高溫稠油輸送管道外腐蝕原因分析及防治措施*

李洪福 曾海偉 胡寧 李媛媛 程猛猛 趙凱華 馬曉鳳 王晨

1中國石油天然氣股份有限公司新疆油田油氣儲運分公司

2中國石油建設項目勞動安全衛生預評價有限公司

3西安石油大學材料科學與工程學院

隨著世界對油氣資源日益增長的需求，管道輸送已成為保障稠油資源運輸的重要環節[1]。由于稠油具有密度高、黏度大、流動性較差等特點，大多采取加熱輸送的方式，其運行溫度主要處于70～85 ℃之間，超稠油則高達90 ℃以上[2-3]。為了減少熱損失，管道外面包覆防腐保溫層。由于施工質量不好或者施工過程中磕碰造成的損壞、服役時間過長造成的老化等原因，致使防腐保溫層破損、進水，管道隨之發生電化學腐蝕。就碳鋼管道而言，保溫層下腐蝕最具破壞性的溫度范圍為60～120 ℃[4]，稠油輸送管道處于腐蝕敏感溫度區間。研究表明[5]：埋地管道腐蝕最嚴重部位通常不在涂層破損處，而是距破損點一定距離處。埋地管道保溫層下腐蝕的高危害性已引起了國內外的廣泛關注，如美國1985 年頒布了ASTM STP 880《美國材料月與試驗標準》；1998 年，NACE 出版了NACE RP0198—1998《保溫和防火材料下的腐蝕控制-系統方法》（2004 年修訂）；2007 年，ASTM 又頒布了G189-07《實驗室模擬絕緣腐蝕狀態的標準指南》[6]。國內外腐蝕從業者們從傳統的陰極保護技術、控制及改進防腐保溫層質量、改進補口技術，阻斷水分進入的通道、采用氣相緩蝕劑、采取有效的腐蝕監（檢）測技術等方面改進埋地保溫管道的腐蝕防護措施。

新疆油田稠油輸送管道運行溫度較高，服役時間較長。自2006 年以來，僅占原油管道總里程8.27%的埋地保溫稠油輸送管道穿孔89 次，占比高達60.5%，腐蝕狀況尤為突出，給油田的安全生產和環境保護帶來嚴重的威脅。在資料調研的基礎上，通過典型稠油輸送管道的外腐蝕分析，結合室內實驗和現場測試，明確埋地保溫稠油輸送管道的腐蝕原因，進而提出相應的防治措施，以指導在役管道的改進及新建管道的設計，為新疆油田延長埋地保溫稠油輸送管道的服役年限、保障管道的安全運行提供技術支撐。

1 背景資料及取樣說明

新疆油田某Φ273 mm×6 mm 稠油輸送管道起點位于某稠油處理站，終點為煉油廠，高程差-14 m。該管線全長28.839 km，設計輸量80×104t/a，設計壓力為6.4 MPa，材質為T/S-52K 直縫鋼管（類似于16Mn），化學成分及拉伸性能見表1、表2，防腐層為兩道氯磺化聚乙烯，保溫層為40 mm 硬質聚氨脂泡沫塑料，保護層為4 mm 高密度聚乙烯，全線采取外加電流陰極保護。該管線于1991 年投產使用，其出站溫度92 ℃，進站溫度65 ℃。管道埋深-1.8 m，外部土壤溫度約為13.3 ℃，沿線大部分為戈壁灘，地勢較為平坦，末站附近約有3 km 管線穿過農田，地下水位較高。

表1 管材化學成分Tab.1 Chemical composition of pipeline material

表2 管材拉伸性能Tab.2 Tensile properties of pipeline material

近年來，新疆油田油氣儲運分公司對該管線多處中、重度腐蝕位置進行維修或更換。本次分析管段取自20.598 km 處，補口兩側管段長度分別為1 580 mm 和700 mm（圖1）；所取管段外部土壤成分及性質詳見表3。

