趙夢露，張江江，張淑琴，楊 波

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 阿克蘇 334600)

雅克拉氣田位于塔里木盆地北部，位于沙雅隆起雅克拉斷凸中-東部，地理位置在新疆維吾爾自治區(qū)阿克蘇地區(qū)境內(nèi)，主力產(chǎn)層為上、下白堊系，雅克拉氣田2005 年正式投入開發(fā)，地面單井集輸管線2005 年11 月建成投產(chǎn)，隨著開發(fā)規(guī)模的擴(kuò)大，2006 年至2010 年期間又先后建設(shè)了6 口新投產(chǎn)井集輸管線。投運(yùn)短短1.5 a后，YK1，YK5H，YK6H 和YK10 井井口集輸管道先后因腐蝕問題發(fā)生暴管和腐蝕穿孔現(xiàn)象，嚴(yán)重影響到了氣田的正常生產(chǎn)運(yùn)行，也帶來了一定的經(jīng)濟(jì)損失。該文通過腐蝕原因分析，指出了現(xiàn)有防腐措施的不足及存在的問題，提出了更為系統(tǒng)的內(nèi)腐蝕檢測及評估方法，為現(xiàn)場檢測及腐蝕治理提供了依據(jù)。

1 單井集輸管線腐蝕現(xiàn)狀

1.1 腐蝕穿孔現(xiàn)狀

雅克拉氣田屬酸性氣田，流體復(fù)雜(井流物CO2和Cl-含量高，pH 值低和H2S 含量低)、集輸壓力高(7.8～8.5 MPa)、集輸溫度高(30～65 ℃)，單井集輸管線投運(yùn)超過1 a 后，在高CO2環(huán)境和強(qiáng)沖刷條件下，井口集氣管線彎頭腐蝕嚴(yán)重(見圖1)。

2005—2011 年雅克拉氣田單井集輸系統(tǒng)發(fā)生腐蝕穿孔共23 次，單井集輸管線焊縫和彎頭腐蝕問題突出，其中焊縫腐蝕占總腐蝕的43.5%，彎頭腐蝕占總腐蝕的21.7%，本體腐蝕占總腐蝕的26.1%，其他為8.7%。

圖1 YK1 井和YK5 井口管線彎頭穿孔Fig.1 Pineline bend of single well is corrosion attac

1.2 腐蝕壁厚檢測

單井集輸管線壁厚減薄井口端明顯高于進(jìn)站端，產(chǎn)量高、含水高的單井管件彎頭處壁厚減薄高于管線。井口直管段平均腐蝕速率2.81 mm/a，彎頭段為2.51 mm/a，進(jìn)站管線站外閥池直管段平均腐蝕速率0.55 mm/a，彎頭段0.79 mm/a，進(jìn)站站內(nèi)閥組彎頭平均腐蝕速率0.114 mm/a。

2 腐蝕原因分析

單井集輸管線主要腐蝕因素［1］包括酸性氣體、流型流態(tài)等因素。以下對YK6H 單井站外閥池集輸管線腐蝕穿孔原因進(jìn)行分析。

2.1 酸性氣體影響

氣田天然氣介質(zhì)中含有H2S 和CO2，依據(jù)天然氣中H2S 的分壓與CO2的分壓之比來判斷集輸管線的腐蝕模式:當(dāng)分壓比小于20 時(shí)為H2S腐蝕，分壓比介于20～500 時(shí)為H2S 和CO2混合腐蝕，分壓比高于500 時(shí)則為CO2腐蝕。依據(jù)此腐蝕模式判定依據(jù)，除YK16 井(分壓比為356.1)、YK12 井(分壓比為171.3)屬于H2S 和CO2混合腐蝕模式外，其他均屬于CO2腐蝕模式。

2.2 Cl-的影響

雅克拉氣田單井地層水呈酸性，其pH 值為5.4～6.3，Cl-質(zhì)量濃度高達(dá)49 198～151 923 mg/L質(zhì)量濃度僅為5～200 mg/L，質(zhì)量濃度為101～740 mg/L，總礦化度為122 593～250 305 mg/L。Cl-半徑小，極性強(qiáng)，是活性陰離子，可穿透并在產(chǎn)物膜和金屬界面富集，優(yōu)先進(jìn)入到點(diǎn)蝕和垢下縫隙形成閉塞電池［2-3］。由于閉塞電池的金屬陽離子濃度升高，在電池電場的作用下，Cl-特有的破鈍作用，形成腐蝕小孔，對點(diǎn)腐蝕起到催化劑的作用，Cl-含量高更加劇點(diǎn)腐蝕的發(fā)生。

