蘇里格氣田濕氣輸送管道內腐蝕評價方法初探

·失效分析與預防·

蘇里格氣田濕氣輸送管道內腐蝕評價方法初探

朱方輝1,2付彩利1,2程碧海1,2劉偉1,2孫雨來1,2

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室陜西西安710018；

2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院陜西西安710018)

摘要：蘇里格氣田井間串接集輸模式下，多數(shù)管道為濕氣輸送，管內積液量變化大且成份復雜。以某Φ406.4 mm×7.1 mm，長31.7 km輸氣干線為例，通過清管液、固形物分析，實物腐蝕測試及腐蝕軟件預測評價了平均內腐蝕程度。借鑒ICDA方法，通過臨界傾角計算對比查找出36處易積液段腐蝕風險點以支持開展后續(xù)監(jiān)測評價。結合該兩項工作基本掌握此管道內腐蝕狀況，且該方法可對蘇里格氣田此類管道的內腐蝕評價提供一定參考。

關鍵詞：氣田；管道；濕氣輸送；內腐蝕；評價方法

作者簡介：第一朱方輝，男，1982年生，工程師，畢業(yè)于西北工業(yè)大學材料加工工程專業(yè)取得碩士學位，現(xiàn)工作于長慶油田公司油氣工藝研究院，主要從事油氣田防腐及材料評價等方面工作。E-mail：zfh_cq@petrochina.com.cn

文章編號：中圖法分類號：U177;TE832

收稿日期：(2015-05-05編輯：屈憶欣)

Study of Internal Corrosion Assessment Approach for Wet-Gas Transmission Pipelines in Sulige GasfieldZHU FangHui1,2FU CaiLi1,2CHENG BiHai1,2LIU Wei1,2SUN Yulai1,2

(1.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLowPermeabilityOilandGasFields,Xi’an,Shaanxi710018,China;

2.Oil&GasTechnologyResearchInstitute,ChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China)

Abstract：Lots of wet-gas transmission pipelines in Sulige gas-field has a plenty variety of liquid loading quantity with complex composition, because of the gathering pattern is pipe network concatenate. A case study of the oldest wet-gas transmission pipeline which the specification is Φ406.4mm×7.1mm×31.7km.The average corrosion level were evaluated through the pigging products analyzed, coupon corrosion tests and software corrosion prediction; 36 corrosion risk points were located by calculated critical inclination angles based on the experience of the ICDA method, and this conclusion can support follow-up inspection and evaluation. Above-mentioned two study can knew well the internal corrosion status of this pipelines and provide a internal corrosion assessment approach for this type of pipelines in Sulige gas field.

Key word： gas field,pipelines,wet-gas transmission,internal corrosion, assessment approach

0引言

長慶蘇里格氣田集氣支干線均采用多井單管串接，帶液計量，集中處理的集輸模式。集輸管道一直處于“濕氣輸送”模式，輸送壓力1.3 MPa～3.5 MPa，管輸介質復雜，包含天然氣、產出水、凝析油、泡排劑等。對該氣田21條集氣干線的歷年清管作業(yè)發(fā)現(xiàn)，管內積液量大，且變化不規(guī)律。前期管網系統(tǒng)開展了大量外防腐和陰極保護運行評價，但未開展過系統(tǒng)內腐蝕評價研究。智能在線內檢測技術受蘇里格管道結構、地形高差起伏影響及檢測成本較高的限制而不能普遍應用[1~3]。已投運12年的某條Φ406.4 mm×7.1 mm，長31.7 km輸氣管道(蘇1-×干線)存在中間閥室，無法實施智能內檢測，但積液量大。針對此問題，開展清管產物分析、實物腐蝕測試及腐蝕預測以確定管道基本腐蝕情況，采用ICDA計算以查找重點積液段進行腐蝕風險點預測，藉由此探索氣田類似管道的內腐蝕評價方法。

1蘇1-×干線概況

蘇1-×干線投運于2002年8月，主要承擔蘇6-×站、蘇×-6站至處理廠的天然氣管輸任務，是蘇里格氣田最早投運的集輸干線，已運行12年。設計壓力6.4MPa，設計輸氣能力10×108m3/a。目前運行壓力2.52MPa，運行溫度11.78 ℃。管道在閥室處有交叉點，第一段為從蘇6-×站到閥室，流量45×104m3/d；第二段從閥室到第一處理廠，流量150×104m3/d。

管道起點站的輸送介質中含有CaCl2型產出水，Cl-含量最大為17 880 mg/L，pH值平均6.44，易造成坑點腐蝕、縫隙腐蝕等局部腐蝕。目前實行2~3次/年的清管制度，以保證管道正常運行。