圖1 分析管段取樣示意圖Fig.1 Sampling schematic diagram for analysis section of pipeline

表3 土壤成分及性質Tab.3 Composition and properties of soil

2 檢測分析

2.1 宏觀檢測分析

圖2 為所取稠油輸送管道的宏觀腐蝕形貌。由圖2 可見，機械去除補口套后，在搭接片處出現滲水痕跡（圖2d 中A 處）。由于該管線在補口設計上未安裝防水帽，當補口位置發生滲漏時，土壤水介質會沿管道軸向滲入，存在誘發整個滲水管段發生腐蝕的風險。參照SY/T 0415—1996《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準》對防腐保溫層的結構要求[7]：補口套與保護層搭接長度≥50 mm，保護層厚度≥2.8 mm；保溫層厚度≥25 mm，偏差＜4 mm。經檢測，該段管道補口套搭接長度為56 mm，保護層厚度為3.86 mm，通過針刺法測量保溫層厚度，最厚點為38.28 mm，最薄點為37.34 mm，偏差～1 mm，保護層厚度、保溫層厚度和補口套搭接長度均符合標準要求。當保溫層剝離后，管體及補口處防腐層存在明顯老化、破損現象，隨防護層剝離嚴重（圖2c 和圖2e 中的B處），防腐層總體厚度約為1 mm。

圖3 為去除腐蝕產物層（部分粘接防腐層）前后，管道表面的宏觀及局部腐蝕形貌。由圖3 可見，腐蝕主要集中在管道90°～270°（3～9 點鐘）位置。去除腐蝕產物后進行腐蝕形貌觀察（圖3b），可看出在180°位置（6 點鐘，管道底部）點蝕最為嚴重。這主要因為管道底部介質中的氧含量要低于管道頂部，所以管道底部作為宏觀腐蝕電池的陽極區而發生腐蝕[8-9]。

2.2 微觀檢測分析

圖2 稠油輸送管道宏觀腐蝕形貌Fig.2 Macro corrosion morphology of heavy oil transmission pipeline

圖3 管道表面宏觀形貌Fig.3 Macro morphology of pipeline surface

圖4 腐蝕產物層微觀形貌及EDS 和XRD 分析Fig.4 Microscopic morphology，EDS，and XRD analysis of corrosion product layer

圖4 為管道表面腐蝕產物層掃描電子顯微鏡（SEM）的微觀形貌圖、腐蝕產物成分的能量色散X 射線光譜（EDS）和X 射線衍射光譜（XRD）分析結果。由圖4 可見，管道表面腐蝕產物相對致密；EDS 能譜分析結果表明，腐蝕產物主要含Fe和O 等元素，結合X-射線衍射分析（XRD），腐蝕產物成分主要為Fe 的氧腐蝕產物——Fe3O4和FeO(OH)。圖5 為去除腐蝕產物層管道表面微觀形貌圖（距焊縫50 cm），同樣可以發現，管道中下部發生較為嚴重的局部腐蝕，點蝕主要集中在90°～270°位置。

圖5 去除腐蝕產物層管道表面微觀形貌（距焊縫50 cm）Fig.5 Microscopic morphology of the pipeline surface after the corrosion product scale removed (50 cm away from the weld)

2.3 剩余壁厚及點蝕深度測量

采用KKDMS-2 智能型超聲波測厚儀（精度0.01 mm），沿軸向每隔10 cm、圓周方向每隔45°進行管道剩余壁厚測量（圖6a），圖6b 為管道剩余壁厚檢測結果。可以看出，管道最大壁厚偏差均在10%以內（GB/T 8163—2018 標準規定的壁厚偏差為－10%～15%[10]，即圖中陰影區域范圍）。管壁減薄最嚴重的區域位于135°～180°，距焊縫約30 cm（距補口滲水處10 cm 左右），管壁最小剩余壁厚為4.54 mm。

利用點蝕深度測量儀對管體表面點蝕深度進行測量，圖7 為管體外表面點蝕深度測量結果（將所取管段沿0°展開）。由圖2 可見，點蝕多出現在補口處和補口左側，補口右側出現點蝕概率較低，因此認為補口處和補口左側為點蝕密集區域，最大點蝕深度為2.51 mm，位于焊縫左側30 cm。

