許道振1 羅鋒1 劉明1 李巖2 楊宏偉1

1.中國石油規劃總院； 2.中國石油長(cháng)慶油田分公司

摘 要： 針對油田鋼質(zhì)集輸管道內腐蝕嚴重，且檢測技術(shù)缺失的現狀，以長(cháng)慶油田某管段為試點(diǎn)，探索了內腐蝕直接評價(jià)技術(shù)在此類(lèi)管道上的應用，通過(guò)腐蝕模型預測、流動(dòng)分析對管道內腐蝕風(fēng)險進(jìn)行了評價(jià)，并提出了管道沿線(xiàn)高風(fēng)險篩選和識別的原則方法，風(fēng)險評價(jià)結果和現場(chǎng)驗證趨勢較為一致。

關(guān)鍵詞： 油田集輸管線(xiàn)；內腐蝕；模型；直接評價(jià)；驗證

經(jīng)過(guò)多年的開(kāi)發(fā)，國內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)的應用，采出液中往往還伴隨有CO2及聚合物等成分，集輸管線(xiàn)內腐蝕嚴重，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)球等設施，智能內檢測無(wú)法使用且成本較高。檢測技術(shù)的缺失使得目前油田集輸管線(xiàn)的完整性管理遠遠不能滿(mǎn)足國家對安全生產(chǎn)和環(huán)境保護日益嚴格的要求。

內腐蝕直接評價(jià)（ICDA）是有效的管道完整性評價(jià)技術(shù)。美國腐蝕工程師協(xié)會(huì )（NACE）從2006年至2016年相繼頒布了4個(gè)關(guān)于ICDA的標準，適用于不同輸送介質(zhì)的管道。評價(jià)主要包括預評價(jià)、間接評價(jià)、直接檢測及后評價(jià)四部分，其中間接評價(jià)和直接檢測是ICDA的核心步驟。 2016年頒布的多相流管道內腐蝕直接評價(jià)技術(shù)[1]適用于油田集輸管線(xiàn)，但由于多相流管道內腐蝕影響因素復雜，該標準并未推薦具體的評價(jià)模型，且頒布時(shí)間較短，而國內油田集輸管道相對國外管線(xiàn)具有含水量高等特點(diǎn)，因此如何借鑒相關(guān)標準用于指導我國油田集輸管道內腐蝕直接評價(jià)尚需開(kāi)展研究和探索。

1 腐蝕模型的建立

在美國腐蝕工程師協(xié)會(huì )（NACE）相關(guān)標準中，干氣和液體石油管線(xiàn)由于輸送介質(zhì)含水率很低，高風(fēng)險點(diǎn)的選取是通過(guò)流動(dòng)計算、篩選游離水在管中可能存在的位置來(lái)實(shí)現的，不用建立腐蝕模型，只需建立流動(dòng)模型即可。而國內油田集輸管道含水率均超5%，有的高達95%以上，因此管道中普遍存在自由水，通過(guò)篩選自由水的位置來(lái)確定腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)是無(wú)法實(shí)現的。對于此類(lèi)管線(xiàn)，應建立適應于腐蝕類(lèi)型的腐蝕模型，通過(guò)考慮影響內腐蝕速率的因素（如溫度、壓力、流型等）在管道沿程上的不同，對高腐蝕速率管段進(jìn)行篩選，從而確定高風(fēng)險管段。

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和首要依據。長(cháng)慶油田某區塊集輸管道輸送介質(zhì)為油氣水三相， DN60管線(xiàn)，含水率60%，管道壓力3 MPa，輸送溫度40℃。對輸送介質(zhì)取樣分析發(fā)現：氣體中含CO2和H2S腐蝕性氣體， CO2含量較高，濃度為幾萬(wàn)ppm(mg/kg)數量級，而H2S含量為微量，為幾十ppm(mg/kg)數量級。水相中Cl-濃度為幾萬(wàn)mg/L數量級，另外還檢測了Ca2+、 SO42-、 HCO3-含量及pH等參數。

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 )對腐蝕速率產(chǎn)生影響。此外，對于油氣水三相共存的集輸管道隨著(zhù)管道地形起伏的變化，管道不同管段會(huì )出現不同的流型，管段的當地流速（in-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果看出，管道的內腐蝕主要由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，計算結果在業(yè)內具有良好的認可度。在CO 2腐蝕的基礎上，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。

