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集輸管線腐蝕檢測與安全性分析

2016-04-13 11:07:27 作者：本網整理來源：網絡分享至：

　摘要：鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產，天然氣中攜帶H2S、CO2等酸性氣體及高礦化度地層水等腐蝕性介質。為確保集輸管線的安全運行，近年來，利用外腐蝕檢測技術、取樣分析檢測技術和智能漏磁內腐蝕檢測技術對集輸天然氣管線開展了腐蝕檢測作業。檢測結果表明，該氣田集氣干線腐蝕速率為0.06～O.103mm／a，集氣支線腐蝕速率為0.08～0.127mm／a，集輸管線陰極保護效果及管道外防腐層質量較好，管道腐蝕較輕，均能通過安全評定，不影響管線的正常運行。同時，運用修正的B3lG準則、Shell92法、GB50251、Newton-Raphson公式等安全性分析與評價方法對檢測管線進行了安全性分析，結果表明，集氣干線、支線最小失效壓力分別為12.5MPa、8.53MPa，均高于管線的工作壓力5.0MPa，集輸管線服役狀態良好，運行安全。該檢測與分析結果，為靖邊氣田集輸管線的安全管理提供了保障。

　　鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產，天然氣中攜帶H2S、CO2等酸性氣體及高礦化度地層水等腐蝕性介質，H2S含量平均為69169lmg／m3, CO2為5％[1]，形成類似原電池的電化學反應和破壞金屬晶格的化學反應，容易對集氣支、干線產生腐蝕。為掌握靖邊氣田集輸管線的腐蝕狀況以及服役狀態，近年來，通過利用取樣檢測、不停輸智能清管內腐蝕檢測及外腐蝕檢測技術對部分集輸管線開展了腐蝕檢測作業，并運用修正的B31G準則[2]、Shell92方法、GB50251[3]、Newton-Raphson等安全性分析與評價方法對靖邊氣田集輸管線的安全性進行了分析。

　　1　集輸管線腐蝕檢測技術

　　1．1　外腐蝕檢測技術

　　靖邊氣田主要采用外腐蝕檢測技術對集輸管線開展腐蝕環境、腐蝕速率、陰極保護系統運行效果、防腐層質量等方面內容的進行檢測，進而對埋地鋼質管道外覆蓋層質量、陰極保護效果以及管體腐蝕狀況進行有效評價[4-5]。

　　檢測思路如圖1所示。

　　1．2　內腐蝕檢測技術

　　靖邊氣田主要采用取樣分析檢測和智能漏磁內腐蝕檢測技術對開展管線內腐蝕檢測工作，檢測思路如圖2所示。

　　2　集氣干線腐蝕檢測

　　為了解集氣干線的腐蝕情況及腐蝕防護措施運行效果，靖邊氣田對9條干線進行了外腐蝕檢測，對3條集氣干線進行了內腐蝕檢測。

　　2．1　外腐蝕檢測情況

　　靖邊氣田集氣干線外腐蝕檢測結果表明：

　　1)利用土壤腐蝕速率測試儀CR-6測得干線周圍土壤腐蝕速率為0.015～0.02mm／a，根據GB／T21447-2008[4]中土壤腐蝕性分級劃分依據，干線周圍土壤腐蝕性屬于較輕等級。

　　2)干線防腐層優良率在90％以上。

　　3)干線陰極保護0FF電位在-1200～-850mV之間，達到行業規定要求。

　　4)干線管壁平均速率為0.06～0.103mm／a，根據SY／T0087.1-2006以及NACE標準RP-0775-2005對腐蝕程度的規定，屬輕微腐蝕。

　　2．2　內腐蝕檢測

　　2．2．1取樣分析檢測

　　為了解集輸管線內部腐蝕情況，根據集氣干線的運行年限、介質條件及運行管理情況，對l號干線4處管樣、2號干線1處管樣進行了取樣分析檢測。

　　2．2．1．1腐蝕速率測試

　　5段集氣干線管樣內腐蝕速率檢測結果表明，集氣干線內壁腐蝕以均勻腐蝕為主，腐蝕速率為0.03～0.1mm／a，腐蝕較重部位發生在管線積液處。

　　2．2．1．2材質機械性能測試

　　為檢驗集氣干線長期服役后的材料機械性能，對管線試樣進行了屈服強度試驗，試驗結果見表l。

　　試驗結果表明，4組管材屈服強度實驗平均值為418.8MPa，積液處母材的軸向屈服強度最低值為320MPa，小于X52鋼規定的最低值358MPa，相比下降了10.6％，說明管道經長期服役后材料韌性下降[6]。