2.3 流體流態(tài)影響

在流動(dòng)腐蝕過程中流型與腐蝕速度密切相關(guān)，氣田為氣液兩相流管道，流型隨著管徑、流體特性和管道傾斜度的改變而發(fā)生變化，通過氣相和液相的流速計(jì)算，其中YK8，YK9X，YK10，YK11，YK14 和YK16 井為分層流，YK1，YK2，YK6H，YK7CH，YK5H，YK13 和YK15 井為沖擊流。

分層流腐蝕程度受水含量和礦化度影響較大。YK8，YK10，YK11 和YK16 井集輸管線內(nèi)為分層流，水的質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于20%，且低流速小于3 mm/s，常常在水平和稍微傾斜的管流中，由于重力作用，相態(tài)趨于分層，水層在底部，易產(chǎn)生Cl-腐蝕及CO2腐蝕，YK16 井集輸管線CO2分壓較高易出現(xiàn)較嚴(yán)重的腐蝕。

沖擊流(段塞流)會(huì)產(chǎn)生較高的內(nèi)在紊流，在管壁上形成較深的溝槽［4］。

2.4 焊接因素影響

焊接工藝對管道焊口抗腐蝕能力的影響十分巨大，管道焊接后，若存在焊渣、焊瘤等，將從兩方面加劇焊口及其附近管道的腐蝕。

一方面焊渣、焊瘤為活性點(diǎn)，電位較本體更負(fù)，更易發(fā)生腐蝕;另一方面由于焊渣、焊瘤存在，管內(nèi)存在凸起，造成焊口附近形成紊流，產(chǎn)生強(qiáng)烈的液擊現(xiàn)象，從而形成空泡腐蝕和沖擊腐蝕，加速焊口和焊口附近區(qū)域的腐蝕。

從雅克拉氣田腐蝕統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明焊縫腐蝕占總腐蝕的43.5%，在YK2 和YK10 井單井集輸管線8 次腐蝕穿孔中僅焊縫腐蝕就占了7 次，表現(xiàn)為材料腐蝕中的縫隙腐蝕及沖擊腐蝕，可見，焊縫因素對氣田腐蝕的影響是十分嚴(yán)重的。

2.5 材料因素

在CO2-Cl-組成的甜氣環(huán)境中，腐蝕產(chǎn)物膜一旦形成，腐蝕行為將與之密切相關(guān)，腐蝕速度將受膜的結(jié)構(gòu)、厚度、穩(wěn)定性及滲透性能影響，碳鋼腐蝕表現(xiàn)為縫隙腐蝕、均勻腐蝕和點(diǎn)蝕，不難得出普通碳鋼管材在CO2-Cl-組成的甜氣環(huán)境中不適應(yīng)，這一點(diǎn)與16Mn 管材耐蝕性差是十分吻合的。

3 防腐措施及不足

3.1 管線材質(zhì)

從目前雅克拉氣田開發(fā)近6 a 的集輸系統(tǒng)因腐蝕壁厚減薄目前累計(jì)更換彎頭、三通管件35個(gè)，更換集輸管線375 m?，F(xiàn)有的16Mn 管材在濕相CO2環(huán)境中難以滿足氣田安全高效開發(fā)的生產(chǎn)需要，選擇適合于雅克拉氣田腐蝕環(huán)境及生產(chǎn)運(yùn)行工況的材料，及時(shí)更換局部嚴(yán)重腐蝕管道是很有必要的。

3.2 緩蝕劑加注

氣田從2007 年至2014 年共有YK1，YK 和YK5H 等6 口井集輸管線投加緩蝕劑，加注緩蝕劑型號(hào)為CT/TP2-19，加注質(zhì)量濃度100 mg/L，緩蝕劑對集輸管線有一定保護(hù)作用，緩蝕劑加注均在管線出現(xiàn)腐蝕后才加注，內(nèi)壁形貌一定程度上影響了緩蝕劑效果，緩蝕劑無充分霧化加注，頂部仍存在腐蝕，不能充分發(fā)揮優(yōu)勢。

4 腐蝕檢測技術(shù)優(yōu)選

針對不同腐蝕環(huán)境，管道腐蝕監(jiān)測技術(shù)不同，目前管道內(nèi)腐蝕檢測主要方法有:低頻長距超聲波檢測(導(dǎo)波檢測)、高頻導(dǎo)波檢測技術(shù)、C-SCAN管體腐蝕檢測技術(shù)、超聲波壁厚檢測、管體腐蝕漏磁檢測及遠(yuǎn)場渦流檢測技術(shù)。