計算管道不同管段的腐蝕速率，從而確定管道沿程內腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)。在ECE軟件計算結果的基礎上采用Honeywell的Predict軟件對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(lái)對CO2為主的腐蝕進(jìn)行預測，同時(shí)Predict模型能夠對多相流流態(tài)進(jìn)行簡(jiǎn)單的模擬和計算，在其腐蝕速率預測中能夠考慮管道的實(shí)際起伏狀況對腐蝕速率的影響。

將ECE軟件和Predict軟件的內腐蝕速率計算結果進(jìn)行加權平均，便得到了管道沿程的腐蝕速率預測曲線(xiàn)。

1.3 高風(fēng)險點(diǎn)與開(kāi)挖點(diǎn)的篩選

（1）高風(fēng)險點(diǎn)篩選

管道沿程腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)的選取主要依據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 )對傳質(zhì)產(chǎn)生極大的影響，尤其是段塞流等會(huì )對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象，雖然在模型預測時(shí)， Predict軟件考慮了流型的不同對腐蝕速率的影響，但計算方法以流型圖法為主，因此為加大對高風(fēng)險點(diǎn)的篩查，在推薦高風(fēng)險點(diǎn)時(shí)，著(zhù)重考慮了特定流型（如段塞流）管段以及流型轉換管段的選取。

（2）開(kāi)挖點(diǎn)選取

開(kāi)挖點(diǎn)的篩選一是通過(guò)直接檢測對管壁進(jìn)行檢測和評價(jià)；二是通過(guò)與模型預測結果進(jìn)行對比，進(jìn)行模型驗證和校正。

開(kāi)挖點(diǎn)選取時(shí)重點(diǎn)考慮以下因素：①基于高風(fēng)險點(diǎn)的篩選結果選取部分開(kāi)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)險點(diǎn)和低風(fēng)險點(diǎn)，以滿(mǎn)足在模型驗證時(shí)有足夠的代表性。選取的開(kāi)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(kāi)挖點(diǎn)推薦圖

2 現場(chǎng)開(kāi)挖驗證

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

由于目前油田集輸管線(xiàn)一般不進(jìn)行基線(xiàn)檢測，缺少管道原始壁厚數據，無(wú)法計算管壁的實(shí)際腐蝕速率，預測的腐蝕速率又難以直接和壁厚損失進(jìn)行對比。因此將兩者趨勢進(jìn)行了對比，如圖 2所示。從圖中可以看出，管道沿程預測的內腐蝕速率與實(shí)際開(kāi)挖的10個(gè)點(diǎn)測得的最大壁厚損失在趨勢上總體吻合。在管道的入口處，管壁的內腐蝕風(fēng)險程度最高，實(shí)際開(kāi)挖過(guò)程中最大管壁損失超過(guò)了12%。隨著(zhù)向管線(xiàn)下游延伸，預測的內腐蝕速率和實(shí)際檢測的最大壁厚損失均呈減小的趨勢，預測的腐蝕速率從入口的0.25 mm/a降至0.10 mm/a，而檢測的最大管壁損失也從12% 降至4%。這與管道沿程溫度下降、壓力下降導致的腐蝕性氣體分壓下降等因素有關(guān)。 9#開(kāi)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了上升，達到了8%。初步分析：該處不是由于制造缺陷導致，而是由于發(fā)生的點(diǎn)蝕所致。已建議管道管理者對該管段進(jìn)行重點(diǎn)觀(guān)察和維護，等換管時(shí)由實(shí)驗室進(jìn)行進(jìn)一步檢測和分析。

圖2  模型預測結果與管壁現場(chǎng)檢測對比

3 結論

（1）高含水油田集輸管道內腐蝕直接評價(jià)風(fēng)險點(diǎn)的選取應基于腐蝕類(lèi)型、影響因素等，區分并計算管道沿程不同管段影響腐蝕速率的因素，通過(guò)模型計算綜合考慮。通過(guò)查找積水位置的方法已不適用于此類(lèi)管線(xiàn)的評估。

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

（3）腐蝕預測過(guò)程中應充分考慮腐蝕面臨的全面腐蝕、局部腐蝕及點(diǎn)蝕風(fēng)險。

參考文獻：

[1]NACE SP0116多相流管道內腐蝕直接檢測和評價(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，高級工程師， 2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣儲運專(zhuān)業(yè)，目前在中國石油規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管道完整性管理技術(shù)交流大會(huì )一等獎，經(jīng)作者同意，本刊轉載時(shí)有刪改。）