朱向泰，米曉利

(1.中國(guó)冶金地質(zhì)總局地球物理勘查院，河北 保定 071051；2 中國(guó)石油集團(tuán)東方地球物理公司，河北 涿州 072750 )

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直接評(píng)價(jià)法在油氣集輸管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)中的應(yīng)用

朱向泰1，米曉利2

(1.中國(guó)冶金地質(zhì)總局地球物理勘查院，河北 保定 071051；2 中國(guó)石油集團(tuán)東方地球物理公司，河北 涿州 072750 )

摘要：文章以某油田集輸管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)為例，說(shuō)明了直接評(píng)價(jià)法能有效識(shí)別油氣集輸管道內(nèi)腐蝕，而且還能對(duì)因受條件制約不能進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)的集輸管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)，同時(shí)還能在內(nèi)腐蝕未發(fā)生之前進(jìn)行內(nèi)腐蝕預(yù)測(cè)并識(shí)別出管道內(nèi)腐蝕的高風(fēng)險(xiǎn)段。

關(guān)鍵詞：油氣集輸管道；內(nèi)腐蝕識(shí)別評(píng)價(jià)；內(nèi)腐蝕預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)；直接評(píng)價(jià)法；高風(fēng)險(xiǎn)段

0引言

管道運(yùn)輸是輸送石油、天然氣最經(jīng)濟(jì)、最安全、最有效的方式之一。但油氣管道因腐蝕破壞而造成的穿孔泄漏事故時(shí)有發(fā)生，隨之引起的的爆炸火災(zāi)、腐蝕污染不僅會(huì)帶來(lái)巨大的經(jīng)濟(jì)損失，還會(huì)嚴(yán)重地污染環(huán)境并破壞生態(tài)。管道腐蝕包括外腐蝕和內(nèi)腐蝕兩種，內(nèi)腐蝕是管道腐蝕的主要形式，大多集中在彎頭、低洼積水處、氣液交界面等處。內(nèi)腐蝕是由于油氣管道輸送的介質(zhì)含有腐蝕性成分引起的。水、硫化物、溶解鹽、CO2和O2等都是石油天然氣常見(jiàn)的天然伴生物，它們都對(duì)金屬管道產(chǎn)生腐蝕；當(dāng)水中溶解了CO2、H2S、鹽類(lèi)等雜質(zhì)時(shí)，對(duì)鋼鐵的腐蝕速度將顯著增強(qiáng)。因此，必須對(duì)管道定期進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)。

某油田集輸管道近300 km，發(fā)生過(guò)腐蝕失效事故，不僅影響了油田的正常生產(chǎn)，而且對(duì)當(dāng)?shù)厣鷳B(tài)系統(tǒng)也造成威脅。為了弄清該油田集輸管線的內(nèi)腐蝕現(xiàn)狀，保障管線的安全平穩(wěn)運(yùn)營(yíng)，作者2013年8月至2013年10月參加了油田進(jìn)行的內(nèi)腐蝕檢測(cè)工作，評(píng)價(jià)了其內(nèi)腐蝕狀況。

1檢測(cè)方法

國(guó)內(nèi)外在油氣管道內(nèi)腐蝕方面做了大量的工作，提出了多種檢測(cè)技術(shù)[1]。目前較為成熟、應(yīng)用較為普遍的有漏磁檢測(cè)、超聲波檢測(cè)、渦流檢測(cè)、射線檢測(cè)和基于光學(xué)原理的無(wú)損檢測(cè)5種，其中使用較為廣泛是漏磁通法和超聲波檢測(cè)法。但以上檢測(cè)方法幾乎都是在油氣管道的內(nèi)腐蝕既成事實(shí)之后才進(jìn)行檢測(cè)的，這造成了油氣企業(yè)重大的經(jīng)濟(jì)損失，需要停產(chǎn)檢修。如何在內(nèi)腐蝕成為問(wèn)題之前就提出解決辦法，進(jìn)行預(yù)防性維護(hù)就成了管道維護(hù)的關(guān)鍵所在。

