頁巖氣井區(qū)集氣管道內(nèi)腐蝕直接評價

青松鑄，楊建英，井 翠，何 焱，文 嶄，羅彥力，安 壯，胡 超

(中國石油西南油氣田公司四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司，四川 成都 610051)

0 前 言

2014 年，國家安監(jiān)總局牽頭進行油氣管道安全專項排查，結果顯示我國油氣管道平均每10 km 就存在2.5 處隱患。與發(fā)達國家相比，不論是輸油管道還是輸氣管道，我國的事故發(fā)生率均高出近10 倍，其中腐蝕是影響管道安全和完整性的重要因素之一。自2019 年10 月8 日，某頁巖氣作業(yè)區(qū)總計6 條管線發(fā)生8 次管線內(nèi)腐蝕穿孔泄漏，其中同一平臺地面集氣管線連續(xù)發(fā)生了3 次內(nèi)腐蝕穿孔，最大腐蝕速率達到16 mm/a，多平臺因此停產(chǎn)，造成嚴重經(jīng)濟損失，亟須一套完整的內(nèi)腐蝕直接評估流程來解決頁巖氣濕氣集輸管道腐蝕預測和評價工作，保障其安全穩(wěn)定運行。

楊天笑等[1]通過將中國南海管道的直接檢測數(shù)據(jù)與ICDA(內(nèi)腐蝕直接評價)結果對比，得出了ICDA 能準確反映管道內(nèi)腐蝕狀況的結論。王凱等[2]將多相流管道內(nèi)腐蝕直接評價方法(MP-ICDA)應用于某油氣水混輸海底管道，采用實驗與內(nèi)腐蝕預測模型結合的形式進行間接檢測，表明MP-ICDA 對預測管道腐蝕位置與風險大小具有一定的指導作用。鄧心茹[3]采用MPICDA 對長慶油田集輸管道做內(nèi)腐蝕直接評價，采用自研多相流沖蝕模型，誤差控制在50%以為。但在MPICDA 使用過程中，不同的管線情況相距甚遠，選擇合適的模型進行間接評價尤為重要。本工作以NACE 于2016 年提出的MP-ICDA 為對象，結合我國某頁巖氣區(qū)塊內(nèi)濕氣集輸管道實際運行工況，對MP-ICDA 進行系統(tǒng)地研究與應用，以期為濕氣集輸管道內(nèi)腐蝕直接評價方法的實施提供參考。

1 MP-ICDA 實施步驟

MP-ICDA 適用于多相流管道。該標準通過識別評價目標管段，考慮CO2、H2S、O2、微生物、固體沉積等因素，計算管壁內(nèi)腐蝕速率。

本次采用的技術路線如圖1 所示[4]:

圖1 MP-ICDA 應用流程Fig.1 MP-ICDA application process

(1)預評價:收集管道的歷史及現(xiàn)階段基礎數(shù)據(jù)[5]

收集待檢測管道的管線帶狀圖、運行參數(shù)、氣質(zhì)分析報告、歷史運行報告等資料，必要時進行管道高程精確測量。資料收集盡可能詳盡準確，以減小內(nèi)腐蝕敏感性分析的偏差。

(2)間接檢測:分析管道內(nèi)腐蝕因素，計算管道內(nèi)酸性氣體的分壓；通過流體力學方法和多相流物理模型分析液體滯留的臨界傾角；繪制管道傾角剖面圖；結合流量計算的結果和管道傾角剖面圖，最終得到管道內(nèi)腐蝕敏感區(qū)域并進行現(xiàn)場定位。

(3)直接檢測:主要通過X 射線、超聲波C 掃描和超聲波測厚等無損檢測技術對開挖點進行直接檢測，確定管道腐蝕的實際程度。

(4)后評價:對檢測結果進行系統(tǒng)分析，若分析發(fā)現(xiàn)有新的內(nèi)腐蝕敏感區(qū)，應增加直接檢測點，直到所有內(nèi)腐蝕敏感區(qū)都覆蓋到為止。得出管線各段的內(nèi)腐蝕程度和內(nèi)腐蝕速率；結合管道地區(qū)類別，對缺陷進行剩余強度評估，并對內(nèi)腐蝕缺陷提出維修建議。

2 預評價

2.1 管道基礎數(shù)據(jù)

