許道振1 羅鋒1 劉明1 李巖2 楊宏偉1

1.中國(guó)石油規(guī)劃總院； 2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司

摘 要： 針對(duì)油田鋼質(zhì)集輸管道內(nèi)腐蝕嚴(yán)重，且檢測(cè)技術(shù)缺失的現(xiàn)狀，以長(zhǎng)慶油田某管段為試點(diǎn)，探索了內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)在此類管道上的應(yīng)用，通過腐蝕模型預(yù)測(cè)、流動(dòng)分析對(duì)管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行了評(píng)價(jià)，并提出了管道沿線高風(fēng)險(xiǎn)篩選和識(shí)別的原則方法，風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證趨勢(shì)較為一致。

關(guān)鍵詞： 油田集輸管線；內(nèi)腐蝕；模型；直接評(píng)價(jià)；驗(yàn)證

經(jīng)過多年的開發(fā)，國(guó)內(nèi)油田采出液大多含水率高、水相礦物質(zhì)含量高，加之二次和三次采油技術(shù)的應(yīng)用，采出液中往往還伴隨有CO2及聚合物等成分，集輸管線內(nèi)腐蝕嚴(yán)重，穿孔泄露事故頻發(fā)。油田集輸管道管徑較小、流量低、不配備收發(fā)球等設(shè)施，智能內(nèi)檢測(cè)無法使用且成本較高。檢測(cè)技術(shù)的缺失使得目前油田集輸管線的完整性管理遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能滿足國(guó)家對(duì)安全生產(chǎn)和環(huán)境保護(hù)日益嚴(yán)格的要求。

內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)（ICDA）是有效的管道完整性評(píng)價(jià)技術(shù)。美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)（NACE）從2006年至2016年相繼頒布了4個(gè)關(guān)于ICDA的標(biāo)準(zhǔn)，適用于不同輸送介質(zhì)的管道。評(píng)價(jià)主要包括預(yù)評(píng)價(jià)、間接評(píng)價(jià)、直接檢測(cè)及后評(píng)價(jià)四部分，其中間接評(píng)價(jià)和直接檢測(cè)是ICDA的核心步驟。 2016年頒布的多相流管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)[1]適用于油田集輸管線，但由于多相流管道內(nèi)腐蝕影響因素復(fù)雜，該標(biāo)準(zhǔn)并未推薦具體的評(píng)價(jià)模型，且頒布時(shí)間較短，而國(guó)內(nèi)油田集輸管道相對(duì)國(guó)外管線具有含水量高等特點(diǎn)，因此如何借鑒相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)用于指導(dǎo)我國(guó)油田集輸管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)尚需開展研究和探索。

1 腐蝕模型的建立

在美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)（NACE）相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中，干氣和液體石油管線由于輸送介質(zhì)含水率很低，高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的選取是通過流動(dòng)計(jì)算、篩選游離水在管中可能存在的位置來實(shí)現(xiàn)的，不用建立腐蝕模型，只需建立流動(dòng)模型即可。而國(guó)內(nèi)油田集輸管道含水率均超5%，有的高達(dá)95%以上，因此管道中普遍存在自由水，通過篩選自由水的位置來確定腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)是無法實(shí)現(xiàn)的。對(duì)于此類管線，應(yīng)建立適應(yīng)于腐蝕類型的腐蝕模型，通過考慮影響內(nèi)腐蝕速率的因素（如溫度、壓力、流型等）在管道沿程上的不同，對(duì)高腐蝕速率管段進(jìn)行篩選，從而確定高風(fēng)險(xiǎn)管段。

1.1 腐蝕原因分析

介質(zhì)分析是確定腐蝕原因，建立腐蝕模型的基礎(chǔ)和首要依據(jù)。長(zhǎng)慶油田某區(qū)塊集輸管道輸送介質(zhì)為油氣水三相， DN60管線，含水率60%，管道壓力3 MPa，輸送溫度40℃。對(duì)輸送介質(zhì)取樣分析發(fā)現(xiàn)：氣體中含CO2和H2S腐蝕性氣體， CO2含量較高，濃度為幾萬ppm(mg/kg)數(shù)量級(jí)，而H2S含量為微量，為幾十ppm(mg/kg)數(shù)量級(jí)。水相中Cl-濃度為幾萬mg/L數(shù)量級(jí)，另外還檢測(cè)了Ca2+、 SO42-、 HCO3-含量及pH等參數(shù)。

