，提出了針對性治理措施。

雅克拉；管道；外腐蝕；檢測；壽命

Corrosion Detection and Evaluation of West to East Nature Gas Transmission Pipeline

1 現(xiàn)場情況

雅克拉天然氣西氣東輸工程外輸天然氣管線2008年3月投產(chǎn)，管線起點為雅克拉集氣站，終點為英買力閥室，規(guī)格φ355.6 mm×8.8 mm，長度7.58 km，材質(zhì)L415MB，外防腐蝕層采用加強(qiáng)級高溫型3PE，設(shè)計壓力10 MPa，設(shè)計輸量10×108N·m3/a，目前運行壓力約6.4 MPa，日輸量約100×104N·m3，起點溫度約為60 ℃，末端溫度約為45 ℃。

2012年對該天然氣管線(以下簡稱西氣東輸管線)進(jìn)行了防腐蝕層檢測與評價。探坑開挖發(fā)現(xiàn)，管線防腐蝕層已經(jīng)出現(xiàn)連續(xù)的約5 mm寬的裂口，用木棍沿管道徑向、軸向敲擊，多處會發(fā)出悶悶空鼓聲，可判斷聚乙烯層已與管道本體剝離。多處裂口聚乙烯層大面積脫落，露出鋼管本體，管體表面銹跡斑斑，且陰保系統(tǒng)失效。2013年根據(jù)該管道外防腐蝕層破損實際情況，確定了石油瀝青防腐蝕層修復(fù)方案，并開展修復(fù)試驗，目前修復(fù)工程仍處于實施中。2014年開挖修復(fù)防腐蝕層時，發(fā)現(xiàn)起點管道發(fā)生較嚴(yán)重腐蝕，目測最大腐蝕坑深目測約3.0 mm,為了進(jìn)一步評價,又開挖了其他多個不同位置的典型管段進(jìn)一步觀察評價。

2 現(xiàn)場檢測評價

對該管道8處開挖管段(自雅克拉集氣處理站起，沿管道走向依次編為1號、2號、3號、4號、5號、6號、7號、8號)，見圖1，進(jìn)行了現(xiàn)場踏勘、腐蝕形貌觀察及腐蝕產(chǎn)物分析，并通過超聲波測厚和管壁探針測深技術(shù)進(jìn)行檢測。

圖1 管道現(xiàn)場檢測點位置衛(wèi)星影像圖Fig. 1 Satellite image of pipeline detection points

由圖1衛(wèi)星影像結(jié)合現(xiàn)場踏勘，埋地管道由上游向下游地勢變高，3號～6號管段處于季節(jié)性洪水水道經(jīng)過區(qū)域，土壤潮濕的環(huán)境。

2.1 腐蝕特征分析

管段腐蝕嚴(yán)重的1號坑臨近A位置(間隔10 m之內(nèi))2013年修復(fù)治理過程僅發(fā)現(xiàn)該管段3PE破損，管道本體未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕；而腐蝕嚴(yán)重的2號坑臨近B位置(間隔15 m之內(nèi))2012年開挖檢查過程也僅發(fā)現(xiàn)該管段3PE破損，管道本體未發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕；另外在2號坑與3號坑之間的C位置2012年開挖檢查過程曾發(fā)現(xiàn)該管段存在相對較嚴(yán)重的腐蝕，但與近期1號、2號、3號坑的腐蝕相比要輕微的多，如圖2所示。

根據(jù)現(xiàn)場檢測情況來看，見圖2、圖3，腐蝕呈現(xiàn)一定的規(guī)律：

(1) 處于上游的1號、2號、3號探測坑的管段腐蝕十分嚴(yán)重，呈大段連片狀的嚴(yán)重腐蝕，腐蝕集中在管道3～9點方位，4～5、7～8點方位相對最嚴(yán)重，其中距離雅克拉集氣處理站3 km的3號探測坑檢測管段腐蝕最為嚴(yán)重，腐蝕坑深2～3 mm較為普遍，局部最大點蝕坑深4.0 mm，則該部位管道壁厚僅4.7 mm左右；

A(2012年) 1號(2014年)

B(2012年) 2號(2014年)圖2 2012年與2014年開挖管道腐蝕形貌對比Fig. 2 2012 and 2014 excavation pipeline corrosion morphology comparison

