朱向泰，米曉利

(1.中國冶金地質(zhì)總局地球物理勘查院，河北 保定 071051；2 中國石油集團東方地球物理公司，河北 涿州 072750 )

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直接評價法在油氣集輸管道內(nèi)腐蝕評價中的應(yīng)用

朱向泰1，米曉利2

(1.中國冶金地質(zhì)總局地球物理勘查院，河北 保定 071051；2 中國石油集團東方地球物理公司，河北 涿州 072750 )

摘要：文章以某油田集輸管道內(nèi)腐蝕評價為例，說明了直接評價法能有效識別油氣集輸管道內(nèi)腐蝕，而且還能對因受條件制約不能進行內(nèi)檢測的集輸管道進行內(nèi)腐蝕評價，同時還能在內(nèi)腐蝕未發(fā)生之前進行內(nèi)腐蝕預(yù)測并識別出管道內(nèi)腐蝕的高風(fēng)險段。

關(guān)鍵詞：油氣集輸管道；內(nèi)腐蝕識別評價；內(nèi)腐蝕預(yù)測評價；直接評價法；高風(fēng)險段

0引言

管道運輸是輸送石油、天然氣最經(jīng)濟、最安全、最有效的方式之一。但油氣管道因腐蝕破壞而造成的穿孔泄漏事故時有發(fā)生，隨之引起的的爆炸火災(zāi)、腐蝕污染不僅會帶來巨大的經(jīng)濟損失，還會嚴重地污染環(huán)境并破壞生態(tài)。管道腐蝕包括外腐蝕和內(nèi)腐蝕兩種，內(nèi)腐蝕是管道腐蝕的主要形式，大多集中在彎頭、低洼積水處、氣液交界面等處。內(nèi)腐蝕是由于油氣管道輸送的介質(zhì)含有腐蝕性成分引起的。水、硫化物、溶解鹽、CO2和O2等都是石油天然氣常見的天然伴生物，它們都對金屬管道產(chǎn)生腐蝕；當(dāng)水中溶解了CO2、H2S、鹽類等雜質(zhì)時，對鋼鐵的腐蝕速度將顯著增強。因此，必須對管道定期進行內(nèi)檢測。

某油田集輸管道近300 km，發(fā)生過腐蝕失效事故，不僅影響了油田的正常生產(chǎn)，而且對當(dāng)?shù)厣鷳B(tài)系統(tǒng)也造成威脅。為了弄清該油田集輸管線的內(nèi)腐蝕現(xiàn)狀，保障管線的安全平穩(wěn)運營，作者2013年8月至2013年10月參加了油田進行的內(nèi)腐蝕檢測工作，評價了其內(nèi)腐蝕狀況。

1檢測方法

國內(nèi)外在油氣管道內(nèi)腐蝕方面做了大量的工作，提出了多種檢測技術(shù)[1]。目前較為成熟、應(yīng)用較為普遍的有漏磁檢測、超聲波檢測、渦流檢測、射線檢測和基于光學(xué)原理的無損檢測5種，其中使用較為廣泛是漏磁通法和超聲波檢測法。但以上檢測方法幾乎都是在油氣管道的內(nèi)腐蝕既成事實之后才進行檢測的，這造成了油氣企業(yè)重大的經(jīng)濟損失，需要停產(chǎn)檢修。如何在內(nèi)腐蝕成為問題之前就提出解決辦法，進行預(yù)防性維護就成了管道維護的關(guān)鍵所在。

1.1管道內(nèi)腐蝕評價方法

隨著油氣管道不斷老化帶來的管道內(nèi)腐蝕程度加劇，國內(nèi)外相關(guān)學(xué)者對油氣管道內(nèi)腐蝕的預(yù)測進行了大量的研究[2]，并建立了許多科學(xué)的方法，包括CO2腐蝕速度預(yù)測數(shù)學(xué)模型、灰色系統(tǒng)與模糊數(shù)學(xué)腐蝕預(yù)測法、基于流場分析的管道內(nèi)腐蝕預(yù)測、基于信息融合的油氣管道內(nèi)腐蝕評價方法和管道內(nèi)腐蝕直接評價法。