1.1管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)方法

隨著油氣管道不斷老化帶來(lái)的管道內(nèi)腐蝕程度加劇，國(guó)內(nèi)外相關(guān)學(xué)者對(duì)油氣管道內(nèi)腐蝕的預(yù)測(cè)進(jìn)行了大量的研究[2]，并建立了許多科學(xué)的方法，包括CO2腐蝕速度預(yù)測(cè)數(shù)學(xué)模型、灰色系統(tǒng)與模糊數(shù)學(xué)腐蝕預(yù)測(cè)法、基于流場(chǎng)分析的管道內(nèi)腐蝕預(yù)測(cè)、基于信息融合的油氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)方法和管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)法。

(1)CO2腐蝕速率預(yù)測(cè)模型。主要包括經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ?、半?jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ秃蜋C(jī)理模型三類(lèi)。經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ褪歉鶕?jù)實(shí)驗(yàn)室和油氣田現(xiàn)場(chǎng)腐蝕數(shù)據(jù)建立的預(yù)測(cè)模型；半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ拖雀鶕?jù)腐蝕過(guò)程中的化學(xué)、電化學(xué)過(guò)程和介質(zhì)的傳輸過(guò)程建立腐蝕速率相關(guān)的動(dòng)力學(xué)模型，然后利用實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)以及現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)確定各因素的影響因子；機(jī)理模型主要是應(yīng)用腐蝕熱力學(xué)、動(dòng)力學(xué)以及物質(zhì)擴(kuò)散動(dòng)力學(xué)，基于CO2腐蝕機(jī)理建立腐蝕速率的預(yù)測(cè)模型。

(2)灰色系統(tǒng)與模糊數(shù)學(xué)腐蝕預(yù)測(cè)法。利用灰色系統(tǒng)研究管道內(nèi)腐蝕與腐蝕介質(zhì)間的潛在規(guī)律，利用模糊數(shù)學(xué)的“認(rèn)知的不確定性”特點(diǎn)處理“已經(jīng)在一定程度上揭示了其相關(guān)機(jī)理，并在一定程度上對(duì)腐蝕發(fā)展與介質(zhì)各因素之間的關(guān)系進(jìn)行了描述，但是相互之間還是存在不確定性”的問(wèn)題模糊關(guān)聯(lián)的方法，以建立各參數(shù)間的關(guān)聯(lián)性，并實(shí)現(xiàn)程序化求解的管道預(yù)測(cè)方法。

(3)基于流場(chǎng)分析的管道內(nèi)腐蝕預(yù)測(cè)。先對(duì)管道中的流型進(jìn)行判斷，再對(duì)管道內(nèi)的流場(chǎng)進(jìn)行分析，在流場(chǎng)參數(shù)基礎(chǔ)之上，借用“CO2腐蝕速率的預(yù)測(cè)模型”，對(duì)管道內(nèi)腐蝕速率進(jìn)行預(yù)測(cè)。

(4)基于信息融合的油氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)。此法由陳兵等人提出，是類(lèi)似于“灰色系統(tǒng)與模糊數(shù)學(xué)腐蝕預(yù)測(cè)方法”，基于現(xiàn)場(chǎng)的生產(chǎn)工藝參數(shù)、腐蝕性物質(zhì)參數(shù)和腐蝕檢測(cè)參數(shù)信息，形成較為龐大的腐蝕關(guān)聯(lián)信息庫(kù)，通過(guò)建模等方式形成一套以智能關(guān)聯(lián)來(lái)進(jìn)行腐蝕預(yù)測(cè)的油氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)體系。

(5)管道腐蝕直接評(píng)價(jià)法(ICDA)。ICDA方法是評(píng)價(jià)管道完整性的一種新方法。分為預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢測(cè)、直接檢查和后期評(píng)價(jià)四個(gè)步驟。該方法可準(zhǔn)確地定位內(nèi)腐蝕區(qū)域，優(yōu)化現(xiàn)有的檢測(cè)方法，并能提供最優(yōu)的腐蝕監(jiān)測(cè)位置。該方法最早由美國(guó)西南研究院提出，主要是針對(duì)于那些不能進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)的天然氣管道的內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)。2006年美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)形成了標(biāo)準(zhǔn)NACE SP 0206《干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)》。