4.1 腐蝕監(jiān)測

目前雅克拉氣田有7 口井的集輸管線建立了腐蝕監(jiān)測點(diǎn)，在用的有5 口井，監(jiān)測方式為失重法掛片監(jiān)測(見表1)。掛片腐蝕監(jiān)測可定量表征介質(zhì)對管線的平均腐蝕速率，對于點(diǎn)(孔)蝕監(jiān)測較困難。從掛片監(jiān)測腐蝕速率可知，單井管線平均腐蝕速率較低，而氣田集輸管線目前全部是局部腐蝕，腐蝕加劇導(dǎo)致穿孔?，F(xiàn)有掛片腐蝕監(jiān)測手段對于反映較嚴(yán)重的局部腐蝕存在一定的局限性，有必要優(yōu)選精度高的能有效反映腐蝕狀況的檢測方法，對關(guān)鍵部位重點(diǎn)管線開展實(shí)時(shí)在線的內(nèi)腐蝕檢測，評估在用管線腐蝕狀況，為安全生產(chǎn)提供技術(shù)支撐。

表1 雅克拉氣田單井集輸管線腐蝕監(jiān)測點(diǎn)分布Table 1 Corrosion control point distribution of single well’s gathering line

4.2 超聲波測厚

超聲波測厚儀是根據(jù)超聲波脈沖反射原理來進(jìn)行厚度測量的，作為一種單點(diǎn)的測厚儀器，其測量顯示值受管線表面粗糙度、彎頭曲率半徑大小、探頭接觸面有磨損狀況、管道應(yīng)力的影響、耦合劑的影響等方面條件制約，造成聲強(qiáng)透射率低、從而導(dǎo)致測量誤差，當(dāng)管道存在小的局部腐蝕坑，那么單靠超聲波測厚這種離散測點(diǎn)很難準(zhǔn)確捕捉到缺陷的位置，更無法反映極端條件下腐蝕狀況。

4.3 內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)

根據(jù)目前單井集輸管線內(nèi)腐蝕現(xiàn)狀和集輸管線敷設(shè)現(xiàn)狀，高頻導(dǎo)波、外壁漏磁、遠(yuǎn)場渦流檢測方法不能滿足現(xiàn)場檢測要求;單井集輸管道內(nèi)腐蝕是流體沖刷和局部CO2腐蝕的疊加，選擇采用不停輸、不開挖的檢測手段對管道內(nèi)腐蝕進(jìn)行在線檢測符合生產(chǎn)運(yùn)行條件，通過對管體腐蝕程度檢測，揭示腐蝕形式，找出管道存在缺陷，測出剩余壁厚;通過對彎頭實(shí)現(xiàn)全截面腐蝕狀況掃描檢測，反映出腐蝕形貌，為腐蝕治理提供準(zhǔn)確判斷依據(jù)。

對于埋地直管段，可采取低頻導(dǎo)波方法來進(jìn)行缺陷檢測;對于彎頭可采用C 掃描進(jìn)行缺陷檢測;對于導(dǎo)波檢測盲區(qū)可用C 掃描補(bǔ)充，在定位出缺陷位置后再用超聲波進(jìn)行精確測厚。下面對低頻長距超聲波、C-SCAN 管體腐蝕及超聲波壁厚3 種檢測技術(shù)作簡要介紹。

4.3.1 低頻長距超聲波檢測(導(dǎo)波檢測)

該技術(shù)設(shè)備同一個(gè)位置發(fā)射和接收低頻超聲波，對被檢測到金屬損失范圍和環(huán)向方位判斷，適用于管體的內(nèi)外金屬腐蝕與沖蝕等缺陷的檢測，在美國等國家均廣泛應(yīng)用，檢測效果良好，目前國內(nèi)油氣田管道也開始應(yīng)用。該儀器典型情況下埋地管道檢測范圍約為正負(fù)30 m，能夠檢測出管道截面9%腐蝕缺陷，精確定位。

4.3.2 C-SCAN 管體腐蝕檢測技術(shù)

該技術(shù)是一套集檢測跟蹤、數(shù)據(jù)記錄、缺陷成像顯示于一體的數(shù)字式高級聲定位C 掃描超聲檢測系統(tǒng)［5］，掃查成像進(jìn)程與檢測跟蹤記錄同步完成，并自動(dòng)記錄缺陷，確保檢區(qū)域掃查覆蓋率達(dá)到100%，主要用于彎頭、三通和直管等的管體檢測，同時(shí)能反映檢測管線的壁厚缺陷。

