毛穎，趙飛，夏大林，谷壇，劉杰，胡敏，梅海粟

1.中國石油浙江油田分公司；2.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院

0 引言

近年來，油氣管道安全與環(huán)保的壓力與日俱增，油氣田管道的腐蝕問題一直是引起管道失效的主要原因之一。如何掌握管道的內外腐蝕狀況和腐蝕缺陷，及時采取有效的治理措施消除管道失效風險是控制管道失效的關鍵，也是管道完整性管理的重要環(huán)節(jié)。特別是如何針對無法開展內檢測的管道進行內腐蝕缺陷分析，一直是人們關注的焦點。內腐蝕評價就是分析內腐蝕缺陷的重要方法之一，目前已經(jīng)研發(fā)出了針對腐蝕的預測軟件，但是由于輸送介質、運行參數(shù)等條件的變化，其預測結果與實際腐蝕情況的差異較大，無法滿足實際應用需要。本文以頁巖氣集輸系統(tǒng)管道為研究對象，結合頁巖氣輸送介質的組成及特點分析，從腐蝕預測軟件的選擇和模型修正研究入手，開展系統(tǒng)研究，形成了一套適用于頁巖氣集輸系統(tǒng)管道內腐蝕預測的方法，實現(xiàn)了頁巖氣管道腐蝕敏感區(qū)域預測的高符合率，達到了預測壁厚損失與實際壁厚損失基本保持線性規(guī)律的良好效果，預判了集輸管道的內腐蝕狀況，對于及時采取針對性維修維護措施、指導腐蝕方案設計、提高集輸管道完整性管理水平提供了技術支持。

1 初始內腐蝕評價模型選擇

針對不同腐蝕介質或工況，目前存在多種計算模型，DeWaard 95腐蝕速率預測模型、NORSORK M506腐蝕速率預測模型等運用較為廣泛。多種腐蝕速率模型在不同參數(shù)條件下，預測準確性也會發(fā)生變化。

NORSORK M506模型作為經(jīng)驗模型，適用于溫度20～150 ℃，CO2/H2S＞500，pH值為 3.5～6.5。模型優(yōu)點為注重腐蝕產物膜，考慮了緩蝕劑、剪切力、乙二醇等腐蝕因素，對 pH值更敏感，在較高溫度和 pH值的工況下，預測的腐蝕速率較低。其可以用于預測材料的均勻腐蝕速率，但材料出現(xiàn)局部不規(guī)則情況時（如出現(xiàn)點蝕、臺地狀腐蝕等），預測結果往往也低于實際情況。

DeWaard 95模型作為半經(jīng)驗模型應用較為廣泛［1］。該模型基于腐蝕失重試驗建立，模型中包含了與流速無關的腐蝕反應動力學過程和與流速相關的傳質過程，溫度低于 90 ℃時該模型與環(huán)流試驗結果吻合得較好。DeWaard 95腐蝕速率預測模型主要考慮了腐蝕速率與垢、pH值、溫度、二氧化碳分壓之間的關系。其理論基于無氧的 CO2和水溶液中碳鋼的腐蝕速率由陰極反應析氫動力學控制，并根據(jù)實驗結果提出了碳鋼及低合金鋼的 CO2腐蝕速率計算模型。

結合頁巖氣生產特性，造成頁巖氣生產管道腐蝕的主要原因是CO2、SRB細菌（硫酸鹽還原細菌）、Cl-的協(xié)同腐蝕作用，CO2溶于管壁表面的液膜，產生酸性腐蝕環(huán)境，CO2與Fe發(fā)生電化學腐蝕反應，形成點蝕坑，并產生 Fe2+，SRB細菌將水質中的硫酸根離子轉變?yōu)镠2S，與Fe2+結合生成FeS、FeS2，并在Cl－的促進作用下，造成管道腐蝕穿孔。

目前沒有以CO2、SRB細菌、Cl－為腐蝕機理的計算模型，分析研究各計算模型適用工況、腐蝕因素權重等因素，為提高預測準確度，選擇DeWaard 95模型作為本次計算初始模型［2］，該模型表達式為：

式（1）～（4）中：Vcorr——腐蝕速率，mm/a；Vr——反應速率，mm/a；Vm——傳質速率，mm/a；t——介質溫度，℃；Pco2——CO2分壓，MPa； pHact——實際pH值，無量綱；pHco2——CO2飽和溶劑的pH值，無量綱；vl——介質的液相流動速度，m/s；d——管道直徑，m。

2 內腐蝕模型修正與評價

2.1 頁巖氣腐蝕特點

頁巖氣集輸系統(tǒng)腐蝕問題主要集中在壓裂施工結束后的排采和生產兩個階段。排采期一般持續(xù) 1至3個月，生產期持續(xù)至井壽命結束。兩個階段腐蝕特點不盡相同。

