王磊++劉斌

DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.25.051

摘 要：天然氣集輸場站工藝管道介質中含有硫化氫、二氧化碳等有害成分，近年來多次造成集輸場站非計劃停工情況，而常規(guī)腐蝕檢測多從經(jīng)驗出發(fā)，采用超聲波測厚等檢測方法，檢測針對性不強，因而急需找到一種高效、準確地對內(nèi)腐蝕、外腐蝕、沖刷腐蝕等造成的天然氣集輸場站腐蝕部位進行檢測的方法，本文通過分析天然氣集輸場站工藝管線腐蝕泄漏的原理及主要影響因素，提出采用多相流、臨界流速等方法確定工藝管道中易腐蝕的管道和部位，針對不同的部位采用有針對性的檢測方法的檢測思路及流程。

關鍵詞：天然氣集輸場站 內(nèi)腐蝕 外腐蝕 檢測

中圖分類號：TE98 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2017）09（a）-0051-03

天然氣集輸場站隨著天然氣中硫化氫、二氧化碳等含量的升高，工藝管道因腐蝕泄漏導致非計劃停工的次數(shù)不斷增多，造成較嚴重的安全、經(jīng)濟、環(huán)境影響。而常規(guī)工藝管道的腐蝕檢測多從經(jīng)驗出發(fā)，采用對彎頭、三通等部位的定點測厚等檢測方法進行檢測，檢測針對性不強尤其是架空、埋地部分的工藝管道由于受條件限制檢測難度大、效果差。因而如何對工藝管線的不同腐蝕類型、腐蝕缺陷的分布部位采用更有針對性的檢測方法進行檢測，從而掌握管線的真實腐蝕情況，從而成為控制腐蝕失效，保證生產(chǎn)安全運行的關鍵。

1 天然氣集輸場站管道腐蝕原理及主要影響因素

天然氣集輸場站管道腐蝕包括內(nèi)腐蝕、外腐蝕、沖刷腐蝕等類型。

1.1 內(nèi)部腐蝕

由天然氣的高危性物料分析可以看出，場站主要工藝單元的設備介質中通常含有微量的CO2、H2S和H2O，因此可能發(fā)生以H2S+CO2+H2O腐蝕為主的電化學腐蝕。

（1）H2S腐蝕機理。

干燥的硫化氫[1]對金屬材料無腐蝕破壞作用，但溶解于水后則具有極強的腐蝕性。

H2S溶于水后立即電離而呈酸性：

H2S→H++HS-

HS-→H++S2-

上述反應釋放出的氫離子是強去極化劑，易在陰極奪取電子，從而促進陽極溶解反應而導致鋼材腐蝕。陽極反應的產(chǎn)物硫化鐵（FeS）與鋼材表面的粘結力差時，易脫落且易被氧化，于是作為陰極與鋼材基體構成一個活性微電池，繼續(xù)對基體進行腐蝕。

（2）CO2腐蝕機理。

干燥的CO2同樣對金屬材料無腐蝕作用，但溶解于水后會促進化學腐蝕。就本質而言，二氧化碳[2]水溶液（碳酸）中的腐蝕是電化學腐蝕，具有一般的電化學腐蝕特征，按不同溫度，CO2對碳鋼的腐蝕作用不同。

（3）CO2和H2S共存條件下的腐蝕。

在CO2和H2S共存的環(huán)境中，一般來說，H2S控制腐蝕的能力較強，少量H2S存在就會對CO2腐蝕產(chǎn)生明顯影響；在溫度低于60℃或高于240℃，通常認為FeS膜會變得不穩(wěn)定且多孔，從而加速鋼材腐蝕。

1.2 外部腐蝕

工藝管線的外部腐蝕主要是來自于大氣腐蝕（架空）或土壤腐蝕（埋地）。架空管線在大氣環(huán)境中在涂層有效性下降時會遭受腐蝕，其腐蝕速率與大氣成分、濕度、溫度有關；當空氣相對濕度低于50%時腐蝕速率較低，空氣相對濕度超過60%時腐蝕能力較強。