4.3.3 超聲波壁厚檢測

該儀器設(shè)備是使超聲波以一恒定速度在材料中傳播的時(shí)間來確定被測材料的厚度，是一種單點(diǎn)的測厚儀器，在其他管體腐蝕檢測設(shè)備完成了對管體腐蝕缺陷位置的確定后，采用該儀器對掃描出的管道缺陷部位進(jìn)行精確的剩余壁厚檢測，可為腐蝕狀況評價(jià)與剩余強(qiáng)度和壽命預(yù)測提供基本參數(shù)。

4.4 內(nèi)腐蝕檢測方案

根據(jù)工況條件管線選擇低頻導(dǎo)波和C 掃描兩種組合檢測管線缺陷定位，最后超聲波精確測剩余壁厚，為治理對策提供準(zhǔn)確的判斷依據(jù)。該次內(nèi)腐蝕檢測主要對氣田的14 口生產(chǎn)井站外閥池至進(jìn)站閥組的管道進(jìn)行腐蝕狀況檢測，同時(shí)也對服役時(shí)間長、生產(chǎn)產(chǎn)量高、腐蝕相對多發(fā)的YK1 井和YK5H 井2 口井井口的出站100 m 埋地管線，進(jìn)站站外200 m 埋地管線進(jìn)行了檢測。

4.4.1 站外閥池至進(jìn)站閥組管道

站外閥池至進(jìn)站閥組管道有DN100 和DN150 兩種規(guī)格，彎頭為1.5D 和6D，站外閥池至進(jìn)站閥組之間管線距離長約120 m，根據(jù)低頻導(dǎo)波在埋地管道檢測范圍約為正負(fù)30 m，就能精確定位檢測出管道截面9%的腐蝕缺陷的特點(diǎn)，開挖檢測操作探坑3 個(gè)，其中站內(nèi)直管段開挖檢測操作探坑1 個(gè)，站內(nèi)閥池開挖檢測操作探坑1 個(gè)，站外閥池開挖檢測操作探坑1 個(gè);每條管道開展6 處檢測，其中進(jìn)站閥組彎頭1 處、站內(nèi)閥池1.5D 彎頭段2 處，站內(nèi)直管段1 處、站外閥池6D彎頭1 處，站外閥池直管段1 處(見圖2)。采用低頻導(dǎo)波對直管段進(jìn)行缺陷定位，采用C 掃描對彎頭進(jìn)行缺陷定位，采用超聲波檢測測出缺陷部位壁厚。

圖2 管道檢測點(diǎn)分布及彎頭結(jié)構(gòu)形式示意Fig.2 Pipeline control point distribution and composition of bend

4.4.2 YK1 和YK5H 單井集輸管線

YK1 井DN100 管 線 約300 m，YK5H 井DN150 管線約300 m，開挖檢測操作探坑16 個(gè)，其中井口出站100 m 埋地管線開挖檢測操作探坑4 個(gè)，進(jìn)站站外200 m 埋地管線開挖檢測操作探坑位7 個(gè)，兩操作坑的間距為30 m(見圖3)，采用低頻導(dǎo)波對直管段進(jìn)行缺陷定位，對有缺陷部位采用超聲波精確檢測最小剩余壁厚。

圖3 兩單井集輸管道檢測點(diǎn)分布示意Fig.3 Control point distribution of single well’s gathering line

檢測操作:(1)低頻導(dǎo)波利用操作坑內(nèi)露管裝夾探頭，對探坑兩側(cè)未開挖的管道進(jìn)行腐蝕缺陷檢測;(2)對低頻導(dǎo)波前后有1 m 的盲區(qū)管道，采用C 掃描進(jìn)行檢測;(3)C 掃描對操作坑內(nèi)露彎頭進(jìn)行檢測，(4)對缺陷定位后管道用超聲波進(jìn)行剩余測厚檢測。為滿足檢測要求，操作坑內(nèi)的管線保溫層需要去掉，并在探頭裝夾部位打磨出金屬光澤，開挖尺寸見表2。

表2 開挖檢測操作探坑要求Table 2 Requst of bore pit

5 結(jié)束語

雅克拉氣田單井管道腐蝕主要影響因素為Cl-，CO2、焊縫、流體沖刷等;造成氣田單井管道腐蝕減薄的主要原因?yàn)镃O2電化學(xué)腐蝕及沖刷腐蝕。為全面掌握現(xiàn)場腐蝕狀況，結(jié)合管道生產(chǎn)工況及腐蝕檢測技術(shù)特點(diǎn)，進(jìn)行現(xiàn)場檢測技術(shù)比選，提出現(xiàn)場檢測要求，為后期腐蝕治理提供了技術(shù)支撐。

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