本次對(duì)某油田集輸管道的內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)將采用直接評(píng)價(jià)法(ICDA)開(kāi)展工作。

1.2內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)思路與技術(shù)路線

(1)評(píng)價(jià)的思路：①首先通過(guò)預(yù)評(píng)價(jià)和內(nèi)腐蝕敏感管道初步預(yù)測(cè)，確定內(nèi)腐蝕敏感的管道作為分析和評(píng)價(jià)的重點(diǎn)；②對(duì)所確定的管道進(jìn)行敏感性深入分析，確定直接開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)；③對(duì)開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)進(jìn)行檢測(cè)，比較檢測(cè)結(jié)果與分析結(jié)果是否一致；④對(duì)分析為非敏感管道抽取少量檢測(cè)點(diǎn)進(jìn)行檢測(cè)，比較檢測(cè)結(jié)果與分析結(jié)果是否一致；⑤綜合以上分析，確定評(píng)價(jià)的有效性和準(zhǔn)確性，評(píng)價(jià)整個(gè)油田管道內(nèi)腐蝕狀況。

(2)技術(shù)路線：①首先對(duì)管道高程圖進(jìn)行分析(圖1)，并對(duì)部分地段進(jìn)行RTK測(cè)繪，在此基礎(chǔ)上，結(jié)合管道基本情況(沿線進(jìn)出起點(diǎn)、管材、規(guī)格及流量等)將管道分為若干個(gè)區(qū)域，每個(gè)區(qū)域稱為一個(gè)內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)區(qū)(即ICDA區(qū)域)；②分析集輸管線的腐蝕機(jī)理，即通過(guò)管道集輸介質(zhì)中含水量情況、凝析油分布情況和酸性氣體分壓大小判斷管線內(nèi)壁主要的腐蝕機(jī)理和腐蝕類(lèi)型，進(jìn)而有針對(duì)性的進(jìn)行檢測(cè)和評(píng)價(jià)；③進(jìn)行多相流分析，即通過(guò)多相流模擬計(jì)算，找到管線持液率較大的管段，判斷管道氣液交界處位置，同時(shí)確定各管段的流型流態(tài)；④進(jìn)行臨界積液分析，比較各管道實(shí)際流速與臨界流速大小，確定管線容易積液、發(fā)生內(nèi)腐蝕的位置；⑤由多相流模擬得到的持液率和臨界積液分析結(jié)果確定直接檢測(cè)點(diǎn)進(jìn)行直接檢測(cè)；⑥若檢測(cè)結(jié)果分析符合推斷的腐蝕程度，再增加少量檢測(cè)點(diǎn)進(jìn)行驗(yàn)證；若檢測(cè)結(jié)果分析不符合推斷的腐蝕程度，應(yīng)根據(jù)檢測(cè)結(jié)果重新模擬分析，增加直接檢測(cè)點(diǎn)，直到找到管道內(nèi)腐蝕的薄弱環(huán)節(jié)；⑦判斷評(píng)價(jià)的有效性，得到管道的腐蝕程度，提出管理維護(hù)建議，并確定再檢測(cè)周期。

圖1　管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)技術(shù)路線Fig.1　Technical route for appraisement of corrosionin oil-gas gathering and transportation pipeline

2數(shù)據(jù)分析

2.1完成工作量

某油田管道內(nèi)腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)涉及管道287 km，完成工作量如表1和表2所述。

2.2預(yù)評(píng)價(jià)及初步預(yù)測(cè)

(1)數(shù)據(jù)收集及ICDA可行性。在油田的大力配合下，收集了各管道的基本資料，管道具備ICDA評(píng)價(jià)條件，可以進(jìn)行ICDA評(píng)價(jià)。

(2)管段劃分及區(qū)域識(shí)別。以該油田某集輸管道為例，該管道沿途沒(méi)有升壓站、加熱站等引發(fā)壓力溫度突變，也不存在返輸，因此應(yīng)以各T接點(diǎn)為界將該管道劃分為5個(gè)評(píng)價(jià)區(qū)(圖2)。

