蒋 志 杜 涓 马 蠡 沈武冬 唐 诗 徐 梅 张昌会 周 清
(1. 中国石油 西南油气田分公司川中油气矿工艺研究所,四川 遂宁 629000;2. 中国石油 西南油气田分公司川中油气矿管道与销售部,四川 遂宁 629000)
随着外防腐层加强制电流(或牺牲阳极)阴极保护的防腐技术在管道保护的广泛运用,同时也伴随着在设计时未考虑生产介质影响、运行管理中未加强监控等方面的问题。由于生产介质存在高矿化度盐水,致使部分埋地集输管道外防腐中的绝缘接头附近非保护端管线产生严重内腐蚀。本文拟通过分析四川某须家河气藏阴极保护绝缘接头附件管线内腐蚀现状,分析内腐蚀原因,提出了相应的解决措施和技术思路。
根据绝缘接头附近管线失效统计(如表1所示),四川某须家河气藏2013年以来失效3次,最短5年失效,最长7年,平均6年。平均腐蚀速率达到0.8967mm/a。还存在有些缘接头附近管线暂未失效,但有内腐蚀腐蚀的情况。
根据气田水检测报告,发生非保护端钢质管线内腐蚀的气田水矿化度高,平均为202.99g/L,气田水矿化度高,会造成严重腐蚀[1]。当矿化度在0~170g/L时,随矿化度的增加,腐蚀速率成倍增加;当矿化度达到170~258g/L时,腐蚀速率略微减少,但不明显;当矿化度大于258g/L时,腐蚀速率再次增大。
气田水矿化度高,电阻率就低,导电能力强。
该气田采用气液混输模式,有的管道输水量大,有的高达60方/天,或输水量虽不大,但产气量小,携液能力弱,在低洼处也容易形成连续导电液体,导电时间就长。
若管道输送的介质中均含有高矿化度气田水,气田水在平行于管道安装的绝缘接头处极易形成电路通路。造成不利于防腐的因素:
(1)致使绝缘接头导通漏电,失去电绝缘效果,使大量电流通过站上设备流失,导致阴极保护站阴保系统输出电流大增大或牺牲阳极损耗加大;
(2)导致绝缘接头附近管线内腐蚀,造成较大安全风险。
表1 输送高矿化度集输管道绝缘接头附近管线内腐蚀情况
在管道内存在大量连续的导电液体前提下,当存在阴极保护时,会大大加快绝缘接头附近非保护端内腐蚀速率。
(1)外加强制电流机理
阴极保护电流从辅助阳极地床中进入土壤,由于站场内存在仪表、设备接地,以及防腐层破损点,接地电阻很小,部分阴极保护电流会通过站场内的接地极或防腐层破损点进入管道,并向绝缘接头处流动。如果绝缘接头性能良好,且管道内部没有导电介质,如图1所示,就不会产生严重内腐蚀。但如果管道内部有导电介质,如图2所示,该电流将跨过绝缘接头进入保护侧管道,从而形成电流回路,在非保护侧电流离开管道的位置,会发生严重内腐蚀[2];
图1 阴极保护示意图
图2 输送高矿化度盐水的管道外加电流阴极保护
(2)牺牲阳极机理
牺牲阳极腐蚀机理与外加强制电流腐蚀机理类似。牺牲阳极正离子离开阳极表面进入土壤,电子通过导线进入管道。
根据腐蚀机理和实际情况(如表1所示),可以看出,管道内腐蚀主要发生在绝缘接头非保护侧焊口6~7点钟位置,主要是由于焊口缺陷相对较多,是腐蚀的薄弱环节;6~7点钟方向位于管道低洼位置,积液较多,容易导致电流形成通路。
(1)选择具有足够机械强度的绝缘接头,安装采用竖直或倾斜安装,避免水平安装时形成高矿化度盐水堆积导通电流;
(2)加强腐蚀监测。尽量将绝缘接头安装在地面以上,或安装在阀井中,使绝缘接头两侧处于空气中,方便定期进行测厚或其它无损检测(尤其是焊口及热影响区6~7点钟方向附近等易发区域),监控腐蚀发生的情况,对发现问题的及时进行整改更换;
(3)对强制电流或牺牲阳极,在符合一定条件时,可采用绝缘接头跨接方案;
(4)绝缘短管方案,由于输气(水)压力较高,可在两个绝缘接头中间串入一长段金属管道(内衬绝缘涂层或绝缘材料)。
W.V贝克曼等所著《阴极保护手册》指出随着管径增大和输送介质导电性增加,内部腐蚀的危险性增强[3]。
壳牌公司规定绝缘短管长度应遵守以下原则。
如果电解液的电阻值高于100Ω.cm,或者电解液体积不到管道容量的5%,那么绝缘短管的全长应是管道直径的4倍,最小值为1m。
如果电解液的电阻值低于100Ω.cm,或者电解液体积超过管道容量的5%,那么绝缘短管长度应按以下公式计算:
L=短管长度(cm);P=电解液阻值(Ω.cm);D=管道外径(cm)
由此经验公式可以看出,对于输送高矿化度气田水的管道,直径108mm的管道,输送饱和NaCl溶液的管道,溶液电阻率为2Ω.cm,则绝缘短管的长度应为21.6m,此长度的绝缘短管的制造与安装会耗费巨大人力物力,一般不推荐。