大庆头台油田埋地管线腐蚀调查分析

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第27卷第8期2006年8月

腐蚀与防护

CORROSION&PROTECTION

Vol.27　No.8August2006

大庆头台油田埋地管线腐蚀调查分析

石伟海1,方华1,唐振峰2

(1.大庆石油学院,大庆163318;2.大庆市汇通无损检测技术服务有限公司,大庆163300)

摘　要:对使用多年的埋地管线进行腐蚀调查很有必要。通过对大庆头台油田采油1区2号5阀组间至5785油井和5786油井的单环管线的管地电位、土壤电阻率、防腐绝缘层电阻率、壁厚等项目的测试,调查分析了管线的腐蚀状况,并进行了开挖验证。由于外防腐保温层破损,导致聚氨酯保温层进水,使管道局部发生了电化学腐蚀。由此提出了局部修复加阴极保护的建议。关键词:管线;腐蚀;对策

中图分类号:TE988　　　文献标识码:B　　　文章编号:10052748X(2006)0820415202

CORROSIONOFTHEBURIEDPIPELINEININGIOILFIELD

SHIWei2hai1,FANGHa122

(1.DaqingPetroleumInstitute,,;NDTTechniqueand

,,,China)

Abstract:The,suchaspipelinepotential,soilresistivity,resistivityofthe

anticorrosionandlayer,andthicknessoftheringpipelinesconnectingtheNo.2-5valvegroupstoNo.5785andNo.5786oilwellsinNo.1oilproductionareaofDaqingOilField,indicatedthatthedamageofthesurfaceanticorrosionandheatinsulatinglayerresultedinthewaterenteringtothepolyurethaneheatinsulatinglayerandcausedthelocalelectrochemicalcorrosioninpipelines.Aprotectionmethodsoflocalrepairpluscathodicprotectionwasproposed.

Keywords:Pipeline;Corrosion;Countermeasure

1　概　况

大庆头台油田采油1区2号5阀组间至5785油井和5786油井的单环管线,始建于1994年6月,管线规格为<60mm×5mm,材质为20钢,外部采用聚氨酯泡沫塑料保温,保温层厚度为40mm,调查管线总长为630m。由于管线运行多年,为了防止管线因腐蚀而发生事故,造成停工停产,针对该管线开展了腐蚀调查。