排采階段相對較短，主要目的是為了釋放壓入井下的游離砂與游離水，從而獲得穩(wěn)定的頁巖氣產量。排采階段具有高溫、高壓、高產量、高液量的特點。高壓、高砂量條件下，砂粒對地面排采流程介質流態(tài)突變部位進行持續(xù)沖刷腐蝕，短時間內可擊穿排采流程的彎頭、三通、閥門等部件，或造成閥門內部結構損壞。同時，高溫、高液量條件下平臺分離效率不理想，大量返排液進入集氣管道滯留積液造成集氣管道電化學腐蝕，致使管道腐蝕穿孔失效。

頁巖氣生產階段至井壽命結束，可分為生產初期（產氣量較高、產水量較大、產氣量下降較快、少量出砂）、生產平穩(wěn)期（產氣量和產水量相對穩(wěn)定、基本不出砂）和生產后期（產氣量小、產水少、不出砂）。生產階段主要表現(xiàn)為集氣管道內局部積液造成的集氣管道電化學腐蝕，致使管道腐蝕穿孔失效，失效形貌見圖1。頁巖氣各階段生產特點見表1，頁巖氣各階段腐蝕特點見表2。

表1 頁巖氣各階段生產特點

表2 頁巖氣各階段腐蝕特點

圖1 某頁巖氣管道腐蝕穿孔形貌

2.2 內腐蝕評價管道基本信息

2.2.1 管道參數(shù)

該頁巖氣集氣管道規(guī)格為Φ219.1 mm×6.3 mm，材質為L360Q鋼，于2016年9月投產，防腐層為三層PE，設計壓力8.0 MPa，管道設計總長為5.4 km。

2.2.2 介質屬性

頁巖氣甲烷含量約98.7%、氮氣含量約0.5%、乙烷含量約0.5%、管道二氧化碳平均分壓約0.25%，密度為0.71 kg/m3，高位發(fā)熱量為38.6 MJ/m3，低位發(fā)熱量為34.8 MJ/m3，不含H2S。

水質分析報告顯示，共含有 Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Fe2+、Cl-、CO32-、HCO3-、SO42-共9種離子（含量見表3），pH值為6.0～7.4，電導率約為38.5 ms，主要水型為氯化鈣（CaCl2）、碳酸氫鈉（NaHCO3）、硫酸鈉（NaSO4），礦化度為21 510 mg/L。

表3 頁巖氣管道水質組分表 單位：mg/L

細菌監(jiān)測結果顯示，水樣中腐生菌含量為250 000個/mL，鐵細菌為600個/mL，硫酸鹽還原菌為850個/mL，ORP（氧化還原電位）為-206 mV。

2.2.3 運行數(shù)據(jù)

頁巖氣在生產過程產氣量遞減明顯（詳見圖2、圖3），生產初期管道運行壓力為6～7 MPa，單井產量為 10×104～15×104m3/d，低壓低產期運行壓力1.5～2 MPa，單井產量為 2×104～3×104m3/d。

圖2 井口壓力遞減曲線

圖3 產氣量遞減曲線

2.2.4 管道代表性分析

目標管道于2016年9月正式投產，是油氣生產單位礦權所轄范圍內較早開采的頁巖氣井，結合該井前期鉆井取心、井壁取心、氣測錄井及地層測試等地質信息，該管道地質環(huán)境具有普遍代表性。

根據(jù)目標管道基礎數(shù)據(jù)收集與整理，管道內介質組分、水質組分等介質屬性同于其他頁巖氣管道，管道介質成分具有普遍代表性。

管道材質為L360Q鋼，與區(qū)域內其他管道材質相同，頁巖氣腐蝕載體相同。

目標管道敷設于川南山區(qū)，管道高地彼伏，敷設環(huán)境與該片區(qū)其他頁巖氣管道相同。

2.3 評價模型修正及結果分析

De Waard 95模型考慮了溫度、二氧化碳分壓、pH值、管徑及氣體流速對腐蝕的影響［3-4］。該模型最終計算的腐蝕速率包括兩個部分：Vr和Vm，其中Vr為傳質速率，與溫度、二氧化碳分壓、pH值有關；Vm為反應速率，與氣體流速和管徑有關。該模型適用于溫度10～80 ℃，二氧化碳分壓0.6～2 MPa的管道腐蝕計算。模型沒有考慮輸送壓力對腐蝕的影響，對于落差較大的管道，其腐蝕計算會出現(xiàn)較大誤差；同時模型著重考慮二氧化碳腐蝕，現(xiàn)場管道輸送介質二氧化碳含量較低。

由于原 DeWaard 95模型較目標管道腐蝕機理存在差異［5-6］，需修正適用于目標管道的腐蝕速率預測模型，因此引入修正因子。由于目標管道輸送介質含有固體顆粒導致管道傾角處可能出現(xiàn)沖刷，導致壁厚較薄，從而將管道傾角作為腐蝕主要影響因素之一；結合目標管道地處川南山區(qū)，管道敷設地形起伏波動明顯，管道氣體流速變化較大的情況，將管道內氣體流速作為影響腐蝕速率的另一個主要因素。

