某凝析油輸送管道頻繁刺漏失效分析及控制措施

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(中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000)

·失效分析與預(yù)防·

某凝析油輸送管道頻繁刺漏失效分析及控制措施

李循跡,馮泉,常澤亮,李先明,王宏軍

(中國石油塔里木油田公司 新疆 庫爾勒 841000)

為了確定某凝析油輸送管道(Ф323.9×6.3 L245M ERW)頻繁刺漏的失效原因，回溯該管道的建設(shè)信息(設(shè)計(jì)、施工、防腐措施和相關(guān)作業(yè))、運(yùn)行信息(輸量、輸送介質(zhì)密度、流速、壓力、硫化氫含量、含水率)和刺漏信息，并依據(jù)GB/T 9711-2011對管道所用L245 ERW管材進(jìn)行理化性能檢驗(yàn)，應(yīng)用XRD確定L245M ERW在現(xiàn)場刺漏或室內(nèi)模擬試驗(yàn)條件下的內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物類型，應(yīng)用Fluent軟件模擬小傾角(6°)、初始截面含水率0.05時(shí)不同流速油流在不同時(shí)刻的油水分布。研究表明：該管道在投產(chǎn)前掃水后，殘留的壓縮空氣與反滲透水長時(shí)間共存造成其底部先期局部腐蝕，且該管道輸送油流流速低，攜水能力差，部分管段積水造成后續(xù)進(jìn)一步腐蝕。根據(jù)該管道失效原因，采取對應(yīng)措施，明顯控制了其刺漏發(fā)生。

某凝析油外輸管道；刺漏；失效分析；控制措施

0 引 言

受國家能源戰(zhàn)略布局和結(jié)構(gòu)調(diào)整的影響，過去的“十一五”和“十二五”成為了我國油氣輸送管道建設(shè)的黃金期，在此期間，眾多國家重點(diǎn)管道相繼建成[1-3]。雖然受國際油價(jià)影響，目前全球油氣管道建設(shè)有所放緩，但在2016年的中國國際管道大會(huì)上，多位業(yè)內(nèi)專家仍然樂觀判斷，今后一段時(shí)期內(nèi)中國管道事業(yè)仍然處于重要的機(jī)遇期，預(yù)期到“十三五”末中國長輸油氣管道總里程將超過16萬公里。

然而，油氣輸送管道會(huì)由于多種因素而失效，導(dǎo)致火災(zāi)、爆炸、中毒或污染事故，造成重大人員傷亡和嚴(yán)重經(jīng)濟(jì)損失。因此，在某條油氣管道失效之后，需要通過試驗(yàn)手段或資料審查，回溯在該管道全生命周期內(nèi)那些對本次失效有促進(jìn)或決定作用的因素，即失效分析。在失效分析基礎(chǔ)上，根據(jù)該管道病因?qū)ΠY下藥，提出失效控制措施，避免重蹈覆轍。

多年來，通過失效分析，相關(guān)科研工作者總結(jié)出了油氣輸送管道失效原因主要有[4-7]：設(shè)計(jì)原因(不當(dāng)選材等)、制造原因(化學(xué)成分、力學(xué)性能或耐蝕性能不達(dá)標(biāo)等)、加工原因(焊接缺陷等)、施工原因(掃水不完全等)、外部干擾(人為破壞、自然災(zāi)害引起的破壞等)。

本文針對我國西部某油田一條頻繁刺漏的凝析油輸送管道進(jìn)行失效分析，找出失效原因，提出對應(yīng)的風(fēng)險(xiǎn)控制措施并應(yīng)用。

1 管道信息

該管道長約72 km，主體采用Ф323.9 mm×6.3 mm L245M ERW(高頻直縫電阻焊)管材，設(shè)計(jì)輸送未穩(wěn)定凝析油，設(shè)計(jì)壓力5.7 MPa，但需保持出廠壓力≥0.4 MPa，設(shè)計(jì)溫度60℃，設(shè)計(jì)密度706.1 kg/m3，設(shè)計(jì)年輸量109×104t。

1.1 管道建設(shè)信息

該管道于2013年5月至2013年11月建設(shè)施工；2013年11月6日清管施壓，試壓用水為反滲透水，來自附近凈化水站，2013年11月26日施壓完成；2013年11月27日采用壓縮空氣掃水，環(huán)境溫度-22～-1℃，掃水用球?yàn)榍骞芮蚝团菽蚋饕粋€(gè)；2014年8月10日進(jìn)行氮?dú)庵脫Q，其間間隔約9個(gè)月；2014年9月25日正式開始輸送凝析油。

投產(chǎn)后對該管道陰極保護(hù)系統(tǒng)進(jìn)行測試顯示該陰保系統(tǒng)運(yùn)行正常， 2015年5月25日又對該管道部分測試樁的陰保電位進(jìn)行測量，結(jié)果顯示被測管段陰極保護(hù)電位均符合要求。