　　2．2．1．3金相組織分析

　　金相分析是金屬材料試驗研究的重要手段之一，根據定量金相學原理，由二維金相試樣磨面或薄膜的金相顯微組織的測量和計算來確定合金組織的三維空間形貌，從而建立合金成分、組織和性能間的定量關系[7]。

　　1號、2號干線的管線材質為X52鋼。金相組織主要是細小樹枝狀鐵素體和少量珠光體。對1號干線管線樣品金相組織進行觀察認為屬于鐵素體類型鋼，金屬結晶均勻。熱影響區的組織經過了重結晶，鐵素體以塊狀為主，基體上分布著少量塊狀珠光體。

　　2．2．1．4氫致裂紋測試

　　天然氣中的水附著于管線內表面，H2S在水中發生電解，生成離子狀態的H+和HS-，與Fe反應生成H原子和FeS。總反應式如下：

　　H2S+Fe?FeS+2H（原子）

　　由于H原子體積很小，容易向鋼中擴散，H2S的氣體分壓越大，H原子的擴散量就越大。H原子首先聚集在金屬雜物、氣孔及偏析中，聚集的H原子變成H分子，體積成倍增大，聚集處的壓力也隨之增大。由于H原子的不斷深入，H分子壓力不斷增加，當壓力超過金屬起裂條件時，就會引發裂紋[8]。

　　從1號干線的管線母材樣品上截取多個母材的矩形試樣，表面制備成金相試樣，在金相顯微鏡下對每個試樣進行多視域的連續觀察，結果表明，所有試樣表面上沒有觀察到連續的氫致開裂(HIC)，集液處母材表面有兩處輕微的氫致開裂。

　　2．2．1．5疲勞腐蝕實驗及結果分析

　　1號干線試樣裂紋萌生、擴展試驗結果表明，縱焊縫與母材交界處存在由于應力腐蝕(SCC)產生的裂紋。裂紋具有沿縱深兩個方向擴展、開口處寬、腐蝕嚴重、穿晶型等特點，這些特點正是管線在近中性pH值環境應力腐蝕裂紋的一般特征。試樣上呈裂紋狀的腐蝕紋可能是應力腐蝕裂紋。

　　由結果看出，X52鋼熱影響區和母材對SCC的敏感性大于焊縫。由試驗證明了管線鋼在干濕交替、多孔的涂層下，溶液誘發近中性pH值環境的SCC。

　　2．2．2智能漏磁內腐蝕檢測

　　2．2．2．1檢測原理

　　智能漏磁內腐蝕檢測技術采用磁感應原理：是根據鋼管被永久磁鐵磁化后，當鋼管中無缺陷時，磁力線絕大部分通過鋼管；當管壁變薄，管內、外壁局部被磨損，有腐蝕坑、凹坑、通孔和裂紋等缺陷時，鋼管缺陷處的磁阻變大，聚集在管壁的部分磁通向外擴張，磁力線發生彎曲并且有一部分磁力線泄漏出鋼管表面，用磁感應元件在鋼管表面相對切割磁力線產生感應電信號，通過對感應電信號的特征提取來對缺陷進行定性和定量分析[9]。

　　檢測過程中，內壁漏磁信號檢測探頭(ID)和外壁漏磁信號(OD)探頭能夠區分管道內壁和外壁金屬損失缺陷，里程輪系統實時記錄管道里程信息。地面標記系統記錄檢測器通過設標點上方的準確時間，結合所采集的管道里程信息精確確定管道缺陷所在管道的里程位置，同時周向傳感器能夠確定缺陷所在管道的周向位置，如圖3所示。

　　2．2．2．2智能漏磁檢測情況

　　靖邊氣田采用高清晰智能漏磁檢測技術對3號干線進行了不停輸內腐蝕檢測。具體施工流程如圖4所示。

　　為保證檢測結果的準確性和有效性，要求檢測儀器在檢測過程中的運行速度為0.2～4m／s之間的某一定值，本次監測過程中，檢測儀器的平均運行速率為1.3m／s，且儀器運行平穩，保證了檢測結果準確性和有效性，結果表明：

　　1)3號干線整體質量良好，腐蝕情況較輕。

　　2)3號干線內部金屬損失情況較輕微，不影響管線安全運行。

　　3)3號干線全管段無明顯變形情況。

　　3　集氣支線腐蝕檢測

　　為了解集氣支線的腐蝕情況及腐蝕防護措施運行效果，對氣田l8條集氣支線進行了21條次外腐蝕檢測，同時對兩條集氣支線進行了取樣分析檢測。

　　3．1　集氣支線外腐蝕檢測

　　靖邊氣田集氣支線外腐蝕檢測結果顯示：

　　1)利用土壤腐蝕速率測試儀CR-6測得靖邊氣田集氣支線周圍土壤腐蝕速率為0.01～0.05mm／a，根據GB／T21447-2008中土壤腐蝕性分級劃分依據，判定土壤腐蝕性屬于較輕等級。