(1)CO2腐蝕速率預(yù)測模型。主要包括經(jīng)驗?zāi)Ｐ?、半?jīng)驗?zāi)Ｐ秃蜋C理模型三類。經(jīng)驗?zāi)Ｐ褪歉鶕?jù)實驗室和油氣田現(xiàn)場腐蝕數(shù)據(jù)建立的預(yù)測模型；半經(jīng)驗?zāi)Ｐ拖雀鶕?jù)腐蝕過程中的化學(xué)、電化學(xué)過程和介質(zhì)的傳輸過程建立腐蝕速率相關(guān)的動力學(xué)模型，然后利用實驗室數(shù)據(jù)以及現(xiàn)場數(shù)據(jù)確定各因素的影響因子；機理模型主要是應(yīng)用腐蝕熱力學(xué)、動力學(xué)以及物質(zhì)擴散動力學(xué)，基于CO2腐蝕機理建立腐蝕速率的預(yù)測模型。

(2)灰色系統(tǒng)與模糊數(shù)學(xué)腐蝕預(yù)測法。利用灰色系統(tǒng)研究管道內(nèi)腐蝕與腐蝕介質(zhì)間的潛在規(guī)律，利用模糊數(shù)學(xué)的“認知的不確定性”特點處理“已經(jīng)在一定程度上揭示了其相關(guān)機理，并在一定程度上對腐蝕發(fā)展與介質(zhì)各因素之間的關(guān)系進行了描述，但是相互之間還是存在不確定性”的問題模糊關(guān)聯(lián)的方法，以建立各參數(shù)間的關(guān)聯(lián)性，并實現(xiàn)程序化求解的管道預(yù)測方法。

(3)基于流場分析的管道內(nèi)腐蝕預(yù)測。先對管道中的流型進行判斷，再對管道內(nèi)的流場進行分析，在流場參數(shù)基礎(chǔ)之上，借用“CO2腐蝕速率的預(yù)測模型”，對管道內(nèi)腐蝕速率進行預(yù)測。

(4)基于信息融合的油氣管道內(nèi)腐蝕評價。此法由陳兵等人提出，是類似于“灰色系統(tǒng)與模糊數(shù)學(xué)腐蝕預(yù)測方法”，基于現(xiàn)場的生產(chǎn)工藝參數(shù)、腐蝕性物質(zhì)參數(shù)和腐蝕檢測參數(shù)信息，形成較為龐大的腐蝕關(guān)聯(lián)信息庫，通過建模等方式形成一套以智能關(guān)聯(lián)來進行腐蝕預(yù)測的油氣管道內(nèi)腐蝕評價體系。

(5)管道腐蝕直接評價法(ICDA)。ICDA方法是評價管道完整性的一種新方法。分為預(yù)評價、間接檢測、直接檢查和后期評價四個步驟。該方法可準(zhǔn)確地定位內(nèi)腐蝕區(qū)域，優(yōu)化現(xiàn)有的檢測方法，并能提供最優(yōu)的腐蝕監(jiān)測位置。該方法最早由美國西南研究院提出，主要是針對于那些不能進行內(nèi)檢測的天然氣管道的內(nèi)腐蝕評價。2006年美國腐蝕工程師協(xié)會形成了標(biāo)準(zhǔn)NACE SP 0206《干氣管道內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)》。

本次對某油田集輸管道的內(nèi)腐蝕評價將采用直接評價法(ICDA)開展工作。

1.2內(nèi)腐蝕評價思路與技術(shù)路線

(1)評價的思路：①首先通過預(yù)評價和內(nèi)腐蝕敏感管道初步預(yù)測，確定內(nèi)腐蝕敏感的管道作為分析和評價的重點；②對所確定的管道進行敏感性深入分析，確定直接開挖驗證點；③對開挖驗證點進行檢測，比較檢測結(jié)果與分析結(jié)果是否一致；④對分析為非敏感管道抽取少量檢測點進行檢測，比較檢測結(jié)果與分析結(jié)果是否一致；⑤綜合以上分析，確定評價的有效性和準(zhǔn)確性，評價整個油田管道內(nèi)腐蝕狀況。

