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川西集输管道外腐蚀防护技术研究.pdf

川西集输管道外腐蚀防护技术研究

勤劳的mango222
2017-07-06 0人阅读 举报 0 0 暂无简介

简介:本文档为《川西集输管道外腐蚀防护技术研究pdf》,可适用于领域

 2017年 第2期Pipeline Technique and Equipment2017 No畅2 基金项目:中石化先导项目(12KF-08)收稿日期:2016-06-22川西集输管道外腐蚀防护技术研究杜 洋姚广聚陈海龙赵哲军(中石化西南油气分公司石油工程技术研究院四川德阳 )  摘要:川西气田集输管道投运年限较长敷设地区大气、土壤腐蚀性较强造成管道外腐蚀引起的穿孔、泄漏。针对管道外腐蚀问题通过对川西地区腐蚀环境调研分析管道外腐蚀特征并根据气田实际开展了管材、防腐层、阴极保护修复补强技术及腐蚀检测等腐蚀控制措施研究形成了川西管道外腐蚀防护体系有效延长管道平均剩余寿命保障了气田安全平稳生产。关键词:集输管道外腐蚀腐蚀控制中图分类号:TE988   文献标识码:A   文章编号:1004-9614(2017)02-0041-04ResearchonExternalCorrosionProtectionofGatheringPipelineinWesternSichuanGasFieldDUYangYAOGuangjuCHENHailongZHAOZhejun(PetroleumEngineeringTechnologyInstituteSINOPECSouthwestBranchDeyangChina)Abstract:ThegatheringpipelineintheWesternSichuangasfiledoperatedlong.Layingareaatmosphereandsoilcorrosivearestrongcausingperforationandleakagecausedbypipelineexternalcorrosion.InviewofpipelineexternalcorrosionproblemsthroughtheinvestigationofthecorrosionenvironmentofWesternSichuanandanalysisofpipelineexternalcorrosioncharacteristicsaccordingtotheactualfieldcorrosioncontrolmeasuresstudyincludingpipematerialsanticorrosivecoatingcathodicprotectionrepairreinforcementandcorrosiondetectingwerecarriedoutthepipelineexternalcorrosionprotectionsystemintheWesternSichuangasfiledwasformedextendingthepipelinemeanresiduallifetimeeffectivelyandensuringthesafeandsmoothproductionofgasfield.Keywords:gatheringpipelineexternalcorrosioncorrosioncontrol 引言川西气田经过30多年开发目前已建成了Phi89~Phi377等各种规格的集输气管道2000余km集输能力达8times106m3/d管输压力0.8~2MPa。但受到土壤腐蚀性较强、管道防腐工艺效果不佳等因素的影响管道外腐蚀情况较严重制定有效的外防腐措施不仅可以保护气田平稳生产而且可以降低安全风险。 川西气田腐蚀环境分析. 大气环境川西气田位于成都平原属于亚热带湿润区每年相对湿度大于80%的时间约为5608h该地区雨水pH平均值为5.17大气腐蚀性强[1]对碳钢的腐蚀性较强对于架空管道和站场地面设备存在较强的腐蚀性。. 土壤环境土壤腐蚀是指埋地钢质管道在土壤介质作用下引起的腐蚀属于电化学腐蚀[2]。川西地区土壤电阻率24.56Omegamiddotm氧化还原电位540mV土壤含盐率0.0484%含水率22.1%pH值7.7腐蚀电流密度为8.09muA/cm2管地自然电位-0.616V仅在穿跨越铁路、公路及工厂时存在轻微杂散电流干扰。