3號 4號 5號

6號 7號 8號圖3 開挖管道腐蝕形貌Fig. 3 Excavation pipeline corrosion morphology

(2) 處于管道中下游的4號、5號、6號探測坑腐蝕相對較上游3坑輕微，腐蝕主要沿3PE裂紋發(fā)育，未形成大段連片，但局部腐蝕也較嚴(yán)重，腐蝕坑深1.6～2.2 mm較為普遍，而絕大部分3PE層有裂紋未剝落，未剝落處基本無腐蝕；

(3) 處于管道下游末端7號、8號探測坑的管道腐蝕相對最輕，其3PE層相對完整，裂紋數(shù)量較少，剝落程度不嚴(yán)重，在部分3PE裂紋附近發(fā)現(xiàn)小范圍連片腐蝕，局部腐蝕坑深0.6～1.14 mm。

2.2 腐蝕產(chǎn)物分析

對開挖點管道的腐蝕產(chǎn)物宏觀觀察分析：腐蝕產(chǎn)物呈紅黑褐色，具有多層和鼓泡的形貌，由腐蝕嚴(yán)重的3號的蜂窩狀特征逐步向1號、2號等腐蝕較輕的厚層狀、層狀及波片狀過渡，厚度2～8 mm，具有明顯的白色鹽垢，其中2號坑管段腐蝕產(chǎn)物上還附有一層厚約6～7 mm泥土層。

通過對開挖點管段腐蝕產(chǎn)物取樣，進(jìn)行能譜元素分析，確定腐蝕產(chǎn)物的組分，并應(yīng)用掃描電鏡對腐蝕產(chǎn)物的形貌進(jìn)行了觀測，見圖4和圖5。

圖4 腐蝕產(chǎn)物掃描電鏡特征Fig. 4 The corrosion product SEM characteristics

圖5 腐蝕產(chǎn)物EDS能譜元素分析Fig. 5 The EDS energy spectrum analysis of corrosion products

由圖4可知,腐蝕產(chǎn)物為層狀。圖5顯示腐蝕產(chǎn)物主要元素為鐵、氧和硅質(zhì)量分?jǐn)?shù)總計為90%，含有微量的氯及鈣，由此可以判定腐蝕產(chǎn)物主要為鐵的氧化物。

綜上所述，從歷次現(xiàn)場跟蹤觀察和檢測評價結(jié)果來看，該管道因3PE防腐蝕層發(fā)生了嚴(yán)重破裂剝落，導(dǎo)致陰護(hù)系統(tǒng)失效停運，造成大段管道暴露在潮濕、富氧及高鹽土壤強(qiáng)腐蝕環(huán)境，導(dǎo)致管道本體沿PE裂紋腐蝕發(fā)育，尤其是處于季節(jié)性水體發(fā)育上游管段，腐蝕問題突出。

3 管道腐蝕因素及機(jī)理研究

管道外防腐蝕層破裂后，周圍土壤水份會沿著裂縫侵入到外壁與防腐蝕層的狹小空間形成水膜，而大氣中氧與土壤為暢通環(huán)境，使得土壤中含有一定量的氧，此外本區(qū)土壤中含鹽量較高。影響腐蝕的因素主要有土壤孔隙度、含氧量、含水率、電阻率、含鹽量、pH等[1-3]。

3.1 腐蝕影響因素分析

(1) 土壤含水量 土壤中鹽水為溶解氧與管道外壁的電化學(xué)反應(yīng)的基本條件，當(dāng)土壤中的含水量增加時，使得溶解氧含量增加、管道外壁與腐蝕介質(zhì)接觸更充分，可溶鹽增大，土壤電阻率減小，從而腐蝕加重、加快。通過對該地區(qū)土壤含水量檢測，平均為11%，為較強(qiáng)腐蝕等級，見表1。

表1 一般地區(qū)依據(jù)含水量、含鹽量的土壤腐蝕性分級標(biāo)準(zhǔn)[4]