收集了該頁巖氣田50 條濕氣集輸管線基礎數(shù)據(jù)。50 條管線使用的管材有L360N 和L245N 鋼管，管內(nèi)輸送介質(zhì)均為濕氣。管道A、B 均為L360N 材質(zhì)，2 管線均發(fā)生過腐蝕穿孔事故，且內(nèi)腐蝕速率分別達到4.41 mm/a 和5.32 mm/a，管道A、B 的介質(zhì)組分見表1。

表1 管道A、B 氣體介質(zhì)組分Table 1 Components of gas medium in pipeline A and B

2 條管線均存在腐蝕性氣體CO2和O2。如表2 所示，在A、B 管道內(nèi)水相中還存在大量的微生物(主要為硫酸鹽還原菌)與Cl-加速腐蝕；且管線A 與管線B 地形起伏較大，高程差均超過500 m，管道A 高程差最大為548 m，管道B 高程差最大為791 m，如圖2 所示。同時，由于采用濕氣集輸工藝，2 條管線內(nèi)存在多相流混輸工況，較大的起伏會引起管內(nèi)流體的壓力、流速等參數(shù)突變。

表2 管道A、B 凝析水離子組分Table 2 Ionic components of condensate water in pipeline A and B

圖2 管道A、B 集輸管線高程圖Fig.2 Elevation diagram of pipeline A and B gathering pipelines

2.2 管內(nèi)腐蝕產(chǎn)物分析

管道修復更換過程中，收集管內(nèi)腐蝕產(chǎn)物，采用掃描電鏡(SEM)和X 射線光電子能譜(XPS)等儀器分析手段對腐蝕產(chǎn)物和腐蝕形貌進行表征，以分析腐蝕的失效機理及其影響因素，結果見圖3、圖4 和表3～5。

表3 管道A、B 腐蝕產(chǎn)物EDS 譜分析結果Table 3 Results of EDS spectra of corrosion products of pipeline A and B

圖3 腐蝕產(chǎn)物形貌及EDS 分析Fig.3 Morphology of corrosion products and EDS analysis

圖4 腐蝕產(chǎn)物XPS 分析Fig.4 XPS analysis of corrosion products

如圖3a 所示，在管道A 管內(nèi)壁均存在較大的腐蝕坑，且腐蝕坑呈階梯狀(5.6 mm×5.4 mm)，臺階上附著有大量球狀的腐蝕產(chǎn)物，分析得出是SRB 細菌。腐蝕產(chǎn)物中存在C、O、Si、S、K、Fe 元素，如表3 所示?？赏茢郈O2參與到腐蝕中，并且有SiO2砂礫進入管道，引起沖刷腐蝕。通過XPS 分析(圖4 和表4)，管道A 內(nèi)腐蝕產(chǎn)物均為Fe、FeS、Fe2O3，說明管內(nèi)存在SRB 與O2協(xié)同腐蝕。如圖3b 所示，管道B 管內(nèi)壁組織均成片狀，結構疏松，腐蝕產(chǎn)物結晶無序。腐蝕產(chǎn)物中存在C、O、S、Ga、Fe元素，如表3 所示。結合XPS 分析可以推斷(圖4 和表5)，腐蝕產(chǎn)物主要為Fe、FeS 以及Fe(OH)O。

表4 管道A XPS 能譜分析結果Table 4 XPS spectrum analysis results of pipeline A

表5 管道B XPS 能譜分析結果Table 5 XPS spectrum analysis results of pipeline B

通過分析，本次MP-ICDA 評價需對下述因素加以關注:(1)管道存在細菌腐蝕的風險；(2)考慮頁巖氣生產(chǎn)的特點，管道內(nèi)介質(zhì)流量、壓力等參數(shù)變化較大，間接評價中應多關注管道的積液部位和臨界傾角。

3 間接檢測

間接檢測是間接評價的關鍵，也是MP- ICDA 的核心技術所在。根據(jù)管道輸送歷史、流向、支線進出氣狀況對管道進行分段，然后進行流動建模計算管道臨界傾角。即采用最小集輸壓力、最大集輸流量、溫度、管內(nèi)徑、液體密度、氣體的分子量等參數(shù)計算管道內(nèi)氣體最大流速，進而得到管道出現(xiàn)積液的臨界傾角。通過積液部位不僅可判斷管道的氧腐蝕、CO2腐蝕敏感位置，還可以輔助判斷微生物生存部位，進而推斷微生物腐蝕敏感區(qū)。