　　2)集氣支線防腐層優良率在85％以上。

　　3)集氣支線陰極保護0FF電位為-1200～-850mV之間，達到行業規定要求。

　　4)集氣支線管壁平均速率為0.08～0.127mm／a，根據SY／T0087.1-2006以及NACE標準RP0775-2005對腐蝕程度的規定，屬輕微腐蝕。

　　3．2　集氣支線內腐蝕檢測

　　根據管線的投運年限、介質條件及日常管理情況，對5、6號兩條支線的兩處管樣進行了取樣分析檢測，檢測內容包括腐蝕速率、材質拉伸試驗、金相組織分析、氫致裂紋測試等。

　　3．2．1腐蝕速率檢測

　　管樣內腐蝕速率檢測結果表明，5號、6號兩條支線的取樣管段腐蝕速率為0.05～0.15mm／a，由于沖刷作用，使略有彎曲的前者平均腐蝕速率大于后者。

　　3．2．2拉伸試驗

　　為檢驗集氣支線材質的機械性能，分別對5號支線和6號支線的母材及焊縫進行拉伸試驗，試驗結果見表2。

　　從試驗結果看出，母材的屈服極限明顯的低于焊縫，特別是6號支線的母材最小屈服極限(192MPa)已低于有關規定的最小值。

　　3．2．3金相組織分析

　　金相分析結果顯示，5號、6號支線樣品焊縫、熱影響區和母材的組織屬于鐵素體+珠光體型組織，焊縫是粗大的樹枝狀結晶，熱影響區由粗品區過渡到細晶區，母材是等軸狀鐵素體加少量珠光體。屬于正常20號鋼母材、熱影響區和焊縫組織。

　　3．2．4氫致裂紋測試

　　經過對5號支線母材和焊縫，多視域的檢查HIC，沒有發現斷續分布的HIC。但是試樣經過NACE溶液浸泡21天以后，HIC傾向明顯[6]。說明管線在酸性條件下，氫致裂紋(HIC)傾向明顯。

　　4　集輸管線安全性分析

　　4．1　分析方法

　　國內外通用的管線安全性評價方法主要有修正的B31G準則、Shell92方法、GB50251中極限承壓計算公式、Newton Raphson公式、《含缺陷油氣輸送管道剩余強度評價方法第l部分體積型缺陷》[10]等(表3)。

　　4．2　集氣干線安全性分析

　　近年來，靖邊氣田主要對1號、2號、3號干線等集氣干線進行了安全性分析，分析結果見表4。

　　集氣干線安全性分析結果表明：①1號、2號干線管線樣品水力爆破實驗壓力分別為16.84MPa、25.58MPa，均高于工作壓力，含缺陷管段在最大工作壓力條件下可以安全運行；②l號干線含缺陷管段失效壓力為12.85 MPa，遠高于目前運行壓力5MPa，管線可安全運行；③3號干線南段安全性分析結果表明，當前管線內壁腐蝕不影響管線當前的完整性，管線服役狀態良好，管線可安全運行。

　　4．3　集氣支線安全性分析

　　對兩條截取管樣的集氣支線和3條進行外腐蝕檢測的集氣支線安全性分析的結果見表5。

　　集氣支線安全性分析結果表明：①集氣支線極限承壓遠大于管線的正常工作壓力，管線服役狀態良好，運行安全；②金屬損失管段的最大局部金屬損失能夠通過SY／T6477-2000的評價，金屬損失管段不影響管線的正常運行。

　　5　結論

　　1)通過利用取樣檢測、不停輸智能清管內腐蝕檢測及外腐蝕檢測技術對集輸管線開展腐蝕檢測與分析，較好地掌握了靖邊氣田集輸管線的腐蝕狀況。

　　2)腐蝕檢測結果表明，靖邊氣田集輸管線陰極保護效果及管道外防腐層質量較好，管道腐蝕較輕，管線內部雖然存在金屬損失，但均能通過安全評定，不影響管線的正常運行。

　　3)安全性分析結果表明，集氣干線、集氣支線最小失效壓力分別為l2.5MPa和8.53MPa，均高于管線的工作壓力5.0MPa，集輸管線服役狀態良好，運行安全。

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責任編輯：班英飛

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