(2)技術(shù)路線：①首先對管道高程圖進行分析(圖1)，并對部分地段進行RTK測繪，在此基礎(chǔ)上，結(jié)合管道基本情況(沿線進出起點、管材、規(guī)格及流量等)將管道分為若干個區(qū)域，每個區(qū)域稱為一個內(nèi)腐蝕直接評價區(qū)(即ICDA區(qū)域)；②分析集輸管線的腐蝕機理，即通過管道集輸介質(zhì)中含水量情況、凝析油分布情況和酸性氣體分壓大小判斷管線內(nèi)壁主要的腐蝕機理和腐蝕類型，進而有針對性的進行檢測和評價；③進行多相流分析，即通過多相流模擬計算，找到管線持液率較大的管段，判斷管道氣液交界處位置，同時確定各管段的流型流態(tài)；④進行臨界積液分析，比較各管道實際流速與臨界流速大小，確定管線容易積液、發(fā)生內(nèi)腐蝕的位置；⑤由多相流模擬得到的持液率和臨界積液分析結(jié)果確定直接檢測點進行直接檢測；⑥若檢測結(jié)果分析符合推斷的腐蝕程度，再增加少量檢測點進行驗證；若檢測結(jié)果分析不符合推斷的腐蝕程度，應(yīng)根據(jù)檢測結(jié)果重新模擬分析，增加直接檢測點，直到找到管道內(nèi)腐蝕的薄弱環(huán)節(jié)；⑦判斷評價的有效性，得到管道的腐蝕程度，提出管理維護建議，并確定再檢測周期。

圖1　管道內(nèi)腐蝕評價技術(shù)路線Fig.1　Technical route for appraisement of corrosionin oil-gas gathering and transportation pipeline

2數(shù)據(jù)分析

2.1完成工作量

某油田管道內(nèi)腐蝕檢測評價涉及管道287 km，完成工作量如表1和表2所述。

2.2預(yù)評價及初步預(yù)測

(1)數(shù)據(jù)收集及ICDA可行性。在油田的大力配合下，收集了各管道的基本資料，管道具備ICDA評價條件，可以進行ICDA評價。

(2)管段劃分及區(qū)域識別。以該油田某集輸管道為例，該管道沿途沒有升壓站、加熱站等引發(fā)壓力溫度突變，也不存在返輸，因此應(yīng)以各T接點為界將該管道劃分為5個評價區(qū)(圖2)。

(3)內(nèi)腐蝕敏感管道初步預(yù)測。在對油田所有集輸管道的集輸介質(zhì)、集輸工況進行收集和分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合高程、埋深和走向測繪資料進行評價區(qū)域劃分，初步確定了內(nèi)腐蝕更敏感的管道。某油田主要集輸管道的基本資料如表3所述。該油田絕大多數(shù)管道采用20#無縫鋼管，運行時間大多在近5年以內(nèi)，最長運行時間為12年。其中油田A片區(qū)CO2含量很高，歷史上多次失效，是內(nèi)腐蝕直接評價的重點區(qū)域。但該區(qū)域幾條管道均已報廢，新建管道投用不久，又采用了內(nèi)襯、緩蝕劑等緩蝕措施，其內(nèi)腐蝕風(fēng)險目前不大。根據(jù)其他管道內(nèi)腐蝕失效歷史、管道集輸壓力、運行時間、集輸介質(zhì)的CO2含量情況，確定5條管道為內(nèi)腐蝕敏感管道，預(yù)計進行20處開挖檢測。為了保證評價結(jié)果的全面性并進行對比，在內(nèi)腐蝕相對不敏感的5條管道上，預(yù)計選擇12處開挖檢測。

2.3內(nèi)腐蝕敏感性分析及直接檢測點確定

2.3.1腐蝕機理分析

通過管道中腐蝕介質(zhì)含量，結(jié)合管道中游離水的礦化度情況，推斷出管道的內(nèi)腐蝕腐蝕機理。通過相應(yīng)的腐蝕速率預(yù)測模型計算，預(yù)測管道的腐蝕速率。

