长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座

长输天然气管道内腐蚀事故

魏丹艺长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第1页管道内腐蚀不论是油管线、气管线，还是水管线，其管道内壁都是与输送介质直接接触，而很多输送介质中混杂了许多腐蚀基因，如高矿化度水、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、硫酸盐还原菌和氯离子等，在温度、压力、流速以及交变应力等多元原因复合交织影响下，给碳钢局部腐蚀带来了严重危害。概述长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第2页经典事故年8月19日早晨5时26分，美国EIPaso天然气企业在新墨西哥州Carlsbad附近天然气管道发生断裂，释放气体被引燃并连续燃烧55分钟，燃烧大火柱达50米高，附近12名露营者死亡，直接损失共计998296美元。发生爆炸管线建于1950年，管道直径762mm，名义厚度是8.5mm。事故发生时管道运行压力约为最大允许压力80％。案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第3页管道断裂力量和逸出气体

发生爆炸使地下大约14.9m

管道断裂呈3部分，其中2部分

各自被抛出了71.3m和87.5m。

现场落实这3段管道经试验室检验，没有发觉显著外部腐蚀，

沿着上半部管道内表面也未发觉腐蚀，但在管道底部内表面观察到腐蚀造成严重壁厚损失。

案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第4页腐蚀损伤区域长约6.5m。管道底部腐蚀损伤程度最为严重，腐蚀最严重区域管壁厚度降低达管道原壁厚72％

断口检验表明，断裂发生在腐蚀区域剩下壁厚上，因为作用在剩下壁厚上过量应力而断裂，没有疲劳裂纹或腐蚀退化证据，在断裂处腐蚀没有穿透管壁。案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第5页对取自管道内部蚀坑，腐蚀损伤区域材料x射线衍射光谱分析，发觉金属中有高含量氯和钠。在腐蚀产物、沉淀物样品中能够观察到有氯化物，凹坑处氯化物浓度比凹坑外浓度高得多。因而，能够得出结论：管线断裂处发觉腐蚀是由管道内微生物和湿气、氯化物、02、CO2和H2S等原因综合造成.

案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第6页断裂处管道顶部管壁上有5个褶皱，褶皱原因是管道弯曲，弯曲是在施工期间布管或者管道运行后如土体移动等外力造成。管道因为弯曲而形成褶皱时，正对着褶皱管道底部就出现了低点位置。在断裂管道上观察到内腐蚀就发生在这个低点处，液体可能在此处积聚成液面上下波动液池。因为水体积质量大于管中碳氢化合物，所以水在池子底部，碳氢化合物液体在上面，给管道内腐蚀创造了良好环境。案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第7页在事故管道中观察到管内有相连凹坑这些凹坑展现条纹状和凹痕状，腐蚀损伤形态同水线腐蚀似，这与微生物腐蚀相关。事故发生后，在管道断裂处下游大约634m管内发觉了内腐蚀，从两个凹坑搜集样品中检测到总共有4种微生物(硫酸盐菌、酸性菌、普通有氧菌和厌氧菌)。

案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第8页事故是因为严重内腐蚀使得管壁厚度减薄到不能承受管内压力，造成管道发生断裂。管道断裂处腐蚀可能是由管线内微生物和湿气、氯化物、O2

、CO2

和H2S等原因综合作用造成。管道断裂处上游分液管局部堵塞，经过分液管排液口液体经过管道并在管道低点处积聚。

案例分析长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第9页引发缝内加速腐蚀机理分析示意图长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第10页普通天然气在输出时都会进行处理，变成干气，但天然气在一定温度和压力下仍含有一定含水饱和率，大气压力、温度越高，其含水饱和率下降，反之，含水饱和率升高，另外，输气管道压力降低，天然气含水饱和率也会升高。同一季节，温度改变普通不大，但气体流速小于7m/s，管道中发生是层流，依据层流理论，液体积聚大多发生在管道底部，内腐蚀主要发生在一些特定地段和部位，主要在低洼地段（尤其是四季积水改变段），而且往往分布在管线侧面约四五点和八九点位置处。管道使用年份增加，往往会使管道某一位置发生液体积聚结论长输天然气管道内腐蚀事故专家讲座第11页天然气技术指标干气管道气质组成国家要求硫化氢含量都非