可以看出：管道中油氣水三相輸送介質(zhì)以液相為主，含水率60%，為內(nèi)腐蝕提供了環(huán)境。管道中的腐蝕介質(zhì)主要為CO2和H2S，比例大于500，處于CO2腐蝕控制范圍。而水相中大量的Cl-、 HCO3-等會(huì)對(duì)腐蝕速率產(chǎn)生影響。此外，對(duì)于油氣水三相共存的集輸管道隨著管道地形起伏的變化，管道不同管段會(huì)出現(xiàn)不同的流型，管段的當(dāng)?shù)亓魉伲╥n-situ velocity）、壁面剪切力（wall shear stress）的改變會(huì)影響腐蝕介質(zhì)和腐蝕產(chǎn)物的傳質(zhì)，影響腐蝕速率[2]。

1.2 腐蝕模型的建立

從腐蝕原因的初步分析結(jié)果看出，管道的內(nèi)腐蝕主要由CO2引起，管道的壓力、溫度、流量以及水相中Cl-等離子濃度均是影響內(nèi)腐蝕速率的影響因素。采用Wood Group公司研發(fā)的ECE軟件，該軟件主要基于de Waard模型，計(jì)算結(jié)果在業(yè)內(nèi)具有良好的認(rèn)可度。在CO 2腐蝕的基礎(chǔ)上，考慮了H 2S、流速、水相中Cl-離子濃度、 pH值，以及管道沿程溫降和壓力降等多因素的影響。

計(jì)算管道不同管段的腐蝕速率，從而確定管道沿程內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)。在ECE軟件計(jì)算結(jié)果的基礎(chǔ)上采用Honeywell的Predict軟件對(duì)管道沿程的腐蝕速率進(jìn)行修正。 Predict軟件同樣也是基于de Waard模型來對(duì)CO2為主的腐蝕進(jìn)行預(yù)測(cè)，同時(shí)Predict模型能夠?qū)Χ嘞嗔髁鲬B(tài)進(jìn)行簡(jiǎn)單的模擬和計(jì)算，在其腐蝕速率預(yù)測(cè)中能夠考慮管道的實(shí)際起伏狀況對(duì)腐蝕速率的影響。

將ECE軟件和Predict軟件的內(nèi)腐蝕速率計(jì)算結(jié)果進(jìn)行加權(quán)平均，便得到了管道沿程的腐蝕速率預(yù)測(cè)曲線。

1.3 高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)與開挖點(diǎn)的篩選

（1）高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)篩選

管道沿程腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的選取主要依據(jù)建立的上述腐蝕模型進(jìn)行篩選。同時(shí)，考慮到多相流動(dòng)產(chǎn)生的不同流型會(huì)對(duì)傳質(zhì)產(chǎn)生極大的影響，尤其是段塞流等會(huì)對(duì)管壁造成較大的沖擊，加大腐蝕介質(zhì)的傳入以及腐蝕產(chǎn)物的傳出，加劇腐蝕的去極化現(xiàn)象，雖然在模型預(yù)測(cè)時(shí)， Predict軟件考慮了流型的不同對(duì)腐蝕速率的影響，但計(jì)算方法以流型圖法為主，因此為加大對(duì)高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的篩查，在推薦高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)時(shí)，著重考慮了特定流型（如段塞流）管段以及流型轉(zhuǎn)換管段的選取。

（2）開挖點(diǎn)選取

開挖點(diǎn)的篩選一是通過直接檢測(cè)對(duì)管壁進(jìn)行檢測(cè)和評(píng)價(jià)；二是通過與模型預(yù)測(cè)結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，進(jìn)行模型驗(yàn)證和校正。

開挖點(diǎn)選取時(shí)重點(diǎn)考慮以下因素：①基于高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的篩選結(jié)果選取部分開挖點(diǎn)，主要考慮腐蝕和流動(dòng)等因素。②選取部分中等風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)和低風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)，以滿足在模型驗(yàn)證時(shí)有足夠的代表性。選取的開挖點(diǎn)如圖 1所示。