2清管產物分析及腐蝕測試

2.1管道積液情況

對比蘇1-×干線2009年3月至2013年10月間12次清管液量，可以看出歷年清出液量相差很大，最大達629.9 m3，最小2.27 m3，見圖1。管內長期存在液固混合物會對管道的平穩(wěn)輸送及內腐蝕產生一定影響。積液原因可能為該管線輸送距離較長、產液量隨氣井不同階段采出情況變化大導致，也與集氣首站的氣液分離效果有直接關系。

圖1　蘇1-×干線12次清管液量

2.2清管物分析

2.2.1清管液分析

選取3次液量最大的清管液進行對比分析，分別編為1#(2011.5.16)、2#(2012.5.15)、3#(2013.10.13)。

三次清管液均為黑色具有刺激性氣味液體。靜置12小時后觀察，分為三層，上層為黑色懸浮物，底層沉積物較少，為黑色油泥狀，中間為污水，污水顏色深淺有較大差異，見圖2。

三次清管液水質分析結果表明(見表1)，管道中積液為弱酸性，含有腐蝕性Cl-，但含量比起點處降低較多；均含有S2-，及少量Fe2+、Fe3+離子；對3#液中的游離態(tài)腐蝕性細菌含量測試表明，腐生菌(TGB)106個/ml、鐵細菌(FB)107個/ml、硫酸鹽還原菌(SRB)104個/ml，其中TGB和FB在管道前段含量較高，SRB在管道末端含量較高。

圖2　不同時段3次清管液外觀

水質總體上看，無較明顯規(guī)律，1#為氯化鎂水型，2#為氯化鈣水型，3#為碳酸氫鈉水型，這主要是由管道首站所轄氣井的各類改造作業(yè)和生產中采出液變化及比例差異引起。

表1　3次清管液水質分析結果

2.2.2清管固形物分析

采用灼燒減量分析和酸不溶物分析法對蘇1-×干線清管固形物進行成分及相對含量分析。圖3為清管產物X衍射分析結果，其主要成分為二氧化硅、氫氧化鐵、堿式硫酸鐵，具體含量分別為49.43%、33.03%、9.05%。同時含有8.49%的有機質，見表2。清管產物中含有大量鐵的化合物，說明管線可能存在一定程度的腐蝕，與清管液分析結果吻合。

圖3　清管產物X衍射分析結果

成分SiO2Fe(OH)3Fe(OH)SO4有機質含量/%49.4333.039.058.49

2.3腐蝕測試及預測

2.3.1腐蝕軟件預測

采用美國OLI腐蝕預測軟件對3#清管液水質下的碳鋼進行腐蝕預測，所用主要參數(shù)見表3。OLI腐蝕分析得到腐蝕反應的穩(wěn)態(tài)圖(見圖4)，主要腐蝕產物為FeCO3、Fe2O3及Fe(OH)3。模擬管段積液靜、動態(tài)環(huán)境下，溫度11.78 ℃，流速4.18 m/s時的腐蝕速率分別為0.088 mm/a和 0.217 mm/a。

表3　　OLI腐蝕預測所需參數(shù)

圖4　蘇1-×管線內腐蝕電位-pH圖

2.3.2常壓靜態(tài)腐蝕速率測試

同樣選擇3#清管液水質，進行了常壓靜態(tài)條件下的管道材質試片的腐蝕速率測試。168 h浸泡試驗后，SEM觀察表面基本無腐蝕產物，能譜分析只有Fe、C兩種元素，基本為材料基體組織(見圖5)。腐蝕速率為0.030 8 mm/a，未見局部腐蝕。

圖5　常壓靜態(tài)掛片腐蝕形貌

對比OLI腐蝕預測數(shù)據(jù)與常壓掛片測試結果，靜、動態(tài)預測數(shù)據(jù)比實測結果分別高出近3倍和7倍。分析原因是預測中未考慮產出液中的凝析油、泡排劑等緩蝕性化合物，導致預測結果偏高。另外，腐蝕預測和實際測試中沒有考慮局部積液段腐蝕的影響，管段內部實際可能會存在局部腐蝕，且比均勻腐蝕嚴重。

綜合清管物分析結果和腐蝕測試、預測結果，蘇1-×干線存在一定的內腐蝕，產出固液混合物和腐蝕性細菌等是主要腐蝕因素，平均腐蝕速率較低(0.030 8 mm/a)。但管道局部積液及其可能的局部腐蝕是影響管道安全和壽命的主要問題。

