集輸管線腐蝕檢測與安全性分析

摘 要

集輸管線腐蝕檢測與安全性分析　　　　　　——以鄂爾多斯盆地靖邊氣田為例摘 要：鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產(chǎn)，天然氣中攜帶H2S、CO2等酸性氣體及高礦化

集輸管線腐蝕檢測與安全性分析

　　　　　　——以鄂爾多斯盆地靖邊氣田為例

摘  要：鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產(chǎn)，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(zhì)。為確保集輸管線的安全運行，近年來，利用外腐蝕檢測技術(shù)、取樣分析檢測技術(shù)和智能漏磁內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)對集輸天然氣管線開展了腐蝕檢測作業(yè)。檢測結(jié)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(hù)效果及管道外防腐層質(zhì)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(zhǔn)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(jìn)行了安全性分析，結(jié)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(tài)良好，運行安全。該檢測與分析結(jié)果，為靖邊氣田集輸管線的安全管理提供了保障。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地  靖邊氣田  天然氣管線  腐蝕檢測  取樣分析  智能漏磁  安全性分析

Corrosion detection and safety evaluation&analysis of flow and transport lines：A case study from the Jingbian Gas Field，Ordos Basin

Abstract：Corrosive media like H2S(69lmg／m3 on average)，CO2(5％)，etc．，and high salt water have been carried with the natural gas produced from the Jingbian Gas Field，Ordos Basin，which was put into production in l997．Therefore，it is quite essential to prevent and control the corrosion in the flow and transport lines in this field．In recent years，external corrosion detection，sample analysis，and internal corrosion detection by use of the intelligent magnetic flux leakage(MFL)tools have been adopted to insPect different pipelines in this field．The results show that the corrosion rates of arterial flow lines are 0.06-0.103mm per year，while those of branch lines are 0.08-0.127mm per year；a better quality is found in those lines with the cathodic Drotection and external coating protection；the corrosion degree is so light that those lines can all go through safety assessment and be kept under normal operation．Meanwhile，safety evaluation and analysis have been made of the inspected lines by use of the Shell 92，ASME B31G(the modified version)，and GB50251 guidelines as well as the Newton Raphson formula．The results show that the minimum failurepressure of arterial and branch lines is l2.5 and 8.53MPa respectively，which are both higher than the working pressure of 5.0MPa；and the lines in this field are all kept in good service．This study provides guarantee for safety management of flow and transport lines in the Jingbian Gas Field．

Key words：Ordos Basin，Jingbian Gas Field，natural gas pipeline，corrosion detection，sampling analysis，intelligent magnetic fluxleakage(MFL)，ASME B31G，Shell 92，safety analysis

鄂爾多斯盆地靖邊氣田于1997年建成投產(chǎn)，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(zhì)，H2S含量平均為69169lmg／m3, CO2為5％[1]，形成類似原電池的電化學(xué)反應(yīng)和破壞金屬晶格的化學(xué)反應(yīng)，容易對集氣支、干線產(chǎn)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(tài)，近年來，通過利用取樣檢測、不停輸智能清管內(nèi)腐蝕檢測及外腐蝕檢測技術(shù)對部分集輸管線開展了腐蝕檢測作業(yè)，并運用修正的B31G準(zhǔn)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(jìn)行了分析。

1　集輸管線腐蝕檢測技術(shù)

1．1　外腐蝕檢測技術(shù)

靖邊氣田主要采用外腐蝕檢測技術(shù)對集輸管線開展腐蝕環(huán)境、腐蝕速率、陰極保護(hù)系統(tǒng)運行效果、防腐層質(zhì)量等方面內(nèi)容的進(jìn)行檢測，進(jìn)而對埋地鋼質(zhì)管道外覆蓋層質(zhì)量、陰極保護(hù)效果以及管體腐蝕狀況進(jìn)行有效評價[4-5]。

檢測思路如圖1所示。

 

1．2　內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)

靖邊氣田主要采用取樣分析檢測和智能漏磁內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)對開展管線內(nèi)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(hù)措施運行效果，靖邊氣田對9條干線進(jìn)行了外腐蝕檢測，對3條集氣干線進(jìn)行了內(nèi)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(jié)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(jù)GB／T21447-2008[4]中土壤腐蝕性分級劃分依據(jù)，干線周圍土壤腐蝕性屬于較輕等級。

2)干線防腐層優(yōu)良率在90％以上。

3)干線陰極保護(hù)0FF電位在-1200～-850mV之間，達(dá)到行業(yè)規(guī)定要求。

4)干線管壁平均速率為0.06～0.103mm／a，根據(jù)SY／T0087.1-2006以及NACE標(biāo)準(zhǔn)RP-0775-2005對腐蝕程度的規(guī)定，屬輕微腐蝕。

2．2　內(nèi)腐蝕檢測

2．2．1取樣分析檢測

為了解集輸管線內(nèi)部腐蝕情況，根據(jù)集氣干線的運行年限、介質(zhì)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(jìn)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(nèi)腐蝕速率檢測結(jié)果表明，集氣干線內(nèi)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(fā)生在管線積液處。

