王磊 齊昌超 舒潔

中國石油西南油氣田公司安全環(huán)保與技術監(jiān)督研究院

天然氣站場作為輸送過程中的重要一環(huán)，其工藝、工況較為復雜，70%的失效與腐蝕有關[1]，因此腐蝕的防控對氣田安全生產至關重要。含有H2S、CO2、砂、氯離子、地層水及含量較高的礦物質等腐蝕性介質的天然氣會增加管道發(fā)生內腐蝕的風險[2-6]。同時，天然氣站場所處地外部環(huán)境，如防腐層破損程度、管道運行年限、土壤電阻率、土壤pH值、管地電位等外在影響因素是管道發(fā)生外腐蝕的主要原因[7]。

站場內埋地管道敷設情況復雜，尤其經過改擴建的老舊站場，難以掌握埋地管道外防腐層保護效果、管體腐蝕狀況、含缺陷管體安全狀況，給正常生產帶來嚴重的安全隱患。目前站場埋地管線的檢測評價缺少具體的規(guī)定文件或技術流程，多采用長輸、集輸管線檢測技術手段進行，但效果較差或不適用。本研究根據(jù)現(xiàn)有的技術條件進行優(yōu)化改進，將埋地管道走向、防腐層檢測技術、腐蝕缺陷檢測技術、缺陷評價技術應用到站場埋地管道檢測中，形成一套站場埋地管道綜合檢測評價技術流程。

1 檢測技術及流程

1.1 埋地管道走向探測技術

鑒于站場埋地管道分支、彎頭以及埋地電纜多的特點，在埋地管道的走向探測技術中，多頻管中電流法從原理上分析均可以對站內埋地管道走向定位探測，但據(jù)現(xiàn)場應用效果分析，需進一步進行改進優(yōu)化。

多頻管中電流法探測的基本原理為[8]：對一管道施加電信號，通過在管道上方的接收設備可以得到管道的埋地參數(shù)，如水平位置和深度等數(shù)據(jù)。

現(xiàn)場試驗結果表明，對一條管道施加信號，由于管道分支比較多，則信號會亂串到其他管道。因此，在管道探測時，無法準確找到所需探測的管道。

為了避免電信號在交叉管道中互竄，對該方法進行了改進。即在被檢埋地管道的兩個出土端上連接電線，以強制方式形成電流回路，使得信號只在目標管道上傳播。重復這一過程，逐段進行探測即可得到站場全部埋地管道的走向和埋深。在接通回路中形成特定頻率的信號，信號被探測器發(fā)現(xiàn)，從而確定管道走向(見圖1)。

試驗證明，該方法不受站場地面(碎石地面和水泥地面)的影響，能探明站場內多數(shù)埋地管道的走向和深度。

1.2 埋地管道外腐蝕檢測技術

站場埋地管道外腐蝕的發(fā)生主要由兩個因素造成：一是外防腐層的破損，二是土壤的腐蝕性。站場埋地管道外腐蝕的檢測從外防腐層質量檢測和土壤腐蝕性檢測兩方面考慮。

1.2.1埋地管道外防腐層檢測技術分析

埋地管道防腐層破損點檢測技術方法比較多[9-16]，通過對各種埋地管道外腐蝕破損點檢測技術優(yōu)缺點和適用范圍的總結，可以得出，多頻管中電流法適用于站場埋地管道防腐層缺陷檢測。

1.2.2站場土壤腐蝕性判斷方法分析

土壤腐蝕性判斷方法采用多項指標綜合評判法，即根據(jù)各單項指標，將腐蝕分為5個等級，運用中以土壤電阻率為標準，其他幾項僅作為參考。腐蝕等級見表1。

表1 各指標與腐蝕等級對應關系Table1 Correspondingrelationshipbetweentheindexesandthecorrosiongrade指標極高高強中等低極低電阻率/(Ω·m)<1010～2525～5050～100>100w(鹽)/%>7575～1010～55～1<1w(水)/%>12～2512～1025～3010～730～407～3>40<3pH值<4.54.5～5.55.5～7.07.0～8.5>8.5電解失重/(24g·h-1)>66～33～22～1<1

1.3 腐蝕預測

內腐蝕研究發(fā)現(xiàn)，影響管道內腐蝕速率因素包括溫度、腐蝕性氣體分壓、pH值、流速、介質中Cl-含量以及腐蝕抑制劑。內腐蝕是一個復雜的過程[17-19]，各種因素相互作用，相互影響。沖刷和腐蝕之間存在著相互促進的作用[20]。