3腐蝕風險點預測

借鑒NACE的DG-ICDA、WG- ICDA等相關標準中的間接檢測方法預測管道腐蝕風險點[4、5]。具體步驟：(1)計算管道最大理論臨界傾角，對管道全程不同區(qū)域進行劃分；(2)分區(qū)域做出海拔高度剖面圖和傾角剖面圖，找到可能存在易積液段。計算時壓力和流量可變化，此處采用正常運行壓力2.52 MPa，最大流量62 500 m3/h(150×104m3/d)，溫度相對恒定在11.8 ℃ (284.8 K)。管道在閥室處有交叉點，故劃分為兩個區(qū)域：區(qū)域1是從起點到閥室，區(qū)域2是從閥室到終點。

3.1臨界傾角計算

計算臨界傾角所需的參數(shù)有管道內徑，dID；最低操作壓力，P；平均溫度，T；最大標準流速，V；液體密度，Βl(默認為1 g/cm3，可變化)；氣體分子量，MW(假定采用甲烷分子量16 g/mol)；重力加速度，g (9.81 m/s2)；理想標準氣體常數(shù)，R(8.314 Pa·m3/mol·K)；氣體壓縮系數(shù)，Z(0.83)。

臨界傾角按式 (1)計算[4]：

(1)

式(1)中ρg為氣體密度，Vg為表觀氣速，分別按照式(2)和式(3)計算。

(2)

(3)

式(3)中QSTP為實際最大流量；PSTP和TSTP為公制標準條件下溫度壓力，分別取0.101 325 MPa和273 K。

將式(2)和式(3)的計算結果0.021 3 g/cm3、4.8 125 m/s代入式(1)中得到管道區(qū)域1、2的臨界傾角θ0是4.07°。

3.2易積液段預測

繪制管道實際傾角剖面圖，并將管道臨界傾角疊加在圖上，以便查找易積液段位置。每一段的管道實際傾角可由式(4)計算得出，海拔高度剖面曲線和相應距離值參考前期專業(yè)管道檢測公司根據(jù)GPS和管道檢測器所確定的歷史數(shù)據(jù)。

(4)

得到蘇1-×干線區(qū)域1、2的管道傾角剖面圖(見圖6、圖7)。當實際傾角大于臨界傾角時，該位置就可能為易積液段[6-7]。根據(jù)計算值比對，區(qū)域1、2間分別有15處、21處為需開展后評價檢測的重點積液段位置，與圖6、圖7中綠線(臨界傾角)上方顯示的異常高點所對應，具體位置此處不一一列出。

圖6　蘇1-×干線區(qū)域1管道傾角剖面圖

圖7　蘇1-×干線區(qū)域2管道傾角剖面圖

預測結果看出，長度31.7 km的蘇1-×干線存在36處積液段，由于為濕氣輸送模式，且管輸介質隨開采階段變化較大，積液成分復雜，屬易發(fā)生腐蝕的位置，需要開展監(jiān)測。后評價階段進行內腐蝕檢測時，此36處易積液段可作為開挖檢測或壁厚無損監(jiān)測的重點參考點，并可針對性采取內腐蝕控制技術。

4結論

(1)綜合清管物分析檢測，腐蝕測試、預測及重點積液段計算預測，蘇1-×干線存在一定程度內腐蝕，平均內腐蝕速率相對較低，固液混合產物及腐蝕細菌是主因。管道全程存在36處易積液段，應開展后續(xù)腐蝕監(jiān)測。

(2)對無法實施智能清管內檢測的蘇里格氣田濕氣輸送管道，清管產物腐蝕檢測與ICDA計算結合的評價方法可為管道完整性管理提供數(shù)據(jù)支持，并為后續(xù)的清管、緩蝕劑預膜等內防腐措施提供有效依據(jù)。

參 考 文 獻

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[7]郭秋月,劉磊,郭新鋒.天然氣管道內腐蝕直接評價方法原理與范例[J].焊管,2011, 34(3) :65-70.

·專利技術·專利名稱：地層測試器世隔絕

專利申請?zhí)枺篊N201110157001.3 公開號：CN102808616A

申請日：2011.06.03 公開日：2012.12.05

申請人：中國船舶重工集團公司第七0五研究所高技術公司

本發(fā)明是一種主要用于石油測井的地層測試器，包含：能源供給、測量、控制和通信裝置、能座封和封隔井壁的封隔器、泵抽排裝置、取樣裝置等。其特征是泵抽排裝置有一組流體控制閥，可控制地層流體樣品的流向，可在井下實現(xiàn)多種泵抽排工作模式的轉換。除具有泵抽排功能外，可采用泵驅動形式連續(xù)地取樣。還采用了在被擠出腔底部加裝有溢流閥的取樣裝置。提出了在泵驅動取樣后，對超壓樣品減壓使其接近原地層壓力的控制方法。

(王元蓀提供)