(3)內(nèi)腐蝕敏感管道初步預(yù)測(cè)。在對(duì)油田所有集輸管道的集輸介質(zhì)、集輸工況進(jìn)行收集和分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合高程、埋深和走向測(cè)繪資料進(jìn)行評(píng)價(jià)區(qū)域劃分，初步確定了內(nèi)腐蝕更敏感的管道。某油田主要集輸管道的基本資料如表3所述。該油田絕大多數(shù)管道采用20#無(wú)縫鋼管，運(yùn)行時(shí)間大多在近5年以內(nèi)，最長(zhǎng)運(yùn)行時(shí)間為12年。其中油田A片區(qū)CO2含量很高，歷史上多次失效，是內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)的重點(diǎn)區(qū)域。但該區(qū)域幾條管道均已報(bào)廢，新建管道投用不久，又采用了內(nèi)襯、緩蝕劑等緩蝕措施，其內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)目前不大。根據(jù)其他管道內(nèi)腐蝕失效歷史、管道集輸壓力、運(yùn)行時(shí)間、集輸介質(zhì)的CO2含量情況，確定5條管道為內(nèi)腐蝕敏感管道，預(yù)計(jì)進(jìn)行20處開(kāi)挖檢測(cè)。為了保證評(píng)價(jià)結(jié)果的全面性并進(jìn)行對(duì)比，在內(nèi)腐蝕相對(duì)不敏感的5條管道上，預(yù)計(jì)選擇12處開(kāi)挖檢測(cè)。

2.3內(nèi)腐蝕敏感性分析及直接檢測(cè)點(diǎn)確定

2.3.1腐蝕機(jī)理分析

通過(guò)管道中腐蝕介質(zhì)含量，結(jié)合管道中游離水的礦化度情況，推斷出管道的內(nèi)腐蝕腐蝕機(jī)理。通過(guò)相應(yīng)的腐蝕速率預(yù)測(cè)模型計(jì)算，預(yù)測(cè)管道的腐蝕速率。

2.3.2管道多相流模擬分析

集輸管道的內(nèi)腐蝕強(qiáng)弱與管段的持液率大小成正相關(guān)關(guān)系。管道內(nèi)的介質(zhì)通常具有多種流態(tài)，采用專(zhuān)業(yè)多相流模擬軟件對(duì)管道的運(yùn)行狀況進(jìn)行多相流分析，可得到管道各段的持液率。根據(jù)管道的走向、高程、進(jìn)出口溫度、壓力、介質(zhì)成分、輸送工況等參數(shù)，采用計(jì)算流體力學(xué)數(shù)值仿真技術(shù)，對(duì)管道內(nèi)各流態(tài)進(jìn)行分析，預(yù)測(cè)管道內(nèi)持液率變化情況，從而確定內(nèi)腐蝕敏感段。

對(duì)某油田10條管道進(jìn)行流場(chǎng)模擬分析，采用管道最大輸油輸氣量進(jìn)行模擬。以其中一條管道為例，管道各段持液率分布如圖3所示。結(jié)果反映該管道有5段持液率大于0.1%，容易發(fā)生積液。即第12管段(269.88～313.27 m)、第112管段(3098.70～3152.34 m)、第204管段(6949.39～7006.09 m)、第345管段(11768.34～11804.65 m)、第353管段(11930.04～12071.45 m)。2.3.3臨界積液建模分析

在一組給定的流動(dòng)狀態(tài)參數(shù)下，能在湍流力的作用下存在而不被分解為更小粒徑的水滴有一個(gè)最大粒徑(dmax)。與此類(lèi)似，能在重力作用和變形、擠壓作用下可以保持懸浮而不沉淀的水滴也有一個(gè)最大粒徑(dcrit)。這兩個(gè)粒徑值相等的臨界點(diǎn)被稱為水在油中的分散臨界流速，將實(shí)際流速與這個(gè)臨界流速相比較，可以確定體系是否是一個(gè)穩(wěn)定的油包水分散系，以及體系是否會(huì)油水分層形成分層流。若體系不能以油包水分散系穩(wěn)定存在，其中的水就會(huì)沉降下來(lái)形成積液，引起內(nèi)腐蝕。

表1　某油田管道內(nèi)腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)工作量統(tǒng)計(jì)表