综合加权分析认为川西地区土壤腐蚀性强。 管道外腐蚀特征根据管道检测结果及管道泄漏情况分析可知川西气田输气管道腐蚀具有以下特征:畅 管道外防腐层存在较严重缺陷气田主干管道外防腐层都存在不同程度的缺陷[3]外防腐层优良率为77.22%。现场开挖检测发现石油沥青和环氧煤沥青防腐层存在褶皱、老化、剥离、脱落、大面积针孔、粘结力差等现象(图1(a)、图1(b))部分地段3PE防腐层出现机械损伤(图1(c))使得防腐层不能对管体起到保护作用。万方数据     l42   PipelineTechniqueandEquipmentMar畅2017 (a)褶皱 (b)防腐层老化(c)防腐层机械损伤图 防腐层破损图. 管体以局部腐蚀为主主要出现在防腐层破损处和焊缝位置管道腐蚀调查表明管道腐蚀主要表现为点蚀、坑蚀在防腐层存在缺陷而阴极保护失效或者无阴极保护的管段管体外表面存在明显的锈斑、腐蚀麻点(图2(a)、图2(b))部分管体出现蚀坑坑深最大达到4mm。同时根据开挖检测结果统计分析腐蚀较多发生在焊缝位置。这是由于管道在焊接过程中焊缝接头处容易引起缺陷如气孔、夹杂、焊缝弧坑处由于偏析产生应力与变形、焊瘤、焊接时打弧造成的灼痕、喷溅、未焊透、烧穿以及焊接接头处的横向裂纹与纵向裂纹等产生缝隙腐蚀(图2(c))。. 腐蚀主要发生在管体顶部和底部管道腐蚀分布具有明显的方位特征。管体腐蚀多是在管体6:00和0:00方向从管道补漏情况看在近年400多次补漏中有40%都是在管体6:00位置。这是由于在管道底部土壤中水分相对充足当管道防腐层存在缺陷时若管道阴极保护失效或者无阴极保护管体将发生腐蚀而在管道顶部管道建设过程中容易出现防腐层损伤出现管道露铁而腐蚀。同时在管道上部接近地面(a)锈蚀 (b)腐蚀麻点(c)焊缝锈蚀图 管体破损图氧浓度大管线下部土壤密实氧浓度小因此管线上下两部分电极电位不同形成腐蚀宏电池底部的电极电位低是腐蚀电池的阳极区遭受腐蚀使得管道底部腐蚀比顶部腐蚀现象多[4]。管道腐蚀方位图如图3所示。图 管道腐蚀方位图 管道外防腐技术通过分析腐蚀环境研究腐蚀机理逐步完善了管道材质、防腐涂层、阴极保护等防腐技术[5]。. 管道材质川西气田管道推荐采用普通碳钢材质。模拟20#和X52钢材在川西气质条件下的腐蚀规律预测得到20#钢腐蚀速率为0.0352~0.0738mm/aX52钢腐蚀速率为0.0324~0.0711mm/a表明这两种常用的管道材质符合川西气田环境要求。图4、图5分别为20#钢和X52钢的极化曲线图。图 #钢极化曲线图万方数据     第2期杜洋等:川西集输管道外腐蚀防护技术研究l43      由2种钢材的力学性能可知X52管线钢的屈服强度大于460MPa抗拉强度为360~510MPa20#钢屈服强度大于410MPa抗拉强度大于245MPa。X52管线钢比20#钢的屈服强度高抗拉性能好但是基于成本考虑较大管径选择X52螺旋焊钢管径较小时选择20#无缝钢[6]。图 X管线钢极化曲线图. 防腐层川西气田管道防腐层发展主要经历了3个阶段:在20世纪80~90年代初期主要采用石油、环氧煤沥青特加强级防腐1997年~2003年开始采用石油、环氧煤沥青特加强级防腐和阴极保护联合保护2003年后普遍采用3PE和阴极保护结合的防护方式。3种防腐层材料优缺点如表1所示[7]。表 种防腐层性能对比表名称防腐性能优点缺点寿命特加强级石油沥青耐腐蚀性较好成本低工艺成熟防腐质量不易保证耐气候性差污染环境15a左右特加强级环氧煤沥青具备了环氧树脂优良的物理、化学性能和煤焦油沥青优良的耐水、抗微生物腐蚀性能成本较低防腐工艺简单冷涂敷施工条件要求高防腐及施工质量不易保证防腐层易损坏15a以上3PE耐腐蚀性能优异、电绝缘性好、机械强度高及吸水性低防腐涂层整体性能良好防腐质量易于保证成本较高50a以上. 管道阴极保护川西主要输气干线有14条共计近300km实施强制电流阴极保护[8]阴极保护站23座恒电位仪69台。集气管线阴极保护应用90条。 管道外腐蚀控制技术根据外防腐技术优选缺陷管道修复补强优化腐蚀监检测技术形成了管道补救和诊断技术方案。. 管道修复补强技术气田输气管道修复工艺和技术主要是换管修复和复合材料修补技术[9]。换管修复可以解决修复段存在的所有问题但换管修复不仅影响生产还造成能源浪费、环境污染。