华南某天然气管道内腐蚀分析

2021-03-19 11:20:27 作者：韩彬1罗杰2陈智3何仁碧1陈钒1 孟涛1 来源：中国特种设备检测研究院 2中海广东天然气有限责任公司分享至：

前言

近年来，管道由于内腐蚀造成的事故频频出现。内腐蚀使管道局部厚度减薄，管道承压能力降低，严重情况下可能发生泄漏事故，是影响管道安全的主要因素。新疆雅克拉气田集输管道2005年投产至2009年5月，发生腐蚀穿孔28次。内检测是发现管道内腐蚀的可靠方法，不具备内检测的管道内腐蚀检测标准已经制订。何悟忠，贺红萍提出了庆铁输油管道外腐蚀的机理和腐蚀分布规律，得出了腐蚀严重管道分布有往坡上和坡下集中的倾向。杨鹏等提出了基于可靠性的陆上天然气管道腐蚀失效评价方法，详细阐述了该方法中理论模型的分析过程以及关键参数。李天成调研了榆济天然气管道输送天然气成分、清管记录等服役情况，指出CO2腐蚀是造成榆济天然气管道内腐蚀的主要原因。李宁全面分析了天然气管道内腐蚀的原理和直接评价技术，指出未来需要对管材、气体质量、输送工艺和新型缓蚀剂做进一步研究，还需对内腐蚀评价技术进行完善，以最大限度的减少内腐蚀对天然气管道的危害。本文从管道清管产物、管道高程的角度出发，分析了华南某天然气管道内腐蚀成因，提出了天然气管道在建设、检测和运行维护中注意的问题。

1 管道概况

华南某天然气管线前半段投产于2007年9月，后半段完工于2014年12月，投产于2018年9月。长度18.4km，规格φ508×9.5/11.9/12.7mm，材质为L360，设计压力4MPa，输送介质为天然气，工作温度为常温。某单位于2018年12月对其进行了漏磁内检测带IMU（坐标测量），在清管过程中，泡沫球没有吸水，其他清管器暂无发现有明水。

2 腐蚀统计分析

经过对检测数据的分析发现93.11%的缺陷为内腐蚀，且主要分布在里程为16公里至18公里区间内，即管道的后半段，从管道完工到投产间隔4年。金属损失程度都在20%wt以下（图1）。

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图1 内腐蚀里程分布图

内腐蚀点钟主要分布在管道两侧，以2点钟和8至10点钟居多（图2和图3）。

图2 内腐蚀点钟分布图

图3内腐蚀点钟分布个数图

3 成因分析

（1）清管产物分析

表1 清管产物组分表

（2）内腐蚀点高程分析清管过程中产生大量的黑粉等杂质，表1是取样分析后的组分表。从组分表中可以看出，组分中以Fe2O3和SiO2为主。

图4 内腐蚀点高程图

以特征点所在里程为横坐标，相对应点的高程为纵坐标得到图4。红色区域内为内腐蚀集中区域，可见内腐蚀点在高程相对低的区域。

（3）内腐蚀成因分析

根据产物成分分析，推断Fe2O3 是由于管道与空气中的O2发生吸氧腐蚀或者腐蚀产物被氧化而产生的。排除管线运行投产前未被腐蚀，且投产后现场操作工艺中也不会导致氧的进入。初步判定是管道在试压用水时，试压用水没有除氧，管道未及时进行置换，造成管道中氧气存在。清管过程中没有发现明水，判定水是在在水压试验或者清管扫水后对管道干燥不及时不充分，如此本条管道残留水在靠近管道末端高程低处形成聚集。在GB50251中11.3.1要求管道的干燥应在试压、清管扫水结束后进行，但并未明确具体的时间间隔。处于水面附近管道内表面各处由于空气的充足程度不同而造成氧气浓度不同，如此形成的氧浓差电池致使金属产生腐蚀，电极反应如下：

阴极：O2+H2O+4e→4OH-

阳极：Fe-2e→Fe2+

如此就在管道末端高程低处形成了内腐蚀集中区域，内腐蚀点的点钟方向在3点钟和9点钟附近居多。管道从建成到投用之间间隔将近4年，为内腐蚀的发生提供了上述各种条件。由于此处管道处于水库、鱼塘集中区段，难以开挖，在地貌改变后尽快开挖。建议下次检测对此区域段进行数据比对，全面准确掌握其腐蚀发展情况。

4 结论

本文通过分析内检测完成后天然气管道内腐蚀原因，对管道建设、检测和安全运行提出以下建议：

（1）在管道试压用水用干净水源，加以除氧剂等。管道干燥时间在相关标准和施工规范中加以明确；

（2）管道检测中高度重视内腐蚀的危害，具体分析其产生的原因采取合适措施控制内腐蚀产生和加重；

（3）对管道高程低等容易积水处，建议将其列为高风险区进行升级管理；

（4）管道日常清管过程中发现有明水情况下，增加清管频率。

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