如圖5 所示，管道A、B 沿線存在多處傾角大于臨界傾角的情況，B 管線最大傾角達到50°。傾角過大，管內(nèi)凝析水難以流動，因此在低洼處和上坡段易積水，如圖6 所示，發(fā)生O2、CO2以及微生物協(xié)同腐蝕，這與管道實際腐蝕失效點是一致的。因此將傾角大于臨界傾角的管段部位作為腐蝕敏感區(qū)，并推薦為開挖點。

圖5 管道A、B 濕氣集輸管線臨界傾角Fig.5 Critical dip angle of pipeline A and B wet gas gathering and transportation lines

圖6 管道A、B 積液部位與泄漏點Fig.6 Fluid accumulation position and leakage point of pipeline A and B

4 開挖檢測

對管線進行開挖直接檢測，檢測手段包括X 射線、超聲波C 掃描和超聲波測厚。針對每個探坑的檢測條件，采取不同的檢測方法。

管道A、B 開挖后外防腐層無破損，表面平滑光整。管道A 最大壁厚13.90 mm，最小壁厚13.35 mm，平均壁厚13.60 mm，使用年限2 a，最大壁厚損失量0.85 mm，最大壁厚損失率5.99%(輕度腐蝕)，最大點蝕速率0.425 mm/a (最大點蝕速率處于嚴重區(qū))。經(jīng)DR 檢測(X 射線檢測)，圖7 顯示管線A 存在腐蝕坑。經(jīng)C 掃檢測顯示，最小剩余壁厚為12.7 mm。管道B 最大壁厚10.30 mm，最小壁厚9.00 mm ，平均壁厚9.70 mm(彎管)，使用年限0.5 a，最大壁厚損失量1.0 mm；最大壁厚損失率10.00%(中度腐蝕)，最大點蝕速率2.40 mm/a (最大點蝕速率處于嚴重區(qū))。經(jīng)DR 檢測，管線B 存在局部點腐蝕。經(jīng)C 掃檢測顯示，最小剩余壁厚為12.50 mm。

圖7 管道A、B 的DR 檢測結果Fig.7 DR Test result of pipeline A and B

5 后評估

通過管道失效分析、腐蝕機理分析推斷管線腐蝕是氧腐蝕、CO2腐蝕、微生物腐蝕以及氯離子自催化酸化腐蝕共同作用的結果。在流動建模計算臨界傾角的基礎上，確定了管道的內(nèi)腐蝕敏感段?；诒敬伍g接評價與直接評價結果，對管道再評價時間進行確定。

5.1 剩余強度評價

對管道直接檢測開挖點發(fā)現(xiàn)的最嚴重內(nèi)腐蝕缺陷進行剩余強度評價，以明確是否危機管道的安全運行。依據(jù)ASME B31G-2009“Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines”(腐蝕管道剩余強度確定手冊)，管道A 檢測點缺陷處修復系數(shù)ERF大于1，表明其已不滿足目前管道的安全運行要求，建議立即修復。

5.2 再評價時間確定

根據(jù)NACE SP0110-2012“Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines”(濕氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法標準 推薦做法)，再評價時間間隔應為剩余使用壽命的一半。而根據(jù)TSG D7003-2010“壓力管道定期檢驗規(guī)則-長輸(油氣)管道”，在管道輸送條件(腐蝕介質(zhì)含量、壓力、溫度)沒有大波動的情況下，管道系統(tǒng)的剩余壽命按下式計算:

式中RL——管道腐蝕壽命

C——校正系數(shù)，取0.85

SM——安全裕量

MAOP——管道許用壓力

t——公稱壁厚

GR——腐蝕速率

由于管道A 和管道B 內(nèi)腐蝕速率分別為4.41 mm/a 和5.32 mm/a，考慮在腐蝕介質(zhì)和輸送工況沒有大的變化的情況下，結合式(1)計算結果，建議在實施清管、加注緩蝕劑和殺菌劑等措施后，管道A 再評價時間不超過3 a。

6 結 論

(1)管內(nèi)積液加速了CO2、O2以及微生物的協(xié)同腐蝕。

(2)確定了管道內(nèi)腐蝕敏感區(qū)域為低洼處和上坡段。

(3)對所有開挖點最嚴重的內(nèi)腐蝕缺陷進行剩余強度評價，管道A 和管道B 的ERF系數(shù)大于1，應立即修復，并且確定再評價時間為3 a。