2．2．1．2材質(zhì)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(jìn)行了屈服強度試驗，試驗結(jié)果見表l。

 

試驗結(jié)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(guī)定的最低值358MPa，相比下降了10.6％，說明管道經(jīng)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(jù)定量金相學(xué)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(guān)系[7]。

1號、2號干線的管線材質(zhì)為X52鋼。金相組織主要是細(xì)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(jìn)行觀察認(rèn)為屬于鐵素體類型鋼，金屬結(jié)晶均勻。熱影響區(qū)的組織經(jīng)過了重結(jié)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(nèi)表面，H2S在水中發(fā)生電解，生成離子狀態(tài)的H+和HS-，與Fe反應(yīng)生成H原子和FeS?？偡磻?yīng)式如下：

H2S+Fe®FeS+2H（原子）

由于H原子體積很小，容易向鋼中擴(kuò)散，H2S的氣體分壓越大，H原子的擴(kuò)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(dāng)壓力超過金屬起裂條件時，就會引發(fā)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(jìn)行多視域的連續(xù)觀察，結(jié)果表明，所有試樣表面上沒有觀察到連續(xù)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(jié)果分析

1號干線試樣裂紋萌生、擴(kuò)展試驗結(jié)果表明，縱焊縫與母材交界處存在由于應(yīng)力腐蝕(SCC)產(chǎn)生的裂紋。裂紋具有沿縱深兩個方向擴(kuò)展、開口處寬、腐蝕嚴(yán)重、穿晶型等特點，這些特點正是管線在近中性pH值環(huán)境應(yīng)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(yīng)力腐蝕裂紋。

由結(jié)果看出，X52鋼熱影響區(qū)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(fā)近中性pH值環(huán)境的SCC。

2．2．2智能漏磁內(nèi)腐蝕檢測

2．2．2．1檢測原理

智能漏磁內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)采用磁感應(yīng)原理：是根據(jù)鋼管被永久磁鐵磁化后，當(dāng)鋼管中無缺陷時，磁力線絕大部分通過鋼管；當(dāng)管壁變薄，管內(nèi)、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(kuò)張，磁力線發(fā)生彎曲并且有一部分磁力線泄漏出鋼管表面，用磁感應(yīng)元件在鋼管表面相對切割磁力線產(chǎn)生感應(yīng)電信號，通過對感應(yīng)電信號的特征提取來對缺陷進(jìn)行定性和定量分析[9]。

檢測過程中，內(nèi)壁漏磁信號檢測探頭(ID)和外壁漏磁信號(OD)探頭能夠區(qū)分管道內(nèi)壁和外壁金屬損失缺陷，里程輪系統(tǒng)實時記錄管道里程信息。地面標(biāo)記系統(tǒng)記錄檢測器通過設(shè)標(biāo)點上方的準(zhǔn)確時間，結(jié)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(shù)對3號干線進(jìn)行了不停輸內(nèi)腐蝕檢測。具體施工流程如圖4所示。

 

為保證檢測結(jié)果的準(zhǔn)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(jiān)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(wěn)，保證了檢測結(jié)果準(zhǔn)確性和有效性，結(jié)果表明：

1)3號干線整體質(zhì)量良好，腐蝕情況較輕。

2)3號干線內(nèi)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(hù)措施運行效果，對氣田l8條集氣支線進(jìn)行了21條次外腐蝕檢測，同時對兩條集氣支線進(jìn)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(jié)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(jù)GB／T21447-2008中土壤腐蝕性分級劃分依據(jù)，判定土壤腐蝕性屬于較輕等級。

2)集氣支線防腐層優(yōu)良率在85％以上。

3)集氣支線陰極保護(hù)0FF電位為-1200～-850mV之間，達(dá)到行業(yè)規(guī)定要求。

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

3．2　集氣支線內(nèi)腐蝕檢測

根據(jù)管線的投運年限、介質(zhì)條件及日常管理情況，對5、6號兩條支線的兩處管樣進(jìn)行了取樣分析檢測，檢測內(nèi)容包括腐蝕速率、材質(zhì)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(nèi)腐蝕速率檢測結(jié)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(zhì)的機械性能，分別對5號支線和6號支線的母材及焊縫進(jìn)行拉伸試驗，試驗結(jié)果見表2。

 

從試驗結(jié)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(guān)規(guī)定的最小值。

3．2．3金相組織分析

金相分析結(jié)果顯示，5號、6號支線樣品焊縫、熱影響區(qū)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(jié)晶，熱影響區(qū)由粗品區(qū)過渡到細(xì)晶區(qū)，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(qū)和焊縫組織。

3．2．4氫致裂紋測試

經(jīng)過對5號支線母材和焊縫，多視域的檢查HIC，沒有發(fā)現(xiàn)斷續(xù)分布的HIC。但是試樣經(jīng)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(nèi)外通用的管線安全性評價方法主要有修正的B31G準(zhǔn)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(jìn)行了安全性分析，分析結(jié)果見表4。