表2　某油田直接檢測(cè)點(diǎn)檢測(cè)工作量統(tǒng)計(jì)表

圖2　某油田集輸管道ICDA評(píng)價(jià)區(qū)域劃分Fig.2　ICDA appraisement division of oil-gas gathering and transportation pipeline in an oil field

管道名稱材質(zhì)規(guī)格/mm運(yùn)行時(shí)間/a集輸壓力/MPa集輸站A—處理中心AL245Φ168*761集輸站B—處理中心BL245Φ273*7.161.6井A—處理中心B20#Φ89*790.5井B—處理中心B20#Φ89*790.5井C—處理中心C20#Φ114*9122.5井D—處理中心D20#Φ114*9122.5井E—處理中心E20#Φ89*7100.5井F—處理中心F20#Φ159*620.5井G—處理中心G20#Φ89*480.4井H—處理中心H20#Φ89*480.4井I—井I20#Φ89*470.6井J—井J20#Φ89*470.6

圖3　各管段持液率分布示意圖Fig.3　Sketch showing liquid holdup distribution in each section of a pipeline

當(dāng)油相中的水滴相對(duì)獨(dú)立，完全懸浮在連續(xù)的烷烴相中時(shí)，稱為稀分散系。為了研究管道最?lèi)毫拥膬?nèi)腐蝕環(huán)境下的積液情況，各管道均選取了其2010—2013年運(yùn)行歷史上最大的日輸水量，所用建模參數(shù)來(lái)自于2010—2013年管道運(yùn)行報(bào)表。

以某油田某集輸管道的臨界傾角計(jì)算為例，說(shuō)明計(jì)算過(guò)程：

(1)

(2)

Uo=USW+USo

(3)

USW=QW/A

(4)

USo=Qo/A

(5)

式中，dmax為體系穩(wěn)定的最大水滴直徑(m)；D為管道內(nèi)徑(m)；ρo為油相密度(kg/m3)；ρm為混合相密度(kg/m3)；εw為含水率；Uo為油相流速(m/s)；QW為水相體積流量(m3/s)；Qo為油相體積流量(m3/s)；σ為水的表面張力(N/m)；ηo為油相黏度(Pa·s)。

水滴臨界尺寸由重力、變形、擠壓作用確定。重力作用對(duì)臨界液滴尺寸的影響公式為：

(6)

f=0.046/Re0.2

(7)

式中，dcd為受重力作用時(shí)臨界液滴直徑(m)；ρw為水相密度(kg/m3)；f為湍流系數(shù)；Re為油相雷諾數(shù)；g為重力加速度(9.81 m/s2)；θ為管道傾角(°)。

變形、擠壓作用對(duì)液滴臨界尺寸會(huì)產(chǎn)生很大影響，其公式為：

(8)

式中dcσ為受變形、擠壓作用時(shí)臨界液滴的直徑(m)。

臨界液滴尺寸的計(jì)算模型為：

(9)

式中dcrit為臨界液滴的直徑(m)。

將該管道相應(yīng)參數(shù)代入計(jì)算，得到：

1)受重力作用時(shí)臨界液滴的直徑dcd為0.0000135 m；受變形、擠壓作用時(shí)臨界液滴的直徑dcσ為0.00225 m。

2)臨界液滴的直徑dcrit取兩者間最大值，為0.00225 m。

3)當(dāng)dmax等于dcrit時(shí)，計(jì)算得到臨界流速Uo為0.54 m/s。

同理計(jì)算其他各管道臨界流速，并統(tǒng)計(jì)實(shí)際流速小于臨界流速的管段數(shù)量，結(jié)果如表4所述。

以A管道為例，其實(shí)際流速與臨界流速對(duì)比結(jié)果如圖4所示。

模擬結(jié)果表明，A管道實(shí)際流速均低于臨界流速，無(wú)法克服重力對(duì)水滴的影響，容易積液。其余管道在其存在最大水量時(shí)，其實(shí)際流速均低于臨界流速。根據(jù)以上建模分析，以上管道中一旦有水均會(huì)沉積下來(lái)，成為內(nèi)腐蝕敏感管段。因此管道持液率較高的管段水沉積多，從而更可能發(fā)生內(nèi)腐蝕。