土壤腐蝕的主要影響因素是電阻率、含氧量、鹽分、含水量、pH值、溫度、微生物、雜散電流等。

1.3 沖刷腐蝕

沖刷腐蝕的主要影響因素是沖擊角，速度，流體的物理性質，顆粒的大小、形狀、硬度，沖刷時間，環(huán)境溫度，材料表面性能，材料硬度等，其中沖擊角、速度對沖刷腐蝕影響較大。

（1）沖擊角。

沖擊角指粒子入射軌跡與材料表面的夾角，通常約在30℃沖擊角時沖蝕率最大。

（2）速度。

美國石油協(xié)會制定出適合油氣開采過程的臨界流速計算公式[3]：

式中，V為可以接受的最大速率（ft/s）；

ρ為運行壓力、溫度條件下的流體密度；

Ce為系統(tǒng)取值。

可見流速對沖蝕率具有決定性的影響，從某種程度來講，控制了流速就控制了沖蝕率。

2 管道腐蝕檢測的重點檢測部位及檢測流程

根據(jù)天然氣集輸場站管道腐蝕原因結合美國管道與危險材料安全管理委員會（PHMSA）出版的最終輸配完整性管理方案規(guī)則（簡稱DIMP）把天然氣集輸場站工藝管道重點檢測部位歸納如表1所示，檢測工藝流程圖如圖1所示。

3 管道腐蝕檢測技術應用

3.1 內(nèi)腐蝕、沖刷檢測檢測

（1）多相流模擬及臨界流速計算。

利用多相流模擬軟件，結合某場站工藝管線的運行參數(shù)情況（包括溫度、壓力、含砂含水等），通過Pipe Phase軟件進行建模計算，可以得到每一條管道的內(nèi)腐蝕速率和臨界流速。預測管道的內(nèi)腐蝕速率在0.066～0.132mm/a之間（計算參數(shù)：建模參數(shù)k取0.05～0.1，防蝕劑系數(shù)CI取1，溫度取294.3K，CO2分壓取0.156MPa（3%）），為輕度到中度腐蝕。超臨界流速管線表見表2，腐蝕速率為中度腐蝕的管線表見表3。

（2）重點檢測部位確定及檢測。

分析管道的內(nèi)腐蝕及沖刷腐蝕因素，根據(jù)所得預測的內(nèi)腐蝕速率和沖刷腐蝕程度的大小，選擇內(nèi)腐蝕速率和沖刷腐蝕程度大的管道進行內(nèi)腐蝕檢測，檢測點選取表見表4。

對選取的7個點進行內(nèi)腐蝕、沖刷腐蝕檢測，發(fā)現(xiàn)3#點壁厚無明顯變化，6#、7#點腐蝕速率為0.16mm/a，1#、2#、4#、5#點最大腐蝕量均大于2mm，其中4#檢測點的腐蝕量為3.8mm（常規(guī)檢測對4#檢測點的腐蝕量為1.8mm），最小壁厚0.7mm。

3.2 外腐蝕檢測

通過對場站架空管線的宏觀檢查，埋地管線的土壤腐蝕性、破損點檢測，確定對埋地管線的10個破損點和架空管線4處涂層有效性下降位置進行外腐蝕檢測。檢測發(fā)現(xiàn)抽查管線防腐層存在局部腐蝕現(xiàn)象，腐蝕量為1.4mm（常規(guī)檢測的腐蝕量為0.9mm）。

4 結語

通過對天然氣集輸氣場站腐蝕原因、重點檢測部位的分析，建立起場站管道腐蝕檢測流程，并通過對典型天然氣集輸氣場的腐蝕檢測應用，證明新的腐蝕檢測流程、方法，檢測針對性強、缺陷檢出率高、效果好，可以實現(xiàn)對場站工藝管線的快速、準確檢測。

參考文獻

[1] 柳毅.淺析硫化氫腐蝕機理及影響因素[J].自然科學，2016（8）：93.

[2] 李春福，王斌，張穎.油氣田開發(fā)中CO2腐蝕研究進展[J].西南石油大學學報，2004，26（2）：42-46.

[3] S.J.Svedeman，K.E.Arnold，李智利.沖蝕與腐蝕運行環(huán)境下多相流管道設計準則[J].油氣儲運，1996，15（4）：48-50.endprint