綜合分析管道剩余壁厚及點蝕深度測量結果，測試管段腐蝕最嚴重部位位于管道周向135°～180°，距補口滲水處10 cm。距焊縫85 cm，沿管道周向0°、90°、180°、270°分別取4 個全壁厚板狀拉伸試樣，測試其拉伸性能，結果見表4。從中可以看出，由于管道底部均勻腐蝕、點蝕最為嚴重，應力集中較大，180°軸向拉伸強度下降最為明顯，斷后伸長率僅為14.96%，明顯低于T/S-52 管材的塑性指標要求（表2）。稠油輸送管道防腐保溫層下的腐蝕顯著降低了管道底部的力學性能。

表4 全壁厚板狀拉伸試樣測試數據Tab.4 Test data of full-wall plate tensile specimen

2.4 微生物檢測

參照SY/T 0532—2012《油田注入水細菌分析方法》標準和NACE TM0194—2004《石油天然氣系統中細菌滋生的現場監測》標準，采用2 次重復絕跡稀釋法檢測防腐保溫層內的微生物種類及含量。檢測結果表明，防腐保溫層內含有較高數量的硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細菌（FB）和腐生菌（TGB），分別為1 100、250 和1 100。

圖6 管道剩余壁厚檢測結果Fig.6 Pipeline residual wall thickness detection results

圖7 管道點蝕深度測量結果Fig.7 Measurement results of pitting depth of pipeline

3 腐蝕原因分析

3.1 陰極保護電流屏蔽

在該管線20 km 處選點（補口位置）開挖，根據GB/T 21246—2016《埋地鋼質管道陰極保護參數測量方法》的規定，在防腐保溫層內（保溫層內部灌水，以模擬保溫層進水后管道的腐蝕情況及進行電位測量）、外各安裝1 支Cu/CuSO4參比電極（CSE），并將熱電偶安裝在防腐保溫層內，然后密封、回填。圖8 為管道陰極保護電位測試結果。其中保溫層外CSE 電極所測電位為-1 065 mV(CSE)，保溫層內CSE電極所測電位為-884 mV(CSE)（2018年該處測量的消除IR降陰極保護電位為-910 mV(CSE)，內參比所測電位明顯高于外參比所測電位。斷電后，內參比所測管道電位變化不大，而外參比所測管道電位顯著升高，并且斷電前后內參比所測管道電位與室內所測管道自腐蝕電位相差不大（現場測試保溫層內的介質溫度為69 ℃）。由于該管線的防腐保溫復合結構具有極高的電阻，產生較強的陰極保護電流屏蔽，從而使外加電流無法到達管道本體，因此施加陰極保護。上述腐蝕管段的檢測結果表明，壁厚減薄和點蝕最嚴重的區域位于距補口10 cm 處。在補口滲水處，因為陰極保護電流可由此進入到達管道外壁進行陰極保護，該處腐蝕相對輕微；但是，由于防腐保溫層對陰極保護電流具有屏蔽作用，在遠離補口位置，陰極保護電流很小，無法對管道施加有效保護，腐蝕相對嚴重。關于防腐層剝離或防腐保溫層破損后管道的腐蝕，腐蝕最嚴重部位總是出現在距離破損點一定的距離處，這已經得到國內外研究人員的一致認同[4，11]。

圖8 管道陰極保護電位測量結果Fig.8 Measurement results of cathodic protection potential of pipeline

3.2 最小陰極保護電位過高

圖9 為在模擬測試管段土壤溶液中（化學成分見表3），T/S-52K 鋼的極化曲線測試結果，擬合數據見表5。從中可以看出，在20 ℃、50 ℃和80 ℃條件下，T/S-52K鋼的自腐蝕電位分別為-0.798 V(CSE)、-0.843 V(CSE)和-0.846 V(CSE)。隨著溫度升高，自腐蝕電位明顯負移，對應的自腐蝕電流密度也顯著增大，當溫度為80 ℃時，T/S-52K 鋼的自腐蝕電流密度高達3.27×10-5A·cm-2。因此，溫度升高，鋼材腐蝕加速，管道所需外加陰極保護電流密度增大。