(2) 含鹽量 土壤含鹽量大小會影響土壤電導(dǎo)率，而土壤中氯離子會促進(jìn)點腐蝕，硫酸根離子及碳酸氫根離子為結(jié)垢創(chuàng)造條件，進(jìn)而造成管道外壁垢下腐蝕。土含鹽量增加，會造成水中鎂離子等陽離子濃度增大，使管道外壁與防腐蝕層間電化學(xué)溶液環(huán)境離子導(dǎo)電能力增強(qiáng)，加快腐蝕反應(yīng)進(jìn)程。通過對西氣東輸管道區(qū)域土壤取樣分析含鹽量，平均大于1.2%，腐蝕性強(qiáng)。另外對本區(qū)SO42-、HCO3-與CO32-等進(jìn)行檢測，含量較小，因此這類因素對土壤的腐蝕性影響較小。

(3) 土壤電阻率 本區(qū)電阻率較低，一般小于20 Ω·m，可見土壤腐蝕性較強(qiáng)，因此防腐蝕層一旦破損，低電阻率的土壤會對管道造成較強(qiáng)腐蝕。根據(jù)前期埋地掛片腐蝕速率監(jiān)測試驗，A3材質(zhì)的鋼片經(jīng)過埋地5個月后，掛片腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，掛片表面布滿點腐蝕坑，最大坑深2 mm，平均腐蝕速率為0.168 mm/a，為嚴(yán)重腐蝕，點蝕速率為4 mm/a，為極嚴(yán)重腐蝕。

(4) 溶解氧 管道外壁與防腐蝕層間的鹽水溶液中含有一定量的溶解氧會極大地促進(jìn)管壁腐蝕，隨著溶解氧含量的增加，電化學(xué)反應(yīng)速率增加，腐蝕加重，此外土壤孔隙會影響溶解氧含量。由于管道敷設(shè)填埋過程土壤未壓實處理，其孔隙度較大，因此溶解氧的能力也較大，從現(xiàn)場大量腐蝕產(chǎn)物形貌來分析，腐蝕產(chǎn)物主要為鐵的氧化物，所以氧腐蝕的影響占主導(dǎo)地位。

綜上所述，本區(qū)土壤的腐蝕性主要受溶解氧、孔隙度、含鹽量及含水控制。

(5) 防腐蝕層及陰極保護(hù) 3PE是性能優(yōu)良的防腐蝕層，其適應(yīng)溫度-40～70 ℃。當(dāng)外防腐蝕層處于完好狀態(tài)時，可以將腐蝕介質(zhì)和管線隔開，起隔離保護(hù)作用。前期TP區(qū)未實施陰極保護(hù)試片平均腐蝕速率為0.089 mm/a，而實施陰極保護(hù)的試片平均腐蝕速率為0.019 mm/a，腐蝕速率降低81.9%，可見陰極保護(hù)對管道外腐蝕具有抑制作用，當(dāng)防腐蝕層出現(xiàn)輕微破損時，陰極保護(hù)對管道外壁提供電子，保證外壁免受腐蝕，而當(dāng)破損點多、破損嚴(yán)重時，防腐蝕層得不到修復(fù)就會造成陰保電流下降或失效，使得破損點外壁甚至整條管道得不到有效保護(hù)，管道發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。

3.2 腐蝕原因分析

通過對管道腐蝕部位形貌及腐蝕產(chǎn)物觀察，主要表現(xiàn)為沿防腐蝕層破裂、剝落帶分布，腐蝕產(chǎn)物呈現(xiàn)褐紅色、棕黑色片狀、薄層狀，部分為六面體結(jié)晶，主要成分為鐵的氧化物，局部含鹽垢和泥土。當(dāng)大氣中氧(O2)與土壤水形成溶解氧，防腐蝕層破損造成管道外壁與防腐蝕層間形成水膜，含水土壤、水膜與管壁接觸，溶解氧發(fā)生去極化反應(yīng)，在管道內(nèi)壁形成微小腐蝕坑(見圖6)。本區(qū)土壤中水pH為7.4～7.5，其電化學(xué)腐蝕反應(yīng)主要為：

(1)

(2)

(3)

管道前端處于含水較高土壤環(huán)境，運行溫度較高，有利于腐蝕發(fā)展，而防腐蝕層破損十分嚴(yán)重，為土壤腐蝕提供了有利條件，管體外壁在短時間內(nèi)發(fā)生了較為嚴(yán)重的腐蝕；而管道后端處于溫度低、土壤含水率低環(huán)境，溶解氧含量低、防腐蝕層破碎較輕，其腐蝕遠(yuǎn)較上游輕微。