复合材料修复是以高性能树脂基体粘结增强材料为骨架的防护结构具有较高的抗压、抗拉强度和优良的粘结特性因此川西气田管道修补主要采用复合材料修补技术。. 管道检测技术川西气田对长输干线和集气支线根据管道阴极保护情况分别制定了综合检测技术(表2)有效利用了检测设备[10]增加了检查精确度。表 不同类型管道检测技术管道类型特点检测方法输气干线有阴保采用多频管中电流法(PCM)寻找防腐层破损点采用直流电位梯度/近间距管地电位测量法(DCVG/CIPS)评价破损点大小及漏铁点处管道本体的极性无阴保采用皮尔逊法(Pearson)确定防腐层破损点的准确位置通过变频-选频法检测防腐层质量并行有阴保在管道密集区通过RD-400的探管功能找出需检测的管道采用DCVG/CIPS相结合的方法找出破损点并评估破损点面积及漏铁点的极性集气支线单行有阴保采用PCM法找出破损点采用DCVG/CIPS评价破损点大小及漏铁点的情况单行无阴保采用皮尔逊法(Pearson)确定防腐层破损点的准确位置通过变频-选频法检测防腐层质量 应用效果评价川西主要输气管道随着运行时间的延长最开始万方数据     l44   PipelineTechniqueandEquipmentMar畅2017 在未采用任何保护措施或者仅采用沥青加强级防腐层的管道中泄漏次数逐年上升如图6所示。2004年达到最高值(119次)随着后来在部分管道加入阴极保护措施采用3PE防腐层后管道的泄漏次数开始下降最近几年保持在60~80次之间。图 川西输气干线历年补漏统计统计2011mdash2014年主要输气管道泄漏频次如图7所示可以发现规律:石油沥青管道(如新彭线、新孟线和德绵线)每km泄漏次数较多其中新孟线达2.24次/km目前该管道已停运德绵线也达到1.21次/km风险较大环氧煤沥青和阴保共同保护的3条管道泄漏次数平均为0.21次/km3PE和阴保共同保护的管道泄漏次数平均仅为0.11次/km表明3PE的整体防护效果要优于环氧煤沥青外防腐层。图 川西输气干线mdash年补漏频率柱状图结合管道寿命预测结果发现管道阴保有效率越高管道平均剩余寿命越长如图8所示。对投运年限较长的管道每5年开展一次管道全面检测以新彭线和德绵线为例如图9所示从历年泄漏次数统计来看管道定期检测后泄漏次数得到控制表明定期管检对维护管道安全运行效果较好但受管道投运年限等因素影响泄漏总体呈上升趋势。 结论(1)川西气田集输管道所在区域环境腐蚀性较强管道外腐蚀严重腐蚀集中在防腐缺陷位置方位主要是管道顶部和底部。(2)20#、X52钢管材质3PE外防腐层配合阴极保图 管道阴极保护效率与剩余寿命变化曲线图 新彭线和德绵线历年管道泄漏次数变化曲线护措施满足川西气田防腐需要通过修复补强和针对性的检测技术配合能有效降低管道因腐蚀导致的事故。参考文献:[1] 柯伟.中国腐蚀调查报告[M].北京:化学工业出版社2003.[2] 杨永何仁洋杨剑锋等.埋地钢质管道腐蚀防护综合评价系统研究[J].管道技术与设备2004(2):11-14.[3] 枟油气田腐蚀与防护技术手册枠编委会.油气田腐蚀与防护技术手册[M].北京:石油工业出版社1999.[4] 李长俊.天然气管道输送[M].北京:石油工业出版社2000.[5] 卢琦敏.石油工业中的腐蚀与防护[M].北京:化学工业出版社2001.[6] 俞蓉蓉蔡志章.地下金属管道的腐蚀与防护[M].北京:石油工业出版社1998.[7] WAARDCLOTZU.PredictionofCO2corrosionofcarbonsteel[R].Corrosion摧93.Houston:NACEInternational1993:1-22.[8] 王春兰张鹏陈利琼等.腐蚀管道剩余强度评价的基本方法[J].四川大学学报(工程科学版)2003(5):50-54.[9] 杨红春杨小平杨明忠等.牙哈凝析气田腐蚀机理及防腐措施研究[J].钻采工艺200730(2):117-119.[10] 刘惟.四川气田输气干线内腐蚀及其控制[J].油气储运199211(6):40-43.作者简介:杜洋(1984mdash)助理研究员硕士主要从事天然气开发与排水采气研究工作。Email:17503250@qq.com万方数据

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