2.3.2管道多相流模擬分析

集輸管道的內(nèi)腐蝕強弱與管段的持液率大小成正相關(guān)關(guān)系。管道內(nèi)的介質(zhì)通常具有多種流態(tài)，采用專業(yè)多相流模擬軟件對管道的運行狀況進行多相流分析，可得到管道各段的持液率。根據(jù)管道的走向、高程、進出口溫度、壓力、介質(zhì)成分、輸送工況等參數(shù)，采用計算流體力學(xué)數(shù)值仿真技術(shù)，對管道內(nèi)各流態(tài)進行分析，預(yù)測管道內(nèi)持液率變化情況，從而確定內(nèi)腐蝕敏感段。

對某油田10條管道進行流場模擬分析，采用管道最大輸油輸氣量進行模擬。以其中一條管道為例，管道各段持液率分布如圖3所示。結(jié)果反映該管道有5段持液率大于0.1%，容易發(fā)生積液。即第12管段(269.88～313.27 m)、第112管段(3098.70～3152.34 m)、第204管段(6949.39～7006.09 m)、第345管段(11768.34～11804.65 m)、第353管段(11930.04～12071.45 m)。2.3.3臨界積液建模分析

在一組給定的流動狀態(tài)參數(shù)下，能在湍流力的作用下存在而不被分解為更小粒徑的水滴有一個最大粒徑(dmax)。與此類似，能在重力作用和變形、擠壓作用下可以保持懸浮而不沉淀的水滴也有一個最大粒徑(dcrit)。這兩個粒徑值相等的臨界點被稱為水在油中的分散臨界流速，將實際流速與這個臨界流速相比較，可以確定體系是否是一個穩(wěn)定的油包水分散系，以及體系是否會油水分層形成分層流。若體系不能以油包水分散系穩(wěn)定存在，其中的水就會沉降下來形成積液，引起內(nèi)腐蝕。

表1　某油田管道內(nèi)腐蝕檢測評價工作量統(tǒng)計表

表2　某油田直接檢測點檢測工作量統(tǒng)計表

圖2　某油田集輸管道ICDA評價區(qū)域劃分Fig.2　ICDA appraisement division of oil-gas gathering and transportation pipeline in an oil field

管道名稱材質(zhì)規(guī)格/mm運行時間/a集輸壓力/MPa集輸站A—處理中心AL245Φ168*761集輸站B—處理中心BL245Φ273*7.161.6井A—處理中心B20#Φ89*790.5井B—處理中心B20#Φ89*790.5井C—處理中心C20#Φ114*9122.5井D—處理中心D20#Φ114*9122.5井E—處理中心E20#Φ89*7100.5井F—處理中心F20#Φ159*620.5井G—處理中心G20#Φ89*480.4井H—處理中心H20#Φ89*480.4井I—井I20#Φ89*470.6井J—井J20#Φ89*470.6

圖3　各管段持液率分布示意圖Fig.3　Sketch showing liquid holdup distribution in each section of a pipeline

當(dāng)油相中的水滴相對獨立，完全懸浮在連續(xù)的烷烴相中時，稱為稀分散系。為了研究管道最惡劣的內(nèi)腐蝕環(huán)境下的積液情況，各管道均選取了其2010—2013年運行歷史上最大的日輸水量，所用建模參數(shù)來自于2010—2013年管道運行報表。

以某油田某集輸管道的臨界傾角計算為例，說明計算過程：

(1)

(2)

Uo=USW+USo

(3)

USW=QW/A

(4)

USo=Qo/A

(5)

式中，dmax為體系穩(wěn)定的最大水滴直徑(m)；D為管道內(nèi)徑(m)；ρo為油相密度(kg/m3)；ρm為混合相密度(kg/m3)；εw為含水率；Uo為油相流速(m/s)；QW為水相體積流量(m3/s)；Qo為油相體積流量(m3/s)；σ為水的表面張力(N/m)；ηo為油相黏度(Pa·s)。