表4某油田管道易積液管段數(shù)統(tǒng)計(jì)

Table 4Statistics of sectors subject to liquid

accumulation un pipeline of an oil field

圖4　某油田集輸管道A管道全線流速分布圖Fig.4　A pipeline across the velocity profile of oil-gasgathering and transportation pipeline in an oil field

2.3.4開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)確定

確定直接開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)的原則是：從起點(diǎn)開(kāi)始，預(yù)測(cè)積液可能性大的管道優(yōu)先檢測(cè)；同時(shí)根據(jù)管道其他容易引起積液的因素確定檢測(cè)點(diǎn)進(jìn)行驗(yàn)證。以A管道為例，確定開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)如下：

首先在易積液管段第12管段(269.88～313.27 m)、第112管段(3098.70～3152.34 m)、第204管段(6949.39～7006.09 m)、第345管段(11768.34～11804.65 m)各確定一個(gè)開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)(易積液的第353管段(11930.04～12071.45 m)因處于站內(nèi)，不便開(kāi)挖驗(yàn)證)。然后確定四個(gè)容易產(chǎn)生積液的支線進(jìn)氣三通，共8個(gè)驗(yàn)證點(diǎn)。開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)全線的分布如圖5所示，紅點(diǎn)表示直接檢測(cè)點(diǎn)位。

采用同樣的方法，確定了其他管道的直接檢測(cè)點(diǎn)。根據(jù)多相流和臨界積液分析得到的內(nèi)腐蝕敏感管段，各選擇了一定數(shù)量的開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)作為對(duì)比。為了使檢測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)論更全面，在其他管道上，還選定了25個(gè)抽檢點(diǎn)。

2.4開(kāi)挖驗(yàn)證

2.4.1開(kāi)挖檢測(cè)結(jié)果

以A管道為例，對(duì)管道采用超聲波測(cè)厚檢測(cè)，結(jié)果顯示管道有不同程度的減薄。詳細(xì)檢測(cè)結(jié)果，如表5所述。

2.4.2檢測(cè)結(jié)果分析

(1)測(cè)厚結(jié)果分析。對(duì)某油田集輸管道A管道內(nèi)腐蝕狀況分析如表6。①所檢測(cè)管線直管段的點(diǎn)蝕坑最大不超過(guò)2mm(最大1.90 mm)，根據(jù)SY/T 0087.2—2002中規(guī)定最大蝕深在1～2 mm為中度腐蝕，故管線處于中度腐蝕范圍內(nèi)。②所檢管線最大點(diǎn)蝕速度在0.38 mm/a以下，但已屬于嚴(yán)重點(diǎn)蝕范圍(SY/T 0087.2—2002標(biāo)準(zhǔn))。

圖5　某油田集輸管道A管道開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)分布情況示意圖Fig.5　A pipe excavation verification point distribution diagram of oil-gas gathering and transportation pipeline in an oil field

Z檢測(cè)點(diǎn)里程/m最大壁厚/mm平均壁厚/mm最小壁厚/mm腐蝕部位1#269.88964.904.333.7011點(diǎn)鐘2#3152.3406855.204.924.508點(diǎn)鐘3#4760.2476175.305.084.906點(diǎn)鐘3#彎頭7006.0934246.455.935.251點(diǎn)鐘4#11804.65186.805.975.256點(diǎn)鐘5#1321.37617.356.455.456點(diǎn)鐘6#3615.6633335.304.954.605點(diǎn)鐘7#7866.2436655.505.215.004點(diǎn)鐘8#269.88965.555.214.954點(diǎn)鐘

表6　某油田集輸管道A管道開(kāi)挖檢測(cè)點(diǎn)管道腐蝕情況

(2)開(kāi)挖點(diǎn)內(nèi)腐蝕情況分析。由開(kāi)挖直接檢測(cè)情況可對(duì)管線的內(nèi)腐蝕情況可知：①開(kāi)挖驗(yàn)證內(nèi)腐蝕敏感管段表明，目前管道壁厚變化量很小，屬于中度腐蝕；②開(kāi)挖驗(yàn)證內(nèi)腐蝕敏感管段表明，某些管段(包括彎頭)的最大點(diǎn)蝕速度屬于嚴(yán)重范圍；③開(kāi)挖點(diǎn)最大點(diǎn)蝕速度為0.333 mm/a，與預(yù)測(cè)值0.24 mm/a相比較已屬于嚴(yán)重點(diǎn)蝕范圍(0.20～0.38 mm/a)。

