·失效分析與預(yù)防·

蘇里格氣田濕氣輸送管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)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(lái)1,2

(1.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室陜西西安710018；

2.中國(guó)石油長(zhǎng)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(nèi)積液量變化大且成份復(fù)雜。以某Φ406.4 mm×7.1 mm，長(zhǎng)31.7 km輸氣干線為例，通過(guò)清管液、固形物分析，實(shí)物腐蝕測(cè)試及腐蝕軟件預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)了平均內(nèi)腐蝕程度。借鑒ICDA方法，通過(guò)臨界傾角計(jì)算對(duì)比查找出36處易積液段腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)以支持開(kāi)展后續(xù)監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)。結(jié)合該兩項(xiàng)工作基本掌握此管道內(nèi)腐蝕狀況，且該方法可對(duì)蘇里格氣田此類管道的內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)提供一定參考。

關(guān)鍵詞：氣田；管道；濕氣輸送；內(nèi)腐蝕；評(píng)價(jià)方法

作者簡(jiǎn)介：第一朱方輝，男，1982年生，工程師，畢業(yè)于西北工業(yè)大學(xué)材料加工工程專業(yè)取得碩士學(xué)位，現(xiàn)工作于長(zhǎng)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(píng)價(jià)等方面工作。E-mail：zfh_cq@petrochina.com.cn

文章編號(hào)：中圖法分類號(hào)：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(zhǎng)慶蘇里格氣田集氣支干線均采用多井單管串接，帶液計(jì)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(zhì)復(fù)雜，包含天然氣、產(chǎn)出水、凝析油、泡排劑等。對(duì)該氣田21條集氣干線的歷年清管作業(yè)發(fā)現(xiàn)，管內(nèi)積液量大，且變化不規(guī)律。前期管網(wǎng)系統(tǒng)開(kāi)展了大量外防腐和陰極保護(hù)運(yùn)行評(píng)價(jià)，但未開(kāi)展過(guò)系統(tǒng)內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)研究。智能在線內(nèi)檢測(cè)技術(shù)受蘇里格管道結(jié)構(gòu)、地形高差起伏影響及檢測(cè)成本較高的限制而不能普遍應(yīng)用[1~3]。已投運(yùn)12年的某條Φ406.4 mm×7.1 mm，長(zhǎng)31.7 km輸氣管道(蘇1-×干線)存在中間閥室，無(wú)法實(shí)施智能內(nèi)檢測(cè)，但積液量大。針對(duì)此問(wèn)題，開(kāi)展清管產(chǎn)物分析、實(shí)物腐蝕測(cè)試及腐蝕預(yù)測(cè)以確定管道基本腐蝕情況，采用ICDA計(jì)算以查找重點(diǎn)積液段進(jìn)行腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)預(yù)測(cè)，藉由此探索氣田類似管道的內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)方法。

1蘇1-×干線概況

蘇1-×干線投運(yùn)于2002年8月，主要承擔(dān)蘇6-×站、蘇×-6站至處理廠的天然氣管輸任務(wù)，是蘇里格氣田最早投運(yùn)的集輸干線，已運(yùn)行12年。設(shè)計(jì)壓力6.4MPa，設(shè)計(jì)輸氣能力10×108m3/a。目前運(yùn)行壓力2.52MPa，運(yùn)行溫度11.78 ℃。管道在閥室處有交叉點(diǎn)，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(diǎn)站的輸送介質(zhì)中含有CaCl2型產(chǎn)出水，Cl-含量最大為17 880 mg/L，pH值平均6.44，易造成坑點(diǎn)腐蝕、縫隙腐蝕等局部腐蝕。目前實(shí)行2~3次/年的清管制度，以保證管道正常運(yùn)行。

2清管產(chǎn)物分析及腐蝕測(cè)試

2.1管道積液情況

對(duì)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(dá)629.9 m3，最小2.27 m3，見(jiàn)圖1。管內(nèi)長(zhǎng)期存在液固混合物會(huì)對(duì)管道的平穩(wěn)輸送及內(nèi)腐蝕產(chǎn)生一定影響。積液原因可能為該管線輸送距離較長(zhǎng)、產(chǎn)液量隨氣井不同階段采出情況變化大導(dǎo)致，也與集氣首站的氣液分離效果有直接關(guān)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(jìn)行對(duì)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(shí)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(jiàn)圖2。