#

2.3　土壤电阻率测试

使用ZC28型接地电阻测试仪,按每20m为一测试点进行测试。

2.4　管线外防腐层绝缘电阻率测试

采用英国雷迪公司生产的PCM测试系统,每20m为一测试点进行测试,数据处理采用雷迪公司

配套的检测软件。2.5　外防腐层漏点测量

采用大庆市汇通无损检测技术服务有限公司生产的HT2VI型埋地管道防腐层探测检漏仪,每20m为一测试点进行测试。

2　调查项目及方法

2.1　管线走向定位测量

采用美国GPS全球卫星定位仪确定被测管道

的坐标点,绘制被测管道走向图。2.2　管地电位测试

使用数字万用表、Cu/CuSO4参比电极,每20m设一测试点进行测试。

收稿日期:2005211230;修订日期:2005212213

3　调查结果及腐蚀原因分析

3.1　调查结果

通过检漏仪检测在阀组间至5785井的19号测试点和5785井至5786井14号测试点处显示有漏点。对照管地电位检测结果可以看出,该两处管地

电位偏低(见图1)。从该处土壤电阻率测试结果看,

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石伟海等:大庆头台油田埋地管线腐蚀调查分析

表1　阀组间-5785井防腐层绝缘电阻率Rg统计表

具体位置

10～50m50～110m110～170m170～200m

(a)　阀组间-5785

井

200～250m250～300m300～330m330～370m370～380m

Rg,kΩ?m2

结果评价良

可良可可良可差劣

5.108834.104865.680394.106343.065235.755313.057862.18325<0.01

表2　5785井-5786井防腐层绝缘电阻率Rg统计表

具体位置

(b)　　5785井-5786井

10～40m40～～150m150～180m180～200m200～240m240～250m

Rg,kΩ?m2

结果评价可

良可可劣可可差劣

4.3.07686<0.014.085674.109502.09821<0.01

图1　管地电位走势图

该两处管段土壤电阻率分别为21.66Ωm12148Ω?m,2g1000Ω?m2,(见表1,表2),综合以上几点因素判定该两处为防腐层漏点。经开挖验证,两处聚氨酯防腐保温层均破损进水,剥掉防腐保温层后,观察到两处管壁均已发生局部腐蚀,经采用超声波测厚仪对腐蚀处的管壁厚度分上、下、左、右四点测量,两处测量结果分别为4.8mm、414mm、4.6mm、4.6mm和4.4mm、4.2mm、413mm、4.3mm,其他管段状况良好。根据SY/T0087-1995《钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准》综合评

定该被调查管线,发现除两处漏点、局部腐蚀较严重

外,其余总体腐蚀程度为轻微腐蚀。3.2　腐蚀原因分析

根据该管线调查及运行资料分析,造成该管线发生两处局部腐蚀的原因是由于聚氨酯保温层破损进水,对管体金属造成了腐蚀。

保温层破损的可能原因有:①保温层发泡不均,造成空壳、偏壳;②热收缩套补口不符合标准,补口搭接长度不够,加热不均匀,烘烤不够,热收缩套未硬化,胶未溢出;③补口发泡压力不够,造成质松,闭孔率低,易浸水;④在施工中,原聚氨酯保温层内已经积水;⑤新管线下沟时或回填石头时砸坏管壳。

(a)　阀组间-5785

井

4　修复建议

在不考虑内壁腐蚀的情况下,对该被测管段采

取一定修复措施,保证其防护层完整性的前提下,该管段可继续使用,建议采取如下修复措施:

(1)防腐维修。对存在防腐层破损点的管段,应及时采取必要的措施,进行防腐保温修复,由于原破损点处进水对管道造成腐蚀,修复时应将破损点

(下转第421页)

(b)　　5785井-5786井

图2　土壤电阻率走势图

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杜艳霞等:输油泵站区域性阴极保护实施中的问题

5.3　系统参数波动

华东输油,1996,19(1):1～5.

[6]　孙希功,王芷芳.东营原油库区域性阴极保护[J].油

由于站区阴极保护的对象和电流漏失点大多为地表接地处,阴极保护系统运行受地表湿度影响较大。由于地表含水量直接影响到设施的接地电阻,导致各极化回路电阻随之变化,不可避免地造成了系统参数的波动。特别是降水季节,这种波动尤为频繁。接地设施越多,波动幅度越大。要解决该问题,应设专人管理,勤于维护,根据保护电位测试情况及时调整运行参数。

参考文献:

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1999.

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应用[J].石油化工腐蚀与防护,2003,20(6):40～42.

[8]　夏于飞,陈学江.区域性阴极保护技术在我公司的应

用[R].石化管理,1999,1:17～20.

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华北石油设计,2000,59:22～23.

[10]　马效忠,裴润有.陇东油区区域阴极保护技术[J].油

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[11]　邓和平.涠洲油、气终端处理厂阴极保护工程实践

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[12]　梁旭魏,吴中元,等.油田区域性阴极保护计算机辅

助优化设计研究[J].,1998,17

(5)～94.

[　,,电出版社,1986.

[3]　张俊义,刘志刚,等.区域性阴极保护实施过程中的几

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[4]　王瑞琪,刘秀云.[J],1995.

[5]　胡正飞,夏于飞.[J].

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,王勇才.区域性阴极保护模型寻优过程平稳

性及其改进[J].天津纺织工学院学报,1998,17(5):

95～98.

(上接第386页)

[2]　贾佐城.以镍代钴碳化钨基硬质合金的发展[J].粉末

(上接第416页)

两侧各延长1m进行重新防腐保温处理,防腐等级采用特加强级。

(2)阴极保护。对维修后的管道全线施加阴极保护,使全线保护电位达到-0.85V(vsCu/CuSO4)以上,定期进行管线检查测试,不断监测阴极保护效果,延长管线使用使命,进而降低成本,提高经济效益,保证安全生产。

参考文献:

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(2):10～15.

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腐蚀现状调查[J].全面腐蚀控制,2004,18(3):23～

26.

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