以下為站場管道內腐蝕檢測流程。

(1) 首先對站場內管道進行工藝流程分析，明確每條管道的情況，劃分評價區(qū)：①集輸介質的成分，尤其是腐蝕性介質含量(即酸性氣體含量、水體礦化度和Cl-含量)；②運行參數(shù)情況，即溫度、壓力情況。通過Pipe Phase軟件進行建模計算，可以得到每一條埋地管道的溫度、壓力和流速。

(2) 內腐蝕和沖刷腐蝕程度預測：①分析管道的內腐蝕因素，選擇適當?shù)膬雀g模型，預測每條管道的內腐蝕速率；②分析管道沖刷腐蝕的因素(流速、固體顆粒等)，預測每條管道的沖刷腐蝕程度。通過Fluent建模，可以得到易沖刷部位(一般是彎頭)的流速分布。

(3) 確定檢測點分布：①根據(jù)預測的內腐蝕速率大小，選擇內腐蝕速率大的管道進行開挖直接檢測；②根據(jù)預測的沖刷腐蝕程度的大小，選擇沖刷腐蝕程度大的管道進行開挖直接檢測。若檢測結果分析不符合推斷的腐蝕程度，應根據(jù)檢測結果調整參數(shù)，重新計算腐蝕速率或建模，增加直接檢測點檢測，直到推斷與實際相吻合。

1.4 缺陷評價技術

為了方便現(xiàn)場應用，對于站場埋地管道的缺陷評價，可依據(jù)相關標準，如表2所列。

表2 缺陷類型與評價標準適用性對照表Table2 Correspondencebetweenthedefecttypesandtheevaluationcriteria缺陷類型評價標準腐蝕SY/T6151-2009《鋼質管道管體腐蝕損傷評價方法》SY/T6477-2017《含缺陷油氣管道剩余強度評價方法》SY/T10048-2016《腐蝕管道評估推薦作法》GB/T19624-2004《在用含缺陷壓力容器安全評定》凹陷SY/T6996-2014《鋼質油氣管道凹陷評價方法》裂紋SY/T6477-2017《含缺陷油氣管道剩余強度評價方法》GB/T19624-2004《在用含缺陷壓力容器安全評定》

1.5 檢測評價技術流程

通過埋地管道外腐蝕和內腐蝕分析，結合檢測技術的適用性及現(xiàn)場應用效果，確定檢測評價技術流程(見圖2)。

2 現(xiàn)場應用

本次應用選用青海油田的4座集氣站或處理廠為試驗場地，標號分別為1#、2#、3#、4#站場，其中1#站場于1998年投產，2012年進行了改造。目前，該站場處于戈壁灘鹽堿地，主要對各油氣井來氣進行脫水、加熱、油氣分離等，于2015年11月～2016年3月，多處發(fā)生因外腐蝕引起的泄漏。2016年10月對該線進行了檢測評價，結果為外腐蝕很嚴重，內腐蝕程度較高。

2.1 埋地管道走向探測

1#站場埋地管道的具體走向和深度的資料缺乏，僅有一個大致的流程圖。采用改進的多頻管中電流法對1#站場埋地管道走向進行定位檢測，明確管道走向。

2.2 埋地管道外腐蝕檢測

2.2.1防腐層破損點檢測

埋地管道防腐層破損點檢測與管道走向定位檢測同時進行，測得1#站場工藝區(qū)管道共發(fā)現(xiàn)11處防腐層破損點。對其中5個檢測點進行了開挖驗證，之后開挖了兩處進一步驗證。

由開挖檢測結果發(fā)現(xiàn)之前所檢的5處防腐層破損點均已破損嚴重，檢測發(fā)現(xiàn)所驗證的防腐層均破損，露鐵處均有生銹現(xiàn)象，但還未發(fā)展到外腐蝕坑。第二次驗證的兩處中一處外防腐層破損嚴重，另一處尚未見鐵，但防腐層效果已經很差。據(jù)此推斷11處均存在防腐層破損。

2.2.2土壤腐蝕性檢測

采用電阻率測試儀對1#站場土壤電阻率進行測試，測試方法為四極法。該站場土壤電阻率測試結果為平均值11 Ω·m。根據(jù)多項指標綜合評判法，土壤腐蝕率高。取埋深不同的土壤樣品5份，進行了理化指標的實驗分析，分析結果見表3。