三次清管液水質(zhì)分析結(jié)果表明(見(jiàn)表1)，管道中積液為弱酸性，含有腐蝕性Cl-，但含量比起點(diǎn)處降低較多；均含有S2-，及少量Fe2+、Fe3+離子；對(duì)3#液中的游離態(tài)腐蝕性細(xì)菌含量測(cè)試表明，腐生菌(TGB)106個(gè)/ml、鐵細(xì)菌(FB)107個(gè)/ml、硫酸鹽還原菌(SRB)104個(gè)/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(shí)段3次清管液外觀

水質(zhì)總體上看，無(wú)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(chǎn)中采出液變化及比例差異引起。

表1　3次清管液水質(zhì)分析結(jié)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(duì)蘇1-×干線清管固形物進(jìn)行成分及相對(duì)含量分析。圖3為清管產(chǎn)物X衍射分析結(jié)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(shí)含有8.49%的有機(jī)質(zhì)，見(jiàn)表2。清管產(chǎn)物中含有大量鐵的化合物，說(shuō)明管線可能存在一定程度的腐蝕，與清管液分析結(jié)果吻合。

圖3　清管產(chǎn)物X衍射分析結(jié)果

成分SiO2Fe(OH)3Fe(OH)SO4有機(jī)質(zhì)含量/%49.4333.039.058.49

2.3腐蝕測(cè)試及預(yù)測(cè)

2.3.1腐蝕軟件預(yù)測(cè)

采用美國(guó)OLI腐蝕預(yù)測(cè)軟件對(duì)3#清管液水質(zhì)下的碳鋼進(jìn)行腐蝕預(yù)測(cè)，所用主要參數(shù)見(jiàn)表3。OLI腐蝕分析得到腐蝕反應(yīng)的穩(wěn)態(tài)圖(見(jiàn)圖4)，主要腐蝕產(chǎn)物為FeCO3、Fe2O3及Fe(OH)3。模擬管段積液靜、動(dòng)態(tài)環(huán)境下，溫度11.78 ℃，流速4.18 m/s時(shí)的腐蝕速率分別為0.088 mm/a和 0.217 mm/a。

表3　　OLI腐蝕預(yù)測(cè)所需參數(shù)

圖4　蘇1-×管線內(nèi)腐蝕電位-pH圖

2.3.2常壓靜態(tài)腐蝕速率測(cè)試

同樣選擇3#清管液水質(zhì)，進(jìn)行了常壓靜態(tài)條件下的管道材質(zhì)試片的腐蝕速率測(cè)試。168 h浸泡試驗(yàn)后，SEM觀察表面基本無(wú)腐蝕產(chǎn)物，能譜分析只有Fe、C兩種元素，基本為材料基體組織(見(jiàn)圖5)。腐蝕速率為0.030 8 mm/a，未見(jiàn)局部腐蝕。

圖5　常壓靜態(tài)掛片腐蝕形貌

對(duì)比OLI腐蝕預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)與常壓掛片測(cè)試結(jié)果，靜、動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)比實(shí)測(cè)結(jié)果分別高出近3倍和7倍。分析原因是預(yù)測(cè)中未考慮產(chǎn)出液中的凝析油、泡排劑等緩蝕性化合物，導(dǎo)致預(yù)測(cè)結(jié)果偏高。另外，腐蝕預(yù)測(cè)和實(shí)際測(cè)試中沒(méi)有考慮局部積液段腐蝕的影響，管段內(nèi)部實(shí)際可能會(huì)存在局部腐蝕，且比均勻腐蝕嚴(yán)重。

綜合清管物分析結(jié)果和腐蝕測(cè)試、預(yù)測(cè)結(jié)果，蘇1-×干線存在一定的內(nèi)腐蝕，產(chǎn)出固液混合物和腐蝕性細(xì)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(wèn)題。

3腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)預(yù)測(cè)

