王磊++刘斌
DOI：10.16660/j.cnki.1674-098X.2017.25.051
摘 要：天然气集输场站工艺管道介质中含有硫化氢、二氧化碳等有害成分，近年来多次造成集输场站非计划停工情况，而常规腐蚀检测多从经验出发，采用超声波测厚等检测方法，检测针对性不强，因而急需找到一种高效、准确地对内腐蚀、外腐蚀、冲刷腐蚀等造成的天然气集输场站腐蚀部位进行检测的方法，本文通过分析天然气集输场站工艺管线腐蚀泄漏的原理及主要影响因素，提出采用多相流、临界流速等方法确定工艺管道中易腐蚀的管道和部位，针对不同的部位采用有针对性的检测方法的检测思路及流程。
关键词：天然气集输场站 内腐蚀 外腐蚀 检测
中图分类号：TE98 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）09（a）-0051-03
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CO2、H2S和H2O，因此可能发生以H2S+CO2+H2O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：
H2S→H++HS-
HS-→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性微电池，继续对基体进行腐蚀。
（2）CO2腐蚀机理。
干燥的CO2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，CO2对碳钢的腐蚀作用不同。
（3）CO2和H2S共存条件下的腐蚀。
在CO2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CO2腐蚀产生明显影响；在温度低于60℃或高于240℃，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）。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30℃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）；
ρ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（PHMSA）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，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0.066～0.132mm/a之间（计算参数：建模参数k取0.05～0.1，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#點壁厚无明显变化，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3.8mm（常规检测对4#检测点的腐蚀量为1.8mm），最小壁厚0.7mm。
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
通过对天然气集输气场站腐蚀原因、重点检测部位的分析，建立起场站管道腐蚀检测流程，并通过对典型天然气集输气场的腐蚀检测应用，证明新的腐蚀检测流程、方法，检测针对性强、缺陷检出率高、效果好，可以实现对场站工艺管线的快速、准确检测。
参考文献
[1]柳毅.浅析硫化氢腐蚀机理及影响因素[J].自然科学，2016（8）：93.
[2]李春福，王斌，张颖.油气田开发中CO2腐蚀研究进展[J].西南石油大学学报，2004，26（2）：42-46.
[3]S.J.Svedeman，K.E.Arnold，李智利.冲蚀与腐蚀运行环境下多相流管道设计准则[J].油气储运，1996，15（4）：48-50.endprint