表5 T/S-52K 鋼的極化曲線擬合結果Tab.5 Fitting results of polarization curve for T/S-52K steel

圖9 模擬土壤溶液T/S-52K 鋼的極化曲線測量結果Fig.9 Measurement results of polarization curve for simulated soil solution T/S-52K steel

對于金屬的陰極保護，陰極保護準則規定通常使用最小保護電位Ep[12]，在此電位下陰極極化時，金屬的腐蝕速率低到可以忽略不計，其規定的最大允許陽極電流密度Ia≤1×10-6A·cm-2（腐蝕速率≤0.01 mm/a）。而關于最小保護電位的確定，根據電化學動力學理論，有學者已經利用陽極Tafel 直線段反推法，成功獲得金屬在相應介質中的最小保護電位，并得到良好的工程驗證[13-15]。由圖9 可以看出，在不同溫度的模擬土壤溶液中，T/S-52K 鋼的陽極極化曲線存在明顯活化控制的陽極活化區（Tafel 區），由此推導出其在20 ℃、50 ℃和80 ℃的最小保護電位分別為-0.859 V(CSE)、-0.959 V(CSE)和-1.001 V(CSE)。由于該管線服役時間較早，相關陰極保護標準（如GB/T 21448—2017《埋地鋼質管道陰極保護技術規范》及以前版本）制定的陰極保護電位準則，即最小保護電位≤-850 mV(CSE)，在較低溫度（如20 ℃）輸送管道的陰極保護過程中可以適用；但當溫度超過50 ℃，最小保護電位已經降低到-0.959 V(CSE)以下，其制定的最小保護電位過高。因此，在高溫稠油管道運行過程中（保溫層內溫度可能高達80 ℃以上），管道自腐蝕電位較低，所需外加陰極保護電流密度較大，而設計的陰極保護電位過高，未對埋地保溫管道產生有效保護，也是導致該管線發生嚴重外腐蝕的主要原因。

3.3 服役時間過長，管輸溫度過高

如前所述，該高溫稠油輸送管線防腐層材料采用氯磺化聚乙烯，其長期使用的溫度范圍一般為-40～93 ℃[16]。而該管線的出站溫度高達92 ℃，已經接近防腐層使用的溫度上限，并且該管線從1991年投入使用，已經服役28 年，防腐層老化嚴重（圖2）。當防護層破損、保溫層進水后，由于稠油輸送管道管輸溫度過高，管道腐蝕加劇，就碳鋼和低合金鋼而言，保溫層或絕緣層下最具破壞性的腐蝕溫度范圍為60～120 ℃[4]，而該管線保溫層內的管道溫度正處于腐蝕的敏感溫度區間（如該管線在20 km 末段的保溫層溫度為69 ℃）。

因此，由于陰極保護電流屏蔽，距離防護層破損點（或滲水點）一定距離的管道表面（防腐層漏點或老化處）會發生吸氧腐蝕。而防腐層老化剝離或破損誘發的氧濃差電池，以及腐蝕過程所導致閉塞效應，則會加速遠離防護層破損點管道表面發生腐蝕的嚴重程度，上述檢測結果也證實，分析管段嚴重腐蝕部位距離防護層破損點約10 cm，這主要由管道運行溫度和滲入介質的電阻率決定。

3.4 微生物腐蝕的協同促進作用

上述檢測結果表明，防腐保溫層內含有較高數量的SRB、FB 和TGB，無論是TGB，還是SRB，在特定的環境條件下，都會與析氧腐蝕（如TGB 在防護層破損處附近，含氧較高）以及析氫腐蝕（如SRB 在遠離防護層破損處（含氧較低））產生明顯的協同作用，從而促進高溫稠油輸送管道的腐蝕，尤其是局部腐蝕（點蝕）的發生。