圖6 管線外防腐蝕層破損及腐蝕機(jī)理Fig. 6 Pipeline anticorrosion layer damage and corrosion mechanism

4 管道檢測評價

管道3PE防腐蝕層破裂剝落程度嚴(yán)重、陰極保護(hù)失效停運，已處于無任何有效防腐蝕措施的狀態(tài)，而且大部分處于潮濕(或季節(jié)性)、富氧、高鹽強(qiáng)土壤腐蝕環(huán)境之中，腐蝕速率高，另外管道運行溫度恰處于有利于腐蝕形成和發(fā)展的溫度區(qū)間60℃附近，因此腐蝕風(fēng)險與安全隱患大?，F(xiàn)場發(fā)現(xiàn)極嚴(yán)重腐蝕也證實了這一認(rèn)識，下面對其風(fēng)險與隱患做進(jìn)一步分析評價。

4.1 管道安全運行的風(fēng)險評價

不同學(xué)者根據(jù)管道腐蝕情況采用相應(yīng)的管道腐蝕風(fēng)險評價方法[5-8]。結(jié)合現(xiàn)場開挖點管道檢測數(shù)據(jù)、材質(zhì)、生產(chǎn)運行及設(shè)計參數(shù)(見表2)，根據(jù)SY/T 6477-2000標(biāo)準(zhǔn)[9]首先確定安全評價的重要參數(shù)：最小要求壁厚tmin、剩余厚度比Rt及殼體參數(shù)λ，計算公式如下：

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

表2 管線安全評價參數(shù)

按照管道實際運行壓力(6.4 MPa)，計算得出管道最小要求壁厚tmin為4.57 mm;剩余厚度比Rt為0.20～0.89，殼體參數(shù)λ為0.32～19.2。由于管道局部腐蝕缺陷呈現(xiàn)緊鄰分布的特征，按標(biāo)準(zhǔn)可通過剩余厚度比Rt與殼體參數(shù)λ的方程式曲線分區(qū)圖來進(jìn)行局部腐蝕缺陷軸向尺寸s安全性評價；通過局部腐蝕缺陷的剩余厚度比Rt與環(huán)向尺寸與管道內(nèi)徑的比值c/Di的方程式曲線分區(qū)圖進(jìn)行局部腐蝕缺陷環(huán)向尺寸c安全性評價。結(jié)合檢測數(shù)據(jù)，對管道8個開挖點管段進(jìn)行局部腐蝕缺陷軸向尺寸s及環(huán)向尺寸c的安全性評價，見圖7及圖8。

圖7中曲線由以下方程式得出：

(9)

(10)

圖7 局部腐蝕缺陷軸向尺寸s的安全性評價Fig. 7 Safety evaluation of localized corrosion defect axial dimension s

圖8 局部腐蝕缺陷環(huán)向尺寸c的安全性評價Fig. 8 The local corrosion ring to the safety evaluation of size c

從圖7分析可知，其中1號、2號、3號管段局部腐蝕缺陷軸向尺寸s存在安全風(fēng)險。

圖8中曲線由以下方程式得出：

(11)

(12)

從圖8分析可知，其中在1號、3號局部腐蝕缺陷環(huán)向尺寸c存在安全風(fēng)險。

綜合圖7及圖8分析，1號～3號坑管段存在安全運行風(fēng)險。

4.2 管道剩余壽命預(yù)測

按照API RP 579標(biāo)準(zhǔn)[10]，按照下列公式計算管道8個開挖點管段的剩余壽命預(yù)測：

(13)

(14)

式中：tnom為管道設(shè)計壁厚，mm；T為運行年限，a。

管道剩余壽命預(yù)測見表3。其中3號腐蝕最嚴(yán)重剩余壽命預(yù)測為0.34 a，腐蝕風(fēng)險大。

表3 管線剩余壽命預(yù)測結(jié)果

受檢測條件限制，現(xiàn)場檢測最深蝕坑4.1 mm位于較容易測量腐蝕產(chǎn)物脫落處，無法測量其他被堅實腐蝕產(chǎn)物覆蓋管道的實際腐蝕情況，因此對于管道安全風(fēng)險判斷需考慮這一因素影響。