水滴臨界尺寸由重力、變形、擠壓作用確定。重力作用對臨界液滴尺寸的影響公式為：

(6)

f=0.046/Re0.2

(7)

式中，dcd為受重力作用時臨界液滴直徑(m)；ρw為水相密度(kg/m3)；f為湍流系數(shù)；Re為油相雷諾數(shù)；g為重力加速度(9.81 m/s2)；θ為管道傾角(°)。

變形、擠壓作用對液滴臨界尺寸會產(chǎn)生很大影響，其公式為：

(8)

式中dcσ為受變形、擠壓作用時臨界液滴的直徑(m)。

臨界液滴尺寸的計算模型為：

(9)

式中dcrit為臨界液滴的直徑(m)。

將該管道相應(yīng)參數(shù)代入計算，得到：

1)受重力作用時臨界液滴的直徑dcd為0.0000135 m；受變形、擠壓作用時臨界液滴的直徑dcσ為0.00225 m。

2)臨界液滴的直徑dcrit取兩者間最大值，為0.00225 m。

3)當(dāng)dmax等于dcrit時，計算得到臨界流速Uo為0.54 m/s。

同理計算其他各管道臨界流速，并統(tǒng)計實際流速小于臨界流速的管段數(shù)量，結(jié)果如表4所述。

以A管道為例，其實際流速與臨界流速對比結(jié)果如圖4所示。

模擬結(jié)果表明，A管道實際流速均低于臨界流速，無法克服重力對水滴的影響，容易積液。其余管道在其存在最大水量時，其實際流速均低于臨界流速。根據(jù)以上建模分析，以上管道中一旦有水均會沉積下來，成為內(nèi)腐蝕敏感管段。因此管道持液率較高的管段水沉積多，從而更可能發(fā)生內(nèi)腐蝕。

表4某油田管道易積液管段數(shù)統(tǒng)計

Table 4Statistics of sectors subject to liquid

accumulation un pipeline of an oil field

圖4　某油田集輸管道A管道全線流速分布圖Fig.4　A pipeline across the velocity profile of oil-gasgathering and transportation pipeline in an oil field

2.3.4開挖驗證點確定

確定直接開挖驗證點的原則是：從起點開始，預(yù)測積液可能性大的管道優(yōu)先檢測；同時根據(jù)管道其他容易引起積液的因素確定檢測點進行驗證。以A管道為例，確定開挖驗證點如下：

首先在易積液管段第12管段(269.88～313.27 m)、第112管段(3098.70～3152.34 m)、第204管段(6949.39～7006.09 m)、第345管段(11768.34～11804.65 m)各確定一個開挖驗證點(易積液的第353管段(11930.04～12071.45 m)因處于站內(nèi)，不便開挖驗證)。然后確定四個容易產(chǎn)生積液的支線進氣三通，共8個驗證點。開挖驗證點全線的分布如圖5所示，紅點表示直接檢測點位。

采用同樣的方法，確定了其他管道的直接檢測點。根據(jù)多相流和臨界積液分析得到的內(nèi)腐蝕敏感管段，各選擇了一定數(shù)量的開挖驗證點作為對比。為了使檢測評價結(jié)論更全面，在其他管道上，還選定了25個抽檢點。

2.4開挖驗證

2.4.1開挖檢測結(jié)果

以A管道為例，對管道采用超聲波測厚檢測，結(jié)果顯示管道有不同程度的減薄。詳細檢測結(jié)果，如表5所述。

2.4.2檢測結(jié)果分析

(1)測厚結(jié)果分析。對某油田集輸管道A管道內(nèi)腐蝕狀況分析如表6。①所檢測管線直管段的點蝕坑最大不超過2mm(最大1.90 mm)，根據(jù)SY/T 0087.2—2002中規(guī)定最大蝕深在1～2 mm為中度腐蝕，故管線處于中度腐蝕范圍內(nèi)。②所檢管線最大點蝕速度在0.38 mm/a以下，但已屬于嚴重點蝕范圍(SY/T 0087.2—2002標(biāo)準(zhǔn))。