4 防治措施

4.1 改進補口設計及補口技術

腐蝕管段的宏觀檢測表明，在補口搭接片處出現滲水痕跡，并且在補口處未安裝防水帽，當補口位置發生滲漏時，導致土壤水介質沿管道軸向滲入是造成管體腐蝕的主要原因。因此，改進補口設計（如添加防水帽）及補口技術（如改善搭接片的連接工藝）對預防稠油輸送管線的腐蝕具有重大作用。

4.2 合理選擇防腐層材料

埋地管道通常采用陰極保護+涂層的聯合保護方式，涂層絕大多數采用有機涂層。氯磺化聚乙烯由于具有優異的耐候性、難燃性和耐腐蝕性等，被廣泛用于油氣輸送管道和儲罐的防腐涂料[17]。但其長期使用的溫度范圍為-40 ℃～93 ℃，并且在較高溫度環境中耐濕熱老化性能較差。研究表明，常用的氯磺化聚乙烯涂層在年平均30.3 ℃的運行溫度條件下，使用壽命不超過20 年[18]。而目前新疆油田稠油輸送管道的管輸溫度普遍在60 ℃以上，這將會加速氯磺化聚乙烯涂層的老化過程，使用壽命大大降低。環氧酚醛涂料防腐蝕性能優異，易于施工和維修，其最高適用溫度可高達150 ℃，耐濕熱老化性能強，可以作為高溫稠油輸送管道的防腐層材料。

4.3 改進陰極保護技術

4.3.1 選擇合適的陰極保護方式

高溫稠油輸送管道的防腐保溫復合結構具有極強的陰極保護電流屏蔽作用，從而使目前外加電流的陰極保護技術無法實施有效保護。關于埋地保溫管道陰極保護技術的改進措施主要有三種方式：

（1）采用固體電解質以實現外加電流陰極保護[7]。但該方法施工、維修程序復雜，成本高，在長距離管線上的適用性較差，僅適用于小距離管段的腐蝕防護（如穿越管線套管內的管道防護）。

（2）噴涂犧牲陽極涂層。目前，對于埋地高溫輸送管道，可使用的比較經濟的犧牲陽極涂層主要為熱噴鋁涂層（TSA）及冷噴鋁涂層（CSA）[19]，但涂層質量難以控制，使用壽命較短、價格較高，并且其與有機涂層聯合使用時（作用原理類似于犧牲陽極+涂層的聯合保護措施），由于涂層下局部析H2，容易導致有機涂層鼓泡、開裂。

（3）直接將犧牲陽極安裝在保溫層內。可對進水后的保溫管線進行陰極保護，適合于安裝在保溫層內的犧牲陽極包括帶狀陽極和片狀陽極。帶狀陽極可沿管線軸向鋪設，保護距離長，但其會對防腐保溫管道的制造工藝、安裝和維修過程產生嚴重影響；基于油井套管手鐲式犧牲陽極保護實施方式的啟發，新疆油田油氣儲運分公司研發了瓦片式鋁合金犧牲陽極，在埋地保溫管道維修過程中，將其安裝在補口位置，現場應用效果良好，該技術已經在新疆油田部分稠油輸送管道上推廣使用（圖10）。

圖10 瓦片式鋁合金犧牲陽極的現場應用Fig.10 Field application of tiled aluminum alloy sacrificial anode

4.3.2 制定適用于高溫稠油輸送管道的陰極保護準則

目前，相關標準的陰極保護準則[10]，對于高溫稠油、超稠油埋地保溫管道（如溫度高于60 ℃），還沒有準確的最小保護電位參照依據，并且其不推薦使用100 mV 的極化電位差準則。鑒于溫度升高后碳鋼和低合金鋼埋地管道腐蝕加速，最小保護電位顯著負移這一特點，依據金屬腐蝕電化學熱力學和動力學理論，結合室內及現場試驗驗證，應盡快制定出適用于高溫稠油輸送管道的陰極保護準則，如最小電位準則或極化電位差準則，以充分發揮陰極保護的技術優勢，保障高溫稠油輸送管道安全運行。