2.4.3開(kāi)挖驗(yàn)證小結(jié)

通過(guò)開(kāi)挖檢測(cè)分析，可以得到如下5點(diǎn)結(jié)論。

(1)開(kāi)挖驗(yàn)證發(fā)現(xiàn)，管道內(nèi)腐蝕程度不一，主要呈點(diǎn)蝕為主的局部腐蝕特征。

(2)A管道開(kāi)挖點(diǎn)最大壁厚變化量1.9 mm，處于SY/T 0087.2—2002標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的中度腐蝕的范圍；在8個(gè)開(kāi)挖點(diǎn)取得的9個(gè)管段數(shù)據(jù)中，有4個(gè)處于中度腐蝕范圍。

(3)A管道開(kāi)挖點(diǎn)最大點(diǎn)蝕速度為0.333 mm/a，屬于SY/T 0087.2—2002標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的嚴(yán)重點(diǎn)蝕范圍；在8個(gè)開(kāi)挖點(diǎn)取得的9個(gè)管段數(shù)據(jù)中，有4個(gè)處于嚴(yán)重腐蝕范圍。

(4)對(duì)五條內(nèi)腐蝕敏感管道進(jìn)行了21個(gè)開(kāi)挖檢測(cè)，最高腐蝕速率0.333 mm/a，最低腐蝕速率0.060 mm/a，平均達(dá)0.153 mm/a；而用于對(duì)比的20個(gè)點(diǎn)最大腐蝕速率0.068 mm/a，平均0.035 mm/a；抽檢的其他點(diǎn)最大腐蝕速率0.077 mm/a，平均0.042 mm/a；內(nèi)腐蝕敏感管道的腐蝕程度明顯高于其他管道，證明對(duì)內(nèi)腐蝕敏感管道的分析是正確的。

(5)在五條內(nèi)腐蝕敏感管道的21個(gè)開(kāi)挖點(diǎn)取得的23個(gè)管段內(nèi)腐蝕數(shù)據(jù)(包括彎頭)中，16個(gè)的超過(guò)0.1 mm/a，占到70%，即內(nèi)腐蝕敏感管段的判斷準(zhǔn)確率為70%。

2.5后期評(píng)價(jià)

(1)ICDA有效性。本次ICDA檢測(cè)評(píng)價(jià)建立在對(duì)該油田集輸管道資料的收集分析基礎(chǔ)上，通過(guò)腐蝕機(jī)理分析推斷管道的內(nèi)腐蝕程度。在多相流模擬和臨界積液分析基礎(chǔ)上，確定管道的內(nèi)腐蝕敏感段，并在這些管段上開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)驗(yàn)證分析結(jié)果的準(zhǔn)確性。對(duì)比內(nèi)腐蝕敏感管道和費(fèi)敏感管道的檢測(cè)數(shù)據(jù)，證明內(nèi)腐蝕敏感管道選擇是準(zhǔn)確的；管道內(nèi)腐蝕程度也符合推斷，因此本次ICDA評(píng)價(jià)是有效的。

(2)缺陷剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)?；贏SME B31G—2009《Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines》計(jì)算各管道開(kāi)挖驗(yàn)證點(diǎn)處最嚴(yán)重缺陷的最大允許操作壓力 (MAOP) 值和缺陷的維修系數(shù) (ERF) 值。以A管道為例，其計(jì)算結(jié)果如表7。結(jié)果表明該管道所有的檢測(cè)點(diǎn)的最嚴(yán)重缺陷的最大允許操作壓力均滿足管道設(shè)計(jì)壓力要求。對(duì)其余各線的檢測(cè)點(diǎn)進(jìn)行剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)，結(jié)果均為滿足管道設(shè)計(jì)壓力要求。