圖5　某油田集輸管道A管道開挖驗證點分布情況示意圖Fig.5　A pipe excavation verification point distribution diagram of oil-gas gathering and transportation pipeline in an oil field

Z檢測點里程/m最大壁厚/mm平均壁厚/mm最小壁厚/mm腐蝕部位1#269.88964.904.333.7011點鐘2#3152.3406855.204.924.508點鐘3#4760.2476175.305.084.906點鐘3#彎頭7006.0934246.455.935.251點鐘4#11804.65186.805.975.256點鐘5#1321.37617.356.455.456點鐘6#3615.6633335.304.954.605點鐘7#7866.2436655.505.215.004點鐘8#269.88965.555.214.954點鐘

表6　某油田集輸管道A管道開挖檢測點管道腐蝕情況

(2)開挖點內(nèi)腐蝕情況分析。由開挖直接檢測情況可對管線的內(nèi)腐蝕情況可知：①開挖驗證內(nèi)腐蝕敏感管段表明，目前管道壁厚變化量很小，屬于中度腐蝕；②開挖驗證內(nèi)腐蝕敏感管段表明，某些管段(包括彎頭)的最大點蝕速度屬于嚴重范圍；③開挖點最大點蝕速度為0.333 mm/a，與預(yù)測值0.24 mm/a相比較已屬于嚴重點蝕范圍(0.20～0.38 mm/a)。

2.4.3開挖驗證小結(jié)

通過開挖檢測分析，可以得到如下5點結(jié)論。

(1)開挖驗證發(fā)現(xiàn)，管道內(nèi)腐蝕程度不一，主要呈點蝕為主的局部腐蝕特征。

(2)A管道開挖點最大壁厚變化量1.9 mm，處于SY/T 0087.2—2002標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的中度腐蝕的范圍；在8個開挖點取得的9個管段數(shù)據(jù)中，有4個處于中度腐蝕范圍。

(3)A管道開挖點最大點蝕速度為0.333 mm/a，屬于SY/T 0087.2—2002標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的嚴重點蝕范圍；在8個開挖點取得的9個管段數(shù)據(jù)中，有4個處于嚴重腐蝕范圍。

(4)對五條內(nèi)腐蝕敏感管道進行了21個開挖檢測，最高腐蝕速率0.333 mm/a，最低腐蝕速率0.060 mm/a，平均達0.153 mm/a；而用于對比的20個點最大腐蝕速率0.068 mm/a，平均0.035 mm/a；抽檢的其他點最大腐蝕速率0.077 mm/a，平均0.042 mm/a；內(nèi)腐蝕敏感管道的腐蝕程度明顯高于其他管道，證明對內(nèi)腐蝕敏感管道的分析是正確的。

(5)在五條內(nèi)腐蝕敏感管道的21個開挖點取得的23個管段內(nèi)腐蝕數(shù)據(jù)(包括彎頭)中，16個的超過0.1 mm/a，占到70%，即內(nèi)腐蝕敏感管段的判斷準(zhǔn)確率為70%。

2.5后期評價

(1)ICDA有效性。本次ICDA檢測評價建立在對該油田集輸管道資料的收集分析基礎(chǔ)上，通過腐蝕機理分析推斷管道的內(nèi)腐蝕程度。在多相流模擬和臨界積液分析基礎(chǔ)上，確定管道的內(nèi)腐蝕敏感段，并在這些管段上開挖驗證點驗證分析結(jié)果的準(zhǔn)確性。對比內(nèi)腐蝕敏感管道和費敏感管道的檢測數(shù)據(jù)，證明內(nèi)腐蝕敏感管道選擇是準(zhǔn)確的；管道內(nèi)腐蝕程度也符合推斷，因此本次ICDA評價是有效的。