4.4 選擇合理的防腐層、管體狀態監（檢）測技術

選擇合理的監測和檢測技術是避免高溫稠油輸送管道發生腐蝕失效的重要手段。防腐層是保溫層進水后，防止管道腐蝕的第一道防線。目前，國內外對埋地管道防腐保溫層狀況的檢測，廣泛應用PCM 法（交流電流衰減法）和DCVG 法（直流電位梯度法），其均為依靠檢測漏點產生的信號強度，判斷防腐層質量。但對于保溫管道，由于其結構特性，同樣會對檢測電流產生屏蔽作用，檢測結果主要反映防護層破損狀況，無法準確判定防腐層真實質量的優劣。

一些經過驗證的無損檢測技術，如遠程超聲導波技術（UT）、X 射線輪廓測量技術、計算機X 線成像技術（CR）以及脈沖渦流檢測技術（PEC）等[16，20]，常用來檢測或監測埋地保溫管道的腐蝕狀況。但是，不同的檢測方法具有不同的優缺點，目前，僅有X 射線輪廓測量技術和UT 技術具有一定的工程應用價值，但X 射線輪廓測量技術的輻射源對人身健康有很大影響，檢測效率低、工作量大；UT 技術（主要應用于地面管道）的檢測信號衰減嚴重，檢測距離短，易受管道埋深、管網結構以及其他設備的影響，檢測結果與管道實際腐蝕狀況差別較大，難以推廣應用。

新疆油田油氣儲運分公司利用高清晰漏磁內檢測器，結合保溫層腐蝕預警系統（保溫層進水后，兩種不同的金屬片會產生電位差），對高溫稠油輸送管道外腐蝕狀況進行監測和驗證，效果顯著，從而在最大程度上避免或減緩了保溫層下的腐蝕對高溫稠油輸送管道運行所帶來的危害。

4.5 采用緩蝕劑防腐技術

緩蝕劑防腐技術可以作為埋地保溫管道的備用保護方法，目前，國內外較常采用氣相緩蝕劑保護方法。氣相緩蝕劑是一種揮發性化合物，其可在金屬界面形成穩定的鍵，防止腐蝕介質滲透到金屬表面，但其加注方式較為復雜，如需要重力供給系統或便攜式噴射泵。對于高溫稠油輸送管道，添加固體緩蝕劑是最為有效的緩蝕劑防腐技術，在防腐保溫管道施工或維修過程中，將固體緩蝕劑投加在補口位置，一旦防腐保溫層進水，固體緩蝕劑中快速釋放組元很快釋放出足夠量的緩蝕劑，對管道實施短期有效保護；而固體緩蝕劑中的慢速釋放組元在整個維修周期內可以緩慢不間斷釋放少量緩蝕劑，以達到長期保護目的。室內模擬新疆油田某稠油輸送管道腐蝕環境，試驗溫度80 ℃，固體緩蝕劑添加5 000 mg/L 時，緩蝕率達到73%，腐蝕速率降低到0.074 8 mm/a，表現出了良好的緩蝕性能。緩蝕劑的針對性較強，因此在現場使用時，還需進行進一步的相關評價工作。

5 結論

（1）新疆油田某稠油輸送管道檢測管段在補口位置未安裝防水帽，搭接片處出現明顯滲水痕跡，土壤水介質沿管道滲入導致整個滲水管段的中下部發生較為嚴重的腐蝕。

（2）腐蝕最嚴重部位位于管道周向135°～180°，距補口滲水處10 cm；管道最小剩余壁厚為4.54 mm，最大點蝕深度為2.51 mm，管道底部力學性能顯著降低。

（3）陰極保護電流屏蔽、最小陰極保護電位過高，以及管道服役時間過長、管輸溫度高是導致該稠油輸送管道發生腐蝕的主要原因。

（4）從陰極保護實施方式和準則、防腐層材料選擇、緩蝕劑防腐技術等方面提出了相應防治措施。