(3)再評(píng)價(jià)時(shí)間確定。隨著時(shí)間推移，缺陷會(huì)進(jìn)一步發(fā)展。假設(shè)缺陷發(fā)展保持當(dāng)前腐蝕速率，則管道運(yùn)行一定時(shí)間后的ERF值如表8所述?？梢?jiàn)，在缺陷發(fā)展保持當(dāng)前的速率保持當(dāng)前腐蝕速率條件下，3年后1#、4#和5#缺陷的ERF值已大于或接近1，5年后3#彎頭、8#缺陷ERF值已接近1?？紤]的腐蝕缺陷的發(fā)展可能是加速的，因此該管道再評(píng)價(jià)時(shí)間為3年。同理，對(duì)其他管道進(jìn)行再評(píng)價(jià)時(shí)間確定如表9所示。

(4)重點(diǎn)關(guān)注管段。根據(jù)A管道內(nèi)腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)果，管道持液率>0.1的5個(gè)管段中，開(kāi)挖驗(yàn)證了4個(gè)，其中3個(gè)內(nèi)腐蝕速率超過(guò)0.13 mm/a。4個(gè)支線進(jìn)氣三通中由2個(gè)腐蝕速率超過(guò)0.1 mm/a。因此，應(yīng)對(duì)A管道以下管段加以關(guān)注，如表10所述。

表7　某油田集輸管道A管道缺陷處MAOP和ERF值

表8　某油田集輸管道A管道缺陷深度隨時(shí)間變化情況

表9　某油田集輸管道再評(píng)價(jià)時(shí)間

表10　某油田集輸管道A管道內(nèi)腐蝕重點(diǎn)關(guān)注管段

3結(jié)論

本次工作表明，內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法能有效識(shí)別油氣集輸管道內(nèi)腐蝕，而且還能對(duì)那些由于物理和幾何條件的制約條件不能進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)的管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)，能節(jié)約人力和物力，同時(shí)還能在內(nèi)腐蝕未發(fā)生之前識(shí)別出集輸管道的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)段，進(jìn)行預(yù)防性維護(hù)。

(1)某油田集輸管道介質(zhì)流速偏低，游離水極易沉降，形成有利于內(nèi)腐蝕發(fā)展的環(huán)境。因此應(yīng)考慮在起點(diǎn)站設(shè)置油水分離器，盡量避免游離水進(jìn)入管道。

(2)集輸管道低洼地段的彎頭位置容易積存游離水，是該油田集輸管道內(nèi)腐蝕發(fā)展最快的部位。建議下一步對(duì)更多的彎頭開(kāi)挖檢測(cè)。

參考文獻(xiàn)：

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Application of direct appraisement method to appraisement of corrosion in oil-gas gathering and transportation pipeline

ZHU Xiangtai1, MI Xiaoli2

(1.Geophysical Exploration Institute, Baoding 071051,Hebei, China；2.OrientalGeophysicsCompanyofSino-petroleumGroupCo.Zuozhou072750,Hebei,China)

Abstract：Direct appraisement method of corrosion in oil-gas gathering and transportation pipeline of a oil field is taken as an example to illustrate effectiveness of the method for recognition of corrosion in the pipeline. In addition corrosion in the pipeline can be appraised under conditions that do not allow corrosion check in pipeline and risky sectors of corrosion in the pipeline predicted before it is corroded by the method.

Key Words：oil-gas gathering and transportation pipeline; appraisement for recognition of corrosion in the pipeline; appraisement for prediction of corrosion in the pipeline; direct appraisement method; high risk sector

收稿日期：2015-09-24；責(zé)任編輯：王傳泰

作者簡(jiǎn)介：朱向泰(1968—)，男，高級(jí)工程師，1991年畢業(yè)于成都地質(zhì)學(xué)院物探系，長(zhǎng)期從事地球物理勘查技術(shù)研究及管理工作。

通信地址：河北省保定市陽(yáng)光北大街139號(hào)，中國(guó)冶金地質(zhì)總局地球物理勘查院；郵政編碼：071051；E-mail：bdwtzx@sina.com

doi:10.6053/j.issn.1001-1412.2016.02.022

中圖分類(lèi)號(hào)：P631.5，TE988.2

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A