表3 1#站場土壤理化分析實驗結果Table3 Experimentalresultsofthephysicalandchemicalanalysisonthesoilin1#station土樣編號w(鹽)/%w(水)/%pH值氧化還原電位/mVO13.030.826.92418.90O27.801.086.91422.00O32.421.076.83343.98O47.200.836.25458.78O57.200.836.36478.35平均值5.531.056.65424.40

2.3 埋地管道內腐蝕檢測

2.3.1埋地管道內腐蝕預測

2.3.1.1 建模

1#站場目前全站將管道系統(tǒng)分為工藝管道和放空管道兩大區(qū)域。采用de Waard-Lotz模型預測管道的內腐蝕速率為0.080～0.380 mm/a(計算參數(shù)：建模參數(shù)k取0.5～1、防蝕劑系數(shù)CI取1、溫度系數(shù)CF取1、溫度T取298 K、CO2分壓取0.02 MPa)，為中度到嚴重腐蝕。

計算結果：各節(jié)點壓力和溫度變化很小，但流速變化很大。該站工藝區(qū)管道最大常年平均流速位于兩匯管間的計量段管段，其大小頭后段縮徑處流速達7.9 m/s，匯合管段進氣流速為4.8 m/s。

用Fluent對流速最大的埋地管段向上的彎頭建模，建模主要參數(shù)為：管內徑104 mm、彎頭90°、彎頭兩端直管段各1 m、進氣壓力3.9 MPa、進出氣壓差900 Pa。建立模型，模擬所得結果見圖3。

由圖3可見，在該條件下，彎頭大面所受壓力最大，彎頭內表面流速低于外表面，沖刷最大的部位在彎頭大面上。

綜合分析可得出：壓力、溫度、硫含量、水含量、碳含量、流量等都較高的輸送管線的內腐蝕出現(xiàn)在彎頭大面上的幾率較大；同時，應該注意積液部位，特別是非抗硫材質的管線，其液-氣界面更加容易出現(xiàn)點狀腐蝕。

2.3.1.2 內腐蝕敏感段分析

該站集輸介質不含H2S，內腐蝕以CO2為主。在極端不利的條件下，會發(fā)生CO2引起的內腐蝕。影響CO2腐蝕最主要的因素是CO2分壓，而站內管道壓力相差不大。

其他影響內腐蝕的因素有積存游離水和流速。站內埋地管道中閥井的閥門、埋地管道出土前的彎頭最易積存游離水；埋地管道的彎頭和管徑突變的大小頭流速會發(fā)生變化，因而是內腐蝕的敏感部位。

放空管道由于與大氣相通，無法防止雨水、氧氣等腐蝕介質進入管道，加之放空操作的任意性和間歇性，發(fā)生內腐蝕的可能性和嚴重性也很大。

2.3.2確定檢測點

根據(jù)以上計算和模擬分析，確定1#站場內腐蝕檢測點主要集中在：①流速較大；②砂含量較大；③壓力高；④水含量大；⑤溫度高；⑥埋地管線水平度不夠；⑦發(fā)生湍流；⑧段塞流等或者多因素共同作用部位。

檢測時，先檢測I1～I5號彎頭。若最大腐蝕速率符合預測，則檢測I6號彎頭；若仍符合預測，則無需再開挖檢測I7、I8號彎頭；若最大腐蝕速率不符合預測，則需根據(jù)檢測結果調整建模參數(shù)，重新選擇檢測點。

2.3.3內腐蝕直接檢測結果

內腐蝕預測點選用超聲導波或數(shù)字X射線進行掃查，分析數(shù)據(jù)，在此發(fā)現(xiàn)有異常部位，采用超聲波測厚。

利用超聲波測厚儀對I1、I2、I3、I5、I6、I7、I8、I9(I4水泥地面下不具備檢測條件)和I10測試點進行壁厚測量。結果顯示，沖刷現(xiàn)象較為明顯，其中I1、I5數(shù)據(jù)差異較大。

為更精確全面反映檢測點情況，進而選擇差異相對較大的I1、I2、I3、I5、I6、I7等檢測點進行超聲C掃描檢測。超聲C掃描結果顯示：I2、I5、I6、I7、I9和I10大面都存在均勻減薄，減薄量在1～2 mm之間。I1彎頭大面發(fā)現(xiàn)壁厚減薄，面積大小為17 mm×23 mm，位于10～1點鐘方向，最小壁厚3.7 mm；I3彎頭掃查大面區(qū)域有減薄信號，面積為12.4 mm×41.6 mm，位于12～3點鐘方向，最小壁厚為3.1 mm。

