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華南某天然氣管道內腐蝕分析

2021-03-19 11:20:27 作者：韓彬1羅杰2陳智3何仁碧1陳釩1 孟濤1 來源：中國特種設備檢測研究院 2中海廣東天然氣有限責任公司分享至：

前言

近年來，管道由于內腐蝕造成的事故頻頻出現。內腐蝕使管道局部厚度減薄，管道承壓能力降低，嚴重情況下可能發生泄漏事故，是影響管道安全的主要因素。新疆雅克拉氣田集輸管道2005年投產至2009年5月，發生腐蝕穿孔28次。內檢測是發現管道內腐蝕的可靠方法，不具備內檢測的管道內腐蝕檢測標準已經制訂。何悟忠，賀紅萍提出了慶鐵輸油管道外腐蝕的機理和腐蝕分布規律，得出了腐蝕嚴重管道分布有往坡上和坡下集中的傾向。楊鵬等提出了基于可靠性的陸上天然氣管道腐蝕失效評價方法，詳細闡述了該方法中理論模型的分析過程以及關鍵參數。李天成調研了榆濟天然氣管道輸送天然氣成分、清管記錄等服役情況，指出CO2腐蝕是造成榆濟天然氣管道內腐蝕的主要原因。李寧全面分析了天然氣管道內腐蝕的原理和直接評價技術，指出未來需要對管材、氣體質量、輸送工藝和新型緩蝕劑做進一步研究，還需對內腐蝕評價技術進行完善，以最大限度的減少內腐蝕對天然氣管道的危害。本文從管道清管產物、管道高程的角度出發，分析了華南某天然氣管道內腐蝕成因，提出了天然氣管道在建設、檢測和運行維護中注意的問題。

1 管道概況

華南某天然氣管線前半段投產于2007年9月，后半段完工于2014年12月，投產于2018年9月。長度18.4km，規格φ508×9.5/11.9/12.7mm，材質為L360，設計壓力4MPa，輸送介質為天然氣，工作溫度為常溫。某單位于2018年12月對其進行了漏磁內檢測帶IMU（坐標測量），在清管過程中，泡沫球沒有吸水，其他清管器暫無發現有明水。

2 腐蝕統計分析

經過對檢測數據的分析發現93.11%的缺陷為內腐蝕，且主要分布在里程為16公里至18公里區間內，即管道的后半段，從管道完工到投產間隔4年。金屬損失程度都在20%wt以下（圖1）。

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圖1 內腐蝕里程分布圖

內腐蝕點鐘主要分布在管道兩側，以2點鐘和8至10點鐘居多（圖2和圖3）。

圖2 內腐蝕點鐘分布圖

圖3內腐蝕點鐘分布個數圖

3 成因分析

（1）清管產物分析

表1 清管產物組分表

（2）內腐蝕點高程分析清管過程中產生大量的黑粉等雜質，表1是取樣分析后的組分表。從組分表中可以看出，組分中以Fe2O3和SiO2為主。

圖4 內腐蝕點高程圖

以特征點所在里程為橫坐標，相對應點的高程為縱坐標得到圖4。紅色區域內為內腐蝕集中區域，可見內腐蝕點在高程相對低的區域。

（3）內腐蝕成因分析

根據產物成分分析，推斷Fe2O3 是由于管道與空氣中的O2發生吸氧腐蝕或者腐蝕產物被氧化而產生的。排除管線運行投產前未被腐蝕，且投產后現場操作工藝中也不會導致氧的進入。初步判定是管道在試壓用水時，試壓用水沒有除氧，管道未及時進行置換，造成管道中氧氣存在。清管過程中沒有發現明水，判定水是在在水壓試驗或者清管掃水后對管道干燥不及時不充分，如此本條管道殘留水在靠近管道末端高程低處形成聚集。在GB50251中11.3.1要求管道的干燥應在試壓、清管掃水結束后進行，但并未明確具體的時間間隔。處于水面附近管道內表面各處由于空氣的充足程度不同而造成氧氣濃度不同，如此形成的氧濃差電池致使金屬產生腐蝕，電極反應如下：

陰極：O2+H2O+4e→4OH-

陽極：Fe-2e→Fe2+

如此就在管道末端高程低處形成了內腐蝕集中區域，內腐蝕點的點鐘方向在3點鐘和9點鐘附近居多。管道從建成到投用之間間隔將近4年，為內腐蝕的發生提供了上述各種條件。由于此處管道處于水庫、魚塘集中區段，難以開挖，在地貌改變后盡快開挖。建議下次檢測對此區域段進行數據比對，全面準確掌握其腐蝕發展情況。

4 結論

本文通過分析內檢測完成后天然氣管道內腐蝕原因，對管道建設、檢測和安全運行提出以下建議：

（1）在管道試壓用水用干凈水源，加以除氧劑等。管道干燥時間在相關標準和施工規范中加以明確；

（2）管道檢測中高度重視內腐蝕的危害，具體分析其產生的原因采取合適措施控制內腐蝕產生和加重；

（3）對管道高程低等容易積水處，建議將其列為高風險區進行升級管理；

（4）管道日常清管過程中發現有明水情況下，增加清管頻率。

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