4.3 管道腐蝕隱患風(fēng)險評價

2008年3月管道投運，至2012年8月陰極保護(hù)失效，2012年10～12月開挖探測發(fā)現(xiàn)其3PE防腐蝕層破裂較嚴(yán)重，個別部位發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕，但其腐蝕程度遠(yuǎn)較2014年5月所發(fā)現(xiàn)腐蝕程度輕微，尤其是具有可比性的上游腐蝕嚴(yán)重的1號、2號探測坑管段，其鄰近10 m的A、B段在2012年開挖檢測及2013年修復(fù)治理過程均未發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕.因此在較短時間內(nèi),管道3PE防腐蝕層的破裂、剝離程度呈現(xiàn)加劇特征，其腐蝕程度也由前期輕度腐蝕發(fā)展為嚴(yán)重腐蝕。

若按照管道實際運行6 a來計算，其最大腐蝕速率達(dá)到0.67 mm/a；若從2012年8月陰極保護(hù)失效起計算，則其最大腐蝕速率達(dá)到2.34 mm/a，均屬于極嚴(yán)重腐蝕。

5 結(jié)論與建議

(1) 管道腐蝕規(guī)律呈現(xiàn)出處于地勢低洼的土壤

層潮濕環(huán)境的管段上游的1號、2號、3號探測坑的管段腐蝕十分嚴(yán)重；處于管道中下游的4號、5號、6號探測坑腐蝕相對較上游3坑輕微；處于地勢較高的沙土層管道下游末端7號、8號探測坑的管道腐蝕相對最輕。

(2) 管道腐蝕主要影響因素為土壤含水及鹽分、溶解氧，腐蝕產(chǎn)物主要為鐵的氧化物，主要原因為外防腐蝕層破損后陰極保護(hù)失效狀態(tài)下的含水土壤的溶解氧腐蝕。

(3) 通過對管道進(jìn)行安全風(fēng)險評價及剩余壽命預(yù)測，管道上游3 km范圍內(nèi)管段不能滿足安全生產(chǎn)運行，而部分季節(jié)性洪水覆蓋管段仍處于高速腐蝕的強(qiáng)腐蝕環(huán)境，腐蝕隱患大。

(4) 建議對該管道上游3～5 km范圍再開挖檢測驗證，對腐蝕嚴(yán)重管段進(jìn)行更換，對下游腐蝕輕微管道盡快修復(fù)，其中局部腐蝕嚴(yán)重部位須采用加強(qiáng)級修復(fù)工藝進(jìn)行處理。

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[9] SY/T 6477.2-2012 含缺陷油氣輸送管道剩余強(qiáng)度評價方法 第1部分:體積型缺陷[S].

[10] API RP 579-2000 Fitness for service second edition[S].

in Yakela Gas Field

ZHANG Jiang-jiang, ZHANG Zhi-hong

(Northwest Oilfield Company, SINOPEC, Urumqi 830011, China)

Aimed at the corrosion of west to east gas transmission pipeline in Yakela gas field founded during excavation, ultrasonic thickness and wall probe sounding technology were used to detect the corrosion of excavated pipelines. Combined with the pipeline medium conditions, surrounding soil and terrain conditions, the corrosion of pipeline anti-corrosion layer, the corrosion products, the corrosion characteristics, the corrosion factors and mechanism were observed, tested and analyzed. The results showed that the cause of pipeline corrosion was dissolved oxygen corrosion in soil containing water under the failure condition of anti-corrosion layer and cathodic protection corrosion. Combined with the pipeline design, operation parameters and test data, the safety evaluation and prediction of residual life of the pipeline were conducted. The results showed that the pipeline upstream within 3.5 km was in a non secure area, needing corrosion control. Aimed at the corrosion problem, specific measures were put forward.

Yakela； pipeline； external corrosion； testing； life

2014-05-27

張江江(1983-),工程師,碩士,從事于油氣田腐蝕與防護(hù)、地質(zhì)研究及油氣集輸工程技術(shù)工作,15999166681, jiangjiang224@126.com

TG174

B

1005-748X(2015)03-0234-06