自投產(chǎn)以來，該管道共進(jìn)行清管作業(yè)14次，固態(tài)清出物主要為鐵屑或油泥狀雜物等。

1.2 管道運(yùn)行信息

如圖1至圖6所示分別為該管道自2014年9月25日以來的輸量、輸送凝析油密度、流速、輸送壓力、輸送凝析油含水、輸送凝析油硫化氫含量統(tǒng)計(jì)，由圖可知：

1)該管道有輸量的802 d共輸送凝析油977 141.22 t，其中2014年輸送112 229 t，2015年輸送395 472.30 t，2016年輸送429 791.09 t，2017年輸送396×48.83 t，以2015年和2016年的輸送情況來看，該管道年輸送凝析油在40×104t左右，遠(yuǎn)達(dá)不到設(shè)計(jì)年輸送109×104t的要求；

圖1 輸量統(tǒng)計(jì)(2014年9月25日至2017年1月31日)

2)該管道輸送凝析油密度不穩(wěn)定(642.10 kg/m3～1 051.40 kg/ m3)，平均密度790.30 kg/ m3，根據(jù)頻次統(tǒng)計(jì)所輸送未穩(wěn)定凝析油實(shí)際密度值應(yīng)在780 kg/ m3～800 kg/ m3；

3)該管道輸送介質(zhì)流速主要在0.15 m/s～0.35 m/s之間，平均流速0.236 m/s，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)流速0.643 m/s(以設(shè)計(jì)年輸量109×104t噸，設(shè)計(jì)凝析油密度706.1 kg/m3，年輸365 d計(jì)算)；

4)該管道輸送壓力主要在1.5 MPa～3.0 MPa之間，平均輸送壓力2.08 MPa，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)輸送壓力5.7 MPa；

5)該管道輸送凝析油含水率部分時(shí)間段在不同范圍內(nèi)波動(dòng)，平均含水率0.233 6%，其中含水0.05%占68.73%，含水率小于0.5%占比92.80%；

6)該管道輸送凝析油硫化氫含量部分時(shí)間段在不同范圍內(nèi)波動(dòng)，平均硫化氫含量4.638 mg/kg，其中硫化氫含量小于10 mg/kg占比93.07%，硫化氫含量小于20 mg/kg占比98.00%。

圖2 輸送凝析油密度統(tǒng)計(jì)(2014年9月20日至2017年1月25日)

圖3 流速統(tǒng)計(jì)(2014年9月25日至2017年1月25日)

圖4 輸送壓力統(tǒng)計(jì)(2014年9月25日至2017年1月31日)

圖5 輸送凝析油含水統(tǒng)計(jì)(2014年9月20日至2017年1月31日)

圖6 輸送凝析油硫化氫含量統(tǒng)計(jì)(2014年9月20日至2017年1月31日)

1.3 管道刺漏信息

如圖7所示，該管道從投產(chǎn)至2016年5月20日，共刺漏33次；2016年5月20日后刺漏2次。35次刺漏管道均為埋地的Ф323.9 mm×6.3 mm L245M ERW。35次刺漏均發(fā)生在管道前段(前19 km)。35次刺漏中僅有8次(第8、15、17、19、25、26、27和29次)出現(xiàn)在上頃管段(傾角為正)，其余27次均出現(xiàn)在下降或平緩管段(傾角小于等于零)。

圖7 管道高程、傾角與刺漏點(diǎn)分布

如圖8所示，該管道前三次刺漏距投產(chǎn)僅4至5個(gè)月；第一次集中頻繁刺漏時(shí)間點(diǎn)(2015年5至7月間，共9次)距之前輸送凝析油含水高的時(shí)間點(diǎn)(2014年12月至2015年1月)約6～7 m；第二次集中頻繁刺漏時(shí)間點(diǎn)(2015年11至12月間，共12次)距之前輸送凝析油含水高的時(shí)間點(diǎn)(2015年5至7月)約6～7 m；第三次集中刺漏時(shí)間點(diǎn)(2015年2月，算上1月末和3月初各一次刺漏共6次)至之前輸送凝析油含水高的時(shí)間點(diǎn)約7～8 m；第四次集中刺漏時(shí)間點(diǎn)(2015年4月，算上5月初一次刺漏共3次)至之前輸送凝析油含水高的時(shí)間點(diǎn)(2015年9月)約7至8個(gè)月。