借鑒NACE的DG-ICDA、WG- ICDA等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)中的間接檢測(cè)方法預(yù)測(cè)管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)[4、5]。具體步驟：(1)計(jì)算管道最大理論臨界傾角，對(duì)管道全程不同區(qū)域進(jìn)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(jì)算時(shí)壓力和流量可變化，此處采用正常運(yùn)行壓力2.52 MPa，最大流量62 500 m3/h(150×104m3/d)，溫度相對(duì)恒定在11.8 ℃ (284.8 K)。管道在閥室處有交叉點(diǎn)，故劃分為兩個(gè)區(qū)域：區(qū)域1是從起點(diǎn)到閥室，區(qū)域2是從閥室到終點(diǎn)。

3.1臨界傾角計(jì)算

計(jì)算臨界傾角所需的參數(shù)有管道內(nèi)徑，dID；最低操作壓力，P；平均溫度，T；最大標(biāo)準(zhǔn)流速，V；液體密度，Βl(默認(rèn)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(biāo)準(zhǔn)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(jì)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(jì)算。

(2)

(3)

式(3)中QSTP為實(shí)際最大流量；PSTP和TSTP為公制標(biāo)準(zhǔn)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(jì)算結(jié)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(yù)測(cè)

繪制管道實(shí)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(shí)際傾角可由式(4)計(jì)算得出，海拔高度剖面曲線和相應(yīng)距離值參考前期專業(yè)管道檢測(cè)公司根據(jù)GPS和管道檢測(cè)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(jiàn)圖6、圖7)。當(dāng)實(shí)際傾角大于臨界傾角時(shí)，該位置就可能為易積液段[6-7]。根據(jù)計(jì)算值比對(duì)，區(qū)域1、2間分別有15處、21處為需開(kāi)展后評(píng)價(jià)檢測(cè)的重點(diǎn)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(diǎn)所對(duì)應(yīng)，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(yù)測(cè)結(jié)果看出，長(zhǎng)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(zhì)隨開(kāi)采階段變化較大，積液成分復(fù)雜，屬易發(fā)生腐蝕的位置，需要開(kāi)展監(jiān)測(cè)。后評(píng)價(jià)階段進(jìn)行內(nèi)腐蝕檢測(cè)時(shí)，此36處易積液段可作為開(kāi)挖檢測(cè)或壁厚無(wú)損監(jiān)測(cè)的重點(diǎn)參考點(diǎn)，并可針對(duì)性采取內(nèi)腐蝕控制技術(shù)。

4結(jié)論

(1)綜合清管物分析檢測(cè)，腐蝕測(cè)試、預(yù)測(cè)及重點(diǎn)積液段計(jì)算預(yù)測(cè)，蘇1-×干線存在一定程度內(nèi)腐蝕，平均內(nèi)腐蝕速率相對(duì)較低，固液混合產(chǎn)物及腐蝕細(xì)菌是主因。管道全程存在36處易積液段，應(yīng)開(kāi)展后續(xù)腐蝕監(jiān)測(cè)。

(2)對(duì)無(wú)法實(shí)施智能清管內(nèi)檢測(cè)的蘇里格氣田濕氣輸送管道，清管產(chǎn)物腐蝕檢測(cè)與ICDA計(jì)算結(jié)合的評(píng)價(jià)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(yù)膜等內(nèi)防腐措施提供有效依據(jù)。

參 考 文 獻(xiàn)

[1]趙學(xué)芬,姚安林,趙忠剛.輸氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法[J].焊管,2006, 29(2) :68-72.

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[3]李寧.天然氣管道內(nèi)腐蝕的原理及直接評(píng)價(jià)[J].腐蝕與防護(hù),2013, 34(4) :365-366.

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

·專利技術(shù)·專利名稱：地層測(cè)試器世隔絕

專利申請(qǐng)?zhí)枺篊N201110157001.3 公開(kāi)號(hào)：CN102808616A

申請(qǐng)日：2011.06.03 公開(kāi)日：2012.12.05

申請(qǐng)人：中國(guó)船舶重工集團(tuán)公司第七0五研究所高技術(shù)公司

本發(fā)明是一種主要用于石油測(cè)井的地層測(cè)試器，包含：能源供給、測(cè)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(shí)現(xiàn)多種泵抽排工作模式的轉(zhuǎn)換。除具有泵抽排功能外，可采用泵驅(qū)動(dòng)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(qū)動(dòng)取樣后，對(duì)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)