綜上，主要考慮因素為管道傾角、氣體流速［7-8］。修正后的管道腐蝕速率計算公式如下：

修正因子a、b為：

式中：Vc′orr——修正后腐蝕速率，mm/a；Vg——氣體流速，m/s；θ——管道傾角，°。

為驗證以上計算模型的有效性，運用該模型計算了B管道（頁巖氣集輸管道）的腐蝕風險點與腐蝕速率，并與B管道2021年完成的電磁渦流檢測數(shù)據(jù)進行對比。修正后的預測模型與電磁渦流檢測結果進行對比（見表4）發(fā)現(xiàn)：在13個不同點位上，電磁渦流檢測與模型預測里程偏差最大值為 1.38 m，最小值為0.3 m；在缺陷深度上，電磁渦流檢測與模型預測缺陷偏差最大值為0.3 mm，最小值為0.1 mm。由于B管道與目標管道同屬一條管道，輸送介質相同、緩蝕劑加注制度與類型相同、腐蝕環(huán)境類似，認為修正后的模型同樣適用于目標管道。不同點位的電磁渦流檢測與模型預測缺陷深度結果對比曲線見圖4，預測里程偏差曲線見圖5。

圖4 B管道不同點位的電磁渦流檢測與內腐蝕預測缺陷深度對比曲線

圖5 B管道不同點位的預測里程偏差曲線

表4 B管道模型計算數(shù)據(jù)與電磁渦流檢測數(shù)據(jù)對比

2.4 評價結果驗證分析

2.4.1 腐蝕計算

利用已修正的腐蝕計算模型對目標管道開展腐蝕計算，結合管段的流型、積水概率、持液率、腐蝕速率、累計壁厚損失等特征參數(shù)，選取7處開挖點，具體信息見表5。

表5 內腐蝕風險點匯總

2.4.2 腐蝕檢測

經(jīng)低頻超聲導波對開挖管道裸露段缺陷篩查及定位、C掃描測定剩余壁厚、B掃描復測，7處開挖點實測最小壁厚為5.45 mm（除已失效），最大壁厚7.04 mm，最大腐蝕深度1.25 mm，7處開挖點壁厚檢測情況見表6。

表6 管道壁厚腐蝕檢測情況

2.4.3 腐蝕高風險點分析

開挖驗證表明腐蝕高風險點為里程 55 m和里程149.2 m處，兩處位置的腐蝕主控因素不同。管道55 m處是起點平臺出站后管道中心線發(fā)生偏轉、傾角發(fā)生明顯變化的第一個位置。由于生產前期產氣量、產水量都較大，其中特別是液體對管道內壁產生的剪切力影響更大，因此這個位置沖刷腐蝕為主，現(xiàn)場的開挖驗證結果也表明此處是彎頭大面腐蝕，隨著生產階段的變化，產水量逐漸減少，在2019年底產水量接近于0，腐蝕速率也隨之降低。

管道149.2 m處是起點平臺出站后的第一個低洼處，液態(tài)水在此聚集，水是發(fā)生腐蝕的必要條件，而流動氣體具備的攜液能力又會將一部分水帶走。因此在正輸工況（2018年全年）下由于起點平臺產水量大，有很大一部分液體殘留此處，腐蝕速率較高；而在2018年底反輸工況時，由于中間平臺反輸?shù)臍饬勘绕瘘c平臺正輸氣量更少，天然氣攜液能力差，腐蝕速率達到最大值；在2019年，末端平臺反輸，更多的氣反輸進入該段管道，攜液能力大幅提高，并且生產進入后期，進入管道的水也更少，因此腐蝕速率逐漸降低至穩(wěn)定水平。

2.4.4 有效性評價

對管道全線 5.4 km管道累計壁厚損失進行預測，選取7處（涵蓋最大壁厚損失和最小壁厚損失點）開展直接檢測。結果表明，目標管道腐蝕敏感區(qū)域預測符合率較高，同時預測壁厚損失與實際壁厚損失基本保持線性規(guī)律，判斷管道內腐蝕直接評價有效。

3 結論

通過優(yōu)選腐蝕預測模型、模型修正、模型驗證后，對某頁巖氣管道的腐蝕風險點進行了預測。結合直接檢測結果，表明修正后的模型比現(xiàn)有典型的腐蝕預測模型有更高的準確度，預測效果較好，能完成對類似工況條件下的濕氣集輸管道腐蝕風險點的預測，可以在該油田頁巖氣集輸管道推廣運用。

以初始模型考慮的腐蝕因素為基礎，通過對初始腐蝕預測模型添加修正因子，彌補初始模型中管道傾角、氣體流速、沿線溫度對腐蝕的綜合影響，從而提高模型的準確性和適應性。結合電磁渦流內檢測數(shù)據(jù)和開挖直接檢測，發(fā)現(xiàn)修正后模型對目標管道的腐蝕敏感區(qū)域預測符合率較高，同時預測壁厚損失與實際壁厚損失基本保持線性規(guī)律，對判斷管道內腐蝕直接評價有效。

國內主要氣田開始進入開采中后期，天然氣中腐蝕性介質的含量逐漸增加，管道的內腐蝕狀況加劇。應重視內腐蝕評估方法的研究與應用，該方法對補充管道內檢測方法、保障油氣田管道本質安全、延長使用壽命、提高管理水平，助力油氣田公司提質增效和高質量發(fā)展有借鑒意義。