圖8 輸送凝析油含水率、密度與刺漏時(shí)間

2 失效分析

2.1 制造原因

依據(jù)GB/T 9711-2011《石油天然氣工業(yè)管道輸送系統(tǒng)用鋼管》對管材化學(xué)成分、室溫拉伸性能、夏比沖擊性能(0℃)、硬度、顯微組織進(jìn)行檢測。結(jié)果顯示：該管道所用Ф323.9 mm×6.3 mm L245M ERW管材和焊接接頭化學(xué)成分、室溫拉伸性能、夏比沖擊性能(0℃)和硬度均滿足相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)或技術(shù)規(guī)格書要求；顯微組織、晶粒度和非金屬夾雜物未見異常，如圖9所示，基材非金屬夾雜包括硫化物類A0.5，氧化鋁類B2.5，球狀氧化物類D0.5。

圖9 基材、焊縫和熱影響區(qū)金相組織圖

2.2 施工原因

多次的失效分析顯示，現(xiàn)場刺漏的L245M ERW呈溶解氧腐蝕+二氧化碳腐蝕的綜合特征。

該管道建設(shè)期間，在掃水后，氮?dú)庵脫Q前，管道內(nèi)殘留的反滲透水與空氣共存時(shí)間長達(dá)約為9 m，對管道造成局部腐蝕。局部腐蝕包括兩個(gè)方面：溶解氧和反滲透水。

1)溶解氧

如圖10所示，第1次和第3次刺漏位置均呈黑色+磚紅色的潰瘍狀腐蝕特征(溶解氧腐蝕)，第8次刺漏管段既有潰瘍狀的腐蝕特征(溶解氧腐蝕)，也有蜂窩狀的腐蝕特征(二氧化碳腐蝕腐蝕)，如圖11所示XRD結(jié)果也證明了刺漏管段內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物主要為鐵氧化物Fe3O4。

2)反滲透水

300 h的腐蝕全浸試驗(yàn)證實(shí)，反滲透水對所用L245M ERW管材的腐蝕速率為0.089 7 mm/a，屬于中度腐蝕，接近嚴(yán)重腐蝕。

(a)第1次刺漏漏潰瘍狀；(b)第3次刺漏漏潰瘍狀；(c)第8次刺漏潰瘍狀；(d)第8次刺漏蜂窩狀圖10 刺漏管段局部腐蝕形貌：

圖11 第8次刺漏管段內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物XRD

2.3 運(yùn)行原因

2.3.1 輸量小最終導(dǎo)致輸送介質(zhì)油水分離

該管道位于流動(dòng)性沙丘，起伏較大。而如圖12所示模擬可知，即使在較小的上傾角6°和較小的初始截面含水率0.05條件下，低流速油流仍難以將低洼處的積水?dāng)y帶出上傾管段；而如圖7所示，該管道前段存在大段平緩/低洼+陡升上傾這樣的有利積水管段，也正是在這些管段，管道頻繁發(fā)生刺漏。

2.3.2 二氧化碳腐蝕

多次的失效分析也顯示，在模擬管道工況條件中所用L245M ERW呈濕H2S-CO2環(huán)境下，以二氧化碳為主的腐蝕特征，如圖13所示。

3 控制措施

3.1 內(nèi)檢測和換管

2015年5月至2016年3月，對該管道進(jìn)行漏磁內(nèi)檢測。漏磁金屬損失共檢測出管道存在金屬損失16 531處，其中管體內(nèi)壁金屬損失16 514處，管體外壁金屬損

(a)0.17 m/s；(b)0.1 m/s；(c)0.05 m/s (Gambit建立二維幾何模型，管段分為兩部分：水平管段長2 m，上傾管段長為5 m；Fluent模擬管道低洼處積水分布，選取非穩(wěn)態(tài)的流體積函數(shù)Volume of Fluid，VOF模型，對于Re<2300的工況采用層流模型，對于Re>2300的工況選擇k-ε湍流模型中的Realizable模型；針對油攜水瞬態(tài)過程，采用對于瞬態(tài)問題有優(yōu)勢的PISO格式，同時(shí)采用PRESTO格式計(jì)算壓強(qiáng)；Y方向取重力加速度為-9.8 m/s2，操作密度取輕相密度；入口邊界采用速度進(jìn)口，入口設(shè)定水相為0，油相為1，出口采用壓力出口)圖12 管道上傾角6°、初始截面含水率0.05時(shí)不同流速不同時(shí)刻的積水分布模擬

(45℃、Ptotal=3 MPa、PCO2=0.18 MPa、[Cl-]=69 600 mg/L、 0.22 m/s、除氧、pH=5.5、持續(xù)120 h)圖13 模擬管道工況環(huán)境中不同硫化氫 含量下L245M ERW腐蝕產(chǎn)物膜的XRD圖