圖 1  管道沿程腐蝕速率—流型—高程里程及開挖點(diǎn)推薦圖

2 現(xiàn)場(chǎng)開挖驗(yàn)證

經(jīng)技術(shù)對(duì)比和篩選，選用C掃描對(duì)管壁缺陷進(jìn)行整體掃描，然后利用超聲測(cè)厚技術(shù)進(jìn)行管壁測(cè)量，以實(shí)現(xiàn)缺陷的全覆蓋和精確測(cè)量。在測(cè)量壁厚時(shí)，軸向1米管段內(nèi)不小于10個(gè)測(cè)試環(huán)，每個(gè)測(cè)試環(huán)不小于10個(gè)測(cè)試點(diǎn)，每個(gè)點(diǎn)進(jìn)行3次測(cè)厚，對(duì)于明顯的壁厚損失點(diǎn)進(jìn)行網(wǎng)格加密測(cè)量。

由于目前油田集輸管線一般不進(jìn)行基線檢測(cè)，缺少管道原始壁厚數(shù)據(jù)，無法計(jì)算管壁的實(shí)際腐蝕速率，預(yù)測(cè)的腐蝕速率又難以直接和壁厚損失進(jìn)行對(duì)比。因此將兩者趨勢(shì)進(jìn)行了對(duì)比，如圖 2所示。從圖中可以看出，管道沿程預(yù)測(cè)的內(nèi)腐蝕速率與實(shí)際開挖的10個(gè)點(diǎn)測(cè)得的最大壁厚損失在趨勢(shì)上總體吻合。在管道的入口處，管壁的內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)程度最高，實(shí)際開挖過程中最大管壁損失超過了12%。隨著向管線下游延伸，預(yù)測(cè)的內(nèi)腐蝕速率和實(shí)際檢測(cè)的最大壁厚損失均呈減小的趨勢(shì)，預(yù)測(cè)的腐蝕速率從入口的0.25 mm/a降至0.10 mm/a，而檢測(cè)的最大管壁損失也從12% 降至4%。這與管道沿程溫度下降、壓力下降導(dǎo)致的腐蝕性氣體分壓下降等因素有關(guān)。 9#開挖點(diǎn)兩點(diǎn)之間存在不吻合，該處的實(shí)際最大壁厚損失出現(xiàn)了上升，達(dá)到了8%。初步分析：該處不是由于制造缺陷導(dǎo)致，而是由于發(fā)生的點(diǎn)蝕所致。已建議管道管理者對(duì)該管段進(jìn)行重點(diǎn)觀察和維護(hù)，等換管時(shí)由實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行進(jìn)一步檢測(cè)和分析。

圖2  模型預(yù)測(cè)結(jié)果與管壁現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)對(duì)比

3 結(jié)論

（1）高含水油田集輸管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的選取應(yīng)基于腐蝕類型、影響因素等，區(qū)分并計(jì)算管道沿程不同管段影響腐蝕速率的因素，通過模型計(jì)算綜合考慮。通過查找積水位置的方法已不適用于此類管線的評(píng)估。

（2）直接開挖檢測(cè)采用C掃描和超聲波測(cè)厚的方法能夠較好地篩查內(nèi)壁腐蝕缺陷，定量分析管壁金屬損失。

（3）腐蝕預(yù)測(cè)過程中應(yīng)充分考慮腐蝕面臨的全面腐蝕、局部腐蝕及點(diǎn)蝕風(fēng)險(xiǎn)。

參考文獻(xiàn)：

[1]NACE SP0116多相流管道內(nèi)腐蝕直接檢測(cè)和評(píng)價(jià)[S]， NACE， 2016。

[2]S.Nesic, Effects of Multiphase Flow on Internal CO2 Corrosion of Mild Steel Pipelines [J], Energy & Fuels,2012, （26）： 4 098-4 111.

作者：許道振，博士，高級(jí)工程師， 2013年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，目前在中國(guó)石油規(guī)劃總院主要從事輸油氣管道方面的工作。

（本篇論文獲第六屆中國(guó)管道完整性管理技術(shù)交流大會(huì)一等獎(jiǎng)，經(jīng)作者同意，本刊轉(zhuǎn)載時(shí)有刪改。）