天然气集输场站工艺管道腐蚀检测

1、天然气集输场站工艺管道腐蚀检测 天然气集输场站随着天然气中硫化氢、 二氧化碳等含量的升 高，工艺管道因腐蚀泄漏导致非计划停工的次数不断增多， 造成 较严重的安全、经济、环境影响。而常规工艺管道的腐蚀检测多 从经验出发， 采用对弯头、 三通等部位的定点测厚等检测方法进 行检测， 检测针对性不强尤其是架空、 埋地部分的工艺管道由于 受条件限制检测难度大、 效果差。 因而如何对工艺管线的不同腐 蚀类型、腐蚀缺陷的分布部位采用更有针对性的检测方法进行检 测，从而掌握管线的真实腐蚀情况，从而成为控制腐蚀失效，保 证生产安全运行的关键。 1 天然气集输场站管道腐蚀原理及主要影响因素 天然气集输场站管道腐蚀

2、包括内腐蚀、 外腐蚀、 冲刷腐蚀等 类型。 1.1 内部腐蚀 由天然气的高危性物料分析可以看出， 场站主要工艺单元的 设备介质中通常含有微量的 C02 H2S和H2O因此可能发生以 H2S+CO2+H2腐蚀为主的电化学腐蚀。 (1)H2S腐蚀机理。 干燥的硫化氢 1 对金属材料无腐蚀破坏作用，但溶解于水 后则具有极强的腐蚀性。 H2S溶于水后立即电离而呈酸性: H2A H+HS HS八H+S2 上述反应释放出的氢离子是强去极化剂，易在阴极夺取电 子，从而促进阳极溶解反应而导致钢材腐蚀。 阳极反应的产物硫 化铁（FeS）与钢材表面的粘结力差时，易脱落且易被氧化，于 是作为阴极与钢材基体构成一个活

3、性微电池， 继续对基体进行腐 蚀。 （2）CO2腐蚀机理。 干燥的C02同样对金属材料无腐蚀作用，但溶解于水后会促 进化学腐蚀。就本质而言，二氧化碳 2 水溶液（碳酸）中的腐 蚀是电化学腐蚀， 具有一般的电化学腐蚀特征， 按不同温度， C02 对碳钢的腐蚀作用不同。 （3）C02和H2S共存条件下的腐蚀。 在C02和H2S共存的环境中，一般来说，H2S控制腐蚀的能 力较强，少量H2S存在就会对C02腐蚀产生明显影响；在温度低 于60C或高于240C,通常认为FeS膜会变得不稳定且多孔， 从 而加速钢材腐蚀。 1.2 外部腐蚀 工艺管线的外部腐蚀主要是来自于大气腐蚀 （架空） 或土壤 腐蚀（埋地

4、）。架空管线在大气环境中在涂层有效性下降时会遭 受腐蚀，其腐蚀速率与大气成分、湿度、温度有关；当空气相对 湿度低于 50%时腐蚀速率较低，空气相对湿度超过 60%时腐蚀能 力较强 土壤腐蚀的主要影响因素是电阻率、 含氧量、盐分、含水量、 pH值、温度、微生物、杂散电流等。 1.3 冲刷腐蚀 冲刷腐蚀的主要影响因素是冲击角， 速度，流体的物理性质， 颗粒的大小、 形状、 硬度，冲刷时间，环境温度， 材料表面性能， 材料硬度等，其中冲击角、速度对冲刷腐蚀影响较大。 （1）冲击角。 冲击角指粒子入射轨迹与材料表面的夹角，通常约在30C 冲击角时冲蚀率最大。 （2）速度。 美国石油协会制定出适合油气开

5、采过程的临界流速计算公 式3 ： 式中， V 为可以接受的最大速率（ ft/s ）； P为运行压力、温度条件下的流体密度； Ce为系统取值。 可见流速对冲蚀率具有决定性的影响， 从某种程度来讲， 控 制了流速就控制了冲蚀率。 2 管道腐蚀检测的重点检测部位及检测流程 根据天然气集输场站管道腐蚀原因结合美国管道与危险材 料安全管理委员会（ PHMS）A 出版的最终输配完整性管理方案规 则（简称DIMP把天然气集输场站工艺管道重点检测部位归纳 如表 1所示，检测工艺流程图如图 1 所示 3 管道腐蚀检测技术应用 3.1 内腐蚀、冲刷检测检测 （1）多相流模拟及临界流速计算。 利用多相流模拟软件，

6、结合某场站工艺管线的运行参数情况 （包括温度、压力、含砂含水等），通过 Pipe Phase 软件进行 建模计算， 可以得到每一条管道的内腐蚀速率和临界流速。 预测 管道的内腐蚀速率在 0.0660.132mm/a之间（计算参数：建模 参数k取0.050.1，防蚀剂系数CI取1,温度取294.3K, CO2 分压取0.156MPa（ 3% ），为轻度到中度腐蚀。超临界流速管 线表见表 2，腐蚀速率为中度腐蚀的管线表见表3。 （ 2 ）重点检测部位确定及检测。 分析管道的内腐蚀及冲刷腐蚀因素， 根据所得预测的内腐蚀 速率和冲刷腐蚀程度的大小， 选择内腐蚀速率和冲刷腐蚀程度大 的管道进行内腐蚀检测，检测点选取表见表 4。 对选取的 7个点进行内腐蚀、冲刷腐蚀检测，发现 3#?c 壁 厚无明显变化， 6#、7#点腐蚀速率为 0.16mm/a， 1#、2#、4#、 5#点最大腐蚀量均大于2mm其中4#检测点的腐蚀量为3.8m（常 规检测对4#检测点的腐蚀量为1.8mm），最小壁厚0.7mn。 3.2 外腐蚀检测 通过对场站架空管线的宏观检查，埋地管线的土壤腐蚀性、 破损点检测，确定对埋地管线的 10个破损点和架空管线 4处涂 层有效性下降位置进行外腐蚀检测。 检测发现抽查管线防腐层存 在局部腐蚀现象， 腐蚀量为 1.4mm（ 常规检测的腐蚀量为 0.9mm） 4 结语 通过对天然气集输