超聲測厚結果與超聲C掃描結果一致。

2.4 腐蝕評價

2.4.1埋地管道外腐蝕評價

從1#井的土壤理化性能分析可以看出，該站場所處的土壤環(huán)境中鹽含量較高，Cl-含量很大，其腐蝕性判斷為高；pH值為6.0～7.0，腐蝕性為中等。根據(jù)綜合評判法，以土壤電阻率為主，參考其他指標，則綜合評判該站所處的土壤環(huán)境腐蝕程度為中高等。

根據(jù)外防腐層檢測結果，1#井埋地管道外防腐層效果很差，存在11處防腐層破損點。土壤腐蝕性綜合評判結果表明，該站場所處土壤環(huán)境腐蝕程度為中等。因此，在管道破損漏鐵處應存在一定程度的外腐蝕。

2.4.2埋地管道內腐蝕評價

為更直觀地了解1#站場管道腐蝕狀況，采用管道腐蝕速率對其腐蝕程度進行分析。1#井場管道點蝕速度及腐蝕程度分析詳見表4。

表4 檢測點管道腐蝕情況Table4 Corrosionofthepipelineatthedetectionpoints檢測點使用年限/年最大腐蝕深度/mm最大點蝕速率/(mm·a-1)I1154.80.320I2151.40.093I3152.90.193I5151.70.113I6152.10.140I7151.60.107I8152.10.140I9153.40.227I10151.10.073

所檢測管道發(fā)現(xiàn)多處點蝕坑。根據(jù)SY/T 0087.2-2012規(guī)定，最大點蝕坑坑深大于50%壁厚，為嚴重腐蝕。因此，該站埋地管道內腐蝕程度為嚴重。

所檢管道各處最大點蝕速率為0.073～0.320 mm/a，其中點蝕速率0.320 mm/a屬于NACE RP 0775-2005《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數(shù)據(jù)的分析》規(guī)定的嚴重范圍。

基于SY/T 6477-2014《含缺陷油氣輸送管道剩余強度評價》，運用“在役輸氣管道剩余強度評價軟件”計算1#站場埋地管道各檢測點的最嚴重缺陷的修復系數(shù)值，結果見表5。

表5 檢測點的最嚴重缺陷的修復系數(shù)值Table5 Valueoftherepairlineofthemostseriousdefectatthedetectionpoints檢測點彎頭規(guī)格/mm×mm最大腐蝕深度/mm最大允許操作壓力/MPa修復系數(shù)I1Φ219×94.841.29I2Φ109×61.440.91I3Φ89×62.941.07I5Φ80×51.741.05I6Φ150×72.141.01I7Φ100×71.640.93I8Φ150×72.140.98I9Φ159×63.441.37I10Φ76×61.140.89

由表5可見，所有檢測點的最嚴重缺陷的最大允許操作壓力均為4.0 MPa，滿足管道設計壓力要求。但I1、I3、I5、I6和I9檢測點修復系數(shù)已經大于1，建議立即修復。

3 結 論

(1) 由于含腐蝕性介質的天然氣以及站場所處地外部環(huán)境因素是埋地管道發(fā)生腐蝕的主要形式，根據(jù)站場埋地管道的特點，開展了適用于站場埋地管道的多相流模擬，對內腐蝕部位進行了有效的預測以及埋地管道外腐蝕評價，更加科學地評判了腐蝕缺陷出現(xiàn)的部位。同時，根據(jù)所發(fā)現(xiàn)的不同形態(tài)的腐蝕缺陷，針對性地選用不同評價標準，通過計算得出該缺陷修復建議。

(2) 針對站場內埋地管道敷設情況復雜，為掌握埋地管道外防腐層保護效果、管體腐蝕狀況、含缺陷管體安全狀況，本研究通過現(xiàn)有檢測評價技術對站場埋地管線檢測評價的適用性實踐與分析進行優(yōu)化改進和綜合走向探測、腐蝕檢測和缺陷評價，建立了一套站場埋地管道檢測技術流程，從而進一步完善完整性管理。

(3) 通過檢測評價技術流程和方案的現(xiàn)場應用，優(yōu)化站場埋地管道綜合檢測方法及檢測步驟，使得站場埋地管道檢測評價的技術及方法更科學、合理、有效，為站場完整性管理提供了技術依據(jù)。

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