(2)缺陷剩余強度評價?；贏SME B31G—2009《Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines》計算各管道開挖驗證點處最嚴重缺陷的最大允許操作壓力 (MAOP) 值和缺陷的維修系數(shù) (ERF) 值。以A管道為例，其計算結(jié)果如表7。結(jié)果表明該管道所有的檢測點的最嚴重缺陷的最大允許操作壓力均滿足管道設(shè)計壓力要求。對其余各線的檢測點進行剩余強度評價，結(jié)果均為滿足管道設(shè)計壓力要求。

(3)再評價時間確定。隨著時間推移，缺陷會進一步發(fā)展。假設(shè)缺陷發(fā)展保持當(dāng)前腐蝕速率，則管道運行一定時間后的ERF值如表8所述?？梢?，在缺陷發(fā)展保持當(dāng)前的速率保持當(dāng)前腐蝕速率條件下，3年后1#、4#和5#缺陷的ERF值已大于或接近1，5年后3#彎頭、8#缺陷ERF值已接近1?？紤]的腐蝕缺陷的發(fā)展可能是加速的，因此該管道再評價時間為3年。同理，對其他管道進行再評價時間確定如表9所示。

(4)重點關(guān)注管段。根據(jù)A管道內(nèi)腐蝕檢測評價結(jié)果，管道持液率>0.1的5個管段中，開挖驗證了4個，其中3個內(nèi)腐蝕速率超過0.13 mm/a。4個支線進氣三通中由2個腐蝕速率超過0.1 mm/a。因此，應(yīng)對A管道以下管段加以關(guān)注，如表10所述。

表7　某油田集輸管道A管道缺陷處MAOP和ERF值

表8　某油田集輸管道A管道缺陷深度隨時間變化情況

表9　某油田集輸管道再評價時間

表10　某油田集輸管道A管道內(nèi)腐蝕重點關(guān)注管段

3結(jié)論

本次工作表明，內(nèi)腐蝕直接評價方法能有效識別油氣集輸管道內(nèi)腐蝕，而且還能對那些由于物理和幾何條件的制約條件不能進行內(nèi)檢測的管道進行內(nèi)腐蝕評價，能節(jié)約人力和物力，同時還能在內(nèi)腐蝕未發(fā)生之前識別出集輸管道的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險段，進行預(yù)防性維護。

(1)某油田集輸管道介質(zhì)流速偏低，游離水極易沉降，形成有利于內(nèi)腐蝕發(fā)展的環(huán)境。因此應(yīng)考慮在起點站設(shè)置油水分離器，盡量避免游離水進入管道。

(2)集輸管道低洼地段的彎頭位置容易積存游離水，是該油田集輸管道內(nèi)腐蝕發(fā)展最快的部位。建議下一步對更多的彎頭開挖檢測。

參考文獻：

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Application of direct appraisement method to appraisement of corrosion in oil-gas gathering and transportation pipeline

ZHU Xiangtai1, MI Xiaoli2

(1.Geophysical Exploration Institute, Baoding 071051,Hebei, China；2.OrientalGeophysicsCompanyofSino-petroleumGroupCo.Zuozhou072750,Hebei,China)

Abstract：Direct appraisement method of corrosion in oil-gas gathering and transportation pipeline of a oil field is taken as an example to illustrate effectiveness of the method for recognition of corrosion in the pipeline. In addition corrosion in the pipeline can be appraised under conditions that do not allow corrosion check in pipeline and risky sectors of corrosion in the pipeline predicted before it is corroded by the method.

Key Words：oil-gas gathering and transportation pipeline; appraisement for recognition of corrosion in the pipeline; appraisement for prediction of corrosion in the pipeline; direct appraisement method; high risk sector

收稿日期：2015-09-24；責(zé)任編輯：王傳泰

作者簡介：朱向泰(1968—)，男，高級工程師，1991年畢業(yè)于成都地質(zhì)學(xué)院物探系，長期從事地球物理勘查技術(shù)研究及管理工作。

通信地址：河北省保定市陽光北大街139號，中國冶金地質(zhì)總局地球物理勘查院；郵政編碼：071051；E-mail：bdwtzx@sina.com

doi:10.6053/j.issn.1001-1412.2016.02.022

中圖分類號：P631.5，TE988.2

文獻標(biāo)識碼：A