失17處，同時(shí)檢測出管道存在環(huán)焊縫異常38處，如圖14所示。采用ASME B31G-2012和GB/T 27699標(biāo)準(zhǔn)對報(bào)告中金屬損失缺陷進(jìn)行完整性評價(jià)后發(fā)現(xiàn)其預(yù)評估維修系數(shù)(ERF，estimated repair factor，ERF=MAOP/Psafe,MAOP為最大允許運(yùn)行壓力，Psafe為通過金屬損失評估法計(jì)算出的安全運(yùn)行壓力)有如下分布：0.60≤ERF<0.80的金屬損失數(shù)量有16 480個(gè)；0.80≤ERF<0.90的金屬損失數(shù)量有35個(gè)；0.90≤ERF<1.00的金屬損失數(shù)量有3個(gè)；ERF≥1.00的金屬損失數(shù)量有13個(gè)，需要立即進(jìn)行維修，其中最嚴(yán)重金屬損失深度達(dá)到管道公稱壁厚的84.2%。

根據(jù)內(nèi)檢測結(jié)果，對該管道進(jìn)行了換管，在確保管道正常使用功能的前提下，建設(shè)方對0～24 km和40～47 km中腐蝕程度較為嚴(yán)重的管道進(jìn)行全部換管；保留24～40 km段腐蝕程度小、運(yùn)行較好管道，但對該段腐蝕程度較大的點(diǎn)所在管道(基本為單根管道)進(jìn)行了更換。

3.2 緩蝕劑加注

2016年5月19日，該管道開始加注緩蝕劑，所加注緩蝕劑為水溶油分散型緩蝕劑，主要成份為炔氧甲基季銨鹽化合物，復(fù)配咪唑啉衍生物、氣相緩蝕組份和助劑。加注方式為：在首次加注的7 d，按照300 ppm加注，隨后按照200 ppm加注。

3.3 優(yōu)化站內(nèi)工藝控制含水

通過如下措施優(yōu)化站內(nèi)工藝，控制凝析油含水：兩臺(tái)三相分離器并聯(lián)運(yùn)行、凝析油緩沖罐內(nèi)液相出口增高25 cm、增高三相分離器水相連通管出口高度、加高凝析油外輸緩沖罐油出口高度、增加球罐沉降流程、卸油臺(tái)增加破乳劑加藥撬，加注破乳劑。

圖14 管道金屬損失分布直方圖(內(nèi)壁+外壁)

3.4 控制措施效果

通過上述措施，該管道的刺漏得到明顯控制，如圖8所示：2016年5月20日之后(開始加注緩蝕劑時(shí)間節(jié)點(diǎn))，該管道僅發(fā)生兩次刺漏。

4 結(jié) 論

1)該管道所用L245M ERW管材化學(xué)成分、力學(xué)性能和金相組織滿足標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)規(guī)格書要求，焊接施工質(zhì)量滿足要求。

2)該管道在投產(chǎn)前掃水后，殘留的壓縮空氣和反滲透水長時(shí)間共存，造成管道底部先期的溶解氧腐蝕；而該區(qū)塊開發(fā)方案調(diào)整，導(dǎo)致該管道實(shí)際輸量遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)輸量，低流速油流攜水能力差，最終結(jié)果是部分管端積水造成后續(xù)進(jìn)一步腐蝕。

3)管道完成試壓后，應(yīng)使用氮?dú)獯祾?，若該管道在掃水作業(yè)后不能立即投產(chǎn)，須采用充氮后封閉等方式進(jìn)行保護(hù)。

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FailureAnalysisandPreventionMeasurementsforFrequentLeakagesCondensatePipeline

LIXunji,FENGQuan,CHANGZeliang,LIXianming,WANGHongjun

(PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China)

In order to figure out the reason caused the frequent leakages of the condensate pipeline Ф323.9×6.3 L245M ERW, its construction information(design, fabrication, anticorrosion measurement & relevant operation)，the operation information (delivery volume, condensate density, flow velocity, delivery pressure, H2S content, H2O content) and the leakages information were reviewed. The mechanical & chemical inspections of materials used in L245 ERW were performed according to GB/T 9711-2011. Inner corrosion products of L245 ERW were characterized by XRD under the working condition or simulated experiment condition. Under the certain conditions (small dip angel 6° & initial section H2O content 0.05), oil and water distribution were simulated by “Fluent” at different flow velocity & moment. The results showed: the residual compressed air and reverse osmosis water have coexisted for 9 months after purging the pipeline before the operation, which resulted in pre localized corrosion. The condensate low velocity provides less water carrying capacity leading to further corrosion on the bottom of partial pipeline, which exists sedimentation water. Based on those results, counter measurements have been taken, which are effective for reducing leakages.

a condensate pipeline; leakage; failure analysis; prevention measurements

李循跡，男，1961年生，教授級高級工程師，1988年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院，現(xiàn)主要從事油田裝備管理和腐蝕防護(hù)工作。E-mail:lixunji-Hmpetroching.com.cn

TE988.2

A

2096-0077(2017)06-0051-08

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.06.014

2017-04-20

韓德林)