 

集氣干線安全性分析結(jié)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(yuǎn)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(jié)果表明，當(dāng)前管線內(nèi)壁腐蝕不影響管線當(dāng)前的完整性，管線服役狀態(tài)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(jìn)行外腐蝕檢測的集氣支線安全性分析的結(jié)果見表5。

 

集氣支線安全性分析結(jié)果表明：①集氣支線極限承壓遠(yuǎn)大于管線的正常工作壓力，管線服役狀態(tài)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(jié)論

1)通過利用取樣檢測、不停輸智能清管內(nèi)腐蝕檢測及外腐蝕檢測技術(shù)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(jié)果表明，靖邊氣田集輸管線陰極保護(hù)效果及管道外防腐層質(zhì)量較好，管道腐蝕較輕，管線內(nèi)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(jié)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(tài)良好，運行安全。

 

參考文獻(xiàn)

[l]　楊全安，李瓊瑋，姜毅，等．靖邊氣田井筒腐蝕預(yù)測及緩蝕劑加注研究[J]．天然氣工業(yè)，2005，25(4)：68-70．

YANG Quan'an，LI Qiongwei，JIANG Yi，et al．wellbore corrosion prediction and inhibitor studies of Jingbian Gas Field[J]．Natural Gas Industry，2005，5(4)：68-70．

[2]　初飛雪，仇斌，劉秀敏，等．應(yīng)用修正的B31G公式預(yù)測腐蝕管道失效應(yīng)力[J]．油氣儲運，2005，24(8)：19-21．

CHU Feixue，QIU Bin，LIU Xiumin，et al．The application of modified B31G formula in corrosion pipe failure stress prediction[J]．Gas Storage and Transportation，2005，24(8)：19-21．

[3]　油氣田及管道建設(shè)設(shè)計專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會．GB50251-2003輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范[S]．北京：中國計劃出版社，2003．

Oil and gas field and pipeline construction design profes sional committee for Standardization.GB50251-2003.Design specifications of the gas pipeline project[S]．Beijing：China Planning Press，2003．

[4]　中華人民共和國國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局，中國國家標(biāo)準(zhǔn)化管理委員會．GB／T21447-2008鋼質(zhì)管道外腐蝕控制規(guī)范[S]．北京：中國標(biāo)準(zhǔn)出版社，2008．

General Administration of Quality Superision，Inspection and Quarantine，Standardization Administration．GB／T21447-2008．Specification for external corrosion control for steel pipeline[S]．Beijing：Standards Press of China，2008．

[5]　趙鵬，何仁洋，楊永，等．埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護(hù)檢驗檢測技術(shù)組合方法及評價系統(tǒng)研究[J]．化工設(shè)備與管道，2007，44(1)：45-49．

ZHAO Peng，HE Renyang，YANG Yong，et al．The in spection technology and evaluation system of buried steel pipeline corrosion protection[J]．Chemical Equipment and Piping，2007，44(1)：45-49．

[6]　楊玉林，呂江，喬玉龍，等．靖邊氣田天然氣管線腐蝕檢測與趨勢分析[J]．石油化工應(yīng)用，2010，29(4)：87-92．

YANG Yulin，LU Jiang，QIAO Yulong，et al．The pipeline corrosion detection and trend analysis of Jingbian Gas Field[J]．Petrochemical Applications，2010，29(4)：87-92．

[7]　李鶴林，郭生武，馮耀榮，等．高強度微合金管線鋼顯微組織分析與鑒別圖譜[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2001．

LI Helin,GUO Shengwu，FENG Yaoron9，et al．Micro-structure of high strength microalloyed pipeline analysis and differential map[M]．Beij in9：Petroleum Industry Press．2001．

[8]　熊林玉．管線鋼焊接接頭的顯微組織及HIC性能研究[D]．天津：天津大學(xué)，2003．

XI0NG Linyu．Study of the microstructure of the pipeline steel welded joints and HIC performance[D]．Tianjin：TianJin Unlverslty，2003．

[9]　武萬輝，郭勇，王同德，等．管道漏磁檢測技術(shù)及應(yīng)用[J]．管道技術(shù)與設(shè)備，2009(2)：33-34．

WU Wanhui，GUO Yong，WANG Tongde，et al．The testing technology and application magnetic flux leakage[J]．Pipeline Technology and Equipment，2009(2)：33-34．

[10]　國家石油和化學(xué)工業(yè)局．SY-T6477-2000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[S]．北京：石油工業(yè)出版社，2000．

State Bureau of Petroleum and Chemical Industry．SY-T6477-2000．The residual strength evaluation method of containing defects oil and gas pipelines Part l：Volumetric defects[S]．Beijing：Petroleum Industry Press，2000．

 

本文作者：王振嘉  羅長斌  張強  裴廷剛  孫利明

作者單位：中國石油長慶油田公司第一采氣廠