濕氣管道內腐蝕直接評估法在靖邊氣田的應用

仵海龍，裴廷剛，許 勇，徐東曉，李曉容，李軍峰

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

濕氣管道內腐蝕直接評估法在靖邊氣田的應用

仵海龍，裴廷剛，許 勇，徐東曉，李曉容，李軍峰

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

靖邊氣田屬于中含CO2，低含硫氣藏。采出天然氣中含有CO2，H2S和高礦化度水等腐蝕性介質，會對管線內部產生一定的腐蝕，隨著投運年限的不斷增加，腐蝕程度也隨之加劇。本文主要闡述了WG-ICDA（濕氣管線內腐蝕直接評估方法）在靖邊氣田天然氣管線上的應用效果，并通過管線取樣檢測方式對檢測結果進行準確性驗證，明確了WGICDA在靖邊氣田采氣管線全線內腐蝕檢測中的適用性。

靖邊氣田；采氣管線；內腐蝕；WG-ICDA

靖邊氣田采氣管線屬于輸送濕氣類天然氣管線，由于輸送的天然氣中含有 CO2，H2S和水等腐蝕性介質，會對管線內部產生一定的腐蝕。由于采氣管線的特殊機械和幾何結構，大部分的檢測技術很難進行全線檢驗，因此，需要開展靖邊氣田采氣管線內腐蝕檢測評價研究。篩選適用于靖邊氣田采氣管線的內腐蝕檢測評價方法，了解采氣管線內壁腐蝕現狀，掌握管線的服役狀態。

1 管線全線內腐蝕直接檢測評估方法

通常管線內壁發生腐蝕后，主要表現形式為管壁減薄、蝕損斑、腐蝕點坑、應力腐蝕裂紋等。管線內腐蝕檢測技術主要是針對管壁的變化情況進行測量和分析，得出被腐蝕管線的相關數據。由于輸氣管線的特殊幾何結構和機械條件，絕大部分的內腐蝕檢測技術或評估方法很難應用于全線進行檢測。目前，國內外普遍應用漏磁內腐蝕檢測技術[1]和管線內腐蝕直接評估方法（ICDA）[2]對輸氣管線進行全線內腐蝕評價。

1.1 漏磁檢測

利用鐵磁性材料的高磁導率特性，通過測量鐵磁性材料中由于缺陷所引起的磁導率變化來檢測缺陷。檢測時需要檢測目標安裝有清管裝置。

1.2 WG-ICDA評價

WG-ICDA評價法是在管線在線檢測技術（如漏磁檢測）不適用的情況下，通過將管線內的介質進行腐蝕機理分析，并對介質流態進行模擬，結合臨界傾角的分布情況，確定管線最可能發生腐蝕的位置（內腐蝕敏感段），再利用相應的檢測技術（如超聲導波檢測、射線檢測等）對腐蝕敏感段進行直接檢測評價，進而判斷管線的完整性。

靖邊氣田采氣管線無清管裝置，因此使用WGICDA對采氣管線進行內腐蝕直接評估。

2 WG-ICDA簡介

評估過程一般包括四個步驟：（1）預評價；（2）間接檢測；（3）直接檢測；（4）后評價。

WG-ICDA進行指導的前提：（1）含濕氣（氣液比[GLR]>5 000）；（2）不在干氣內腐蝕直接評價范疇內；（3）所需資料齊全或者欠缺資料可通過計算、推導獲得。

3 靖邊氣田采氣管線內腐蝕檢測評價研究

根據氣井運行年限、酸氣含量、產水量、礦化度等工況條件，選擇5口氣井采氣管線開展內外腐蝕直接檢測評價（見表1）。

表1 管線基本情況表

3.1 預評價

5條管線資料符合開展WG-ICDA評價要求。

3.2 WG-ICDA間接評價

3.2.1 區間劃分 5條采氣管線沿線無加熱、加壓設備和化學物注入點，也無支線進出氣點，因而每條管線劃分為一個區間。

3.2.2 多相流模擬分析 5條采氣管線的流態主要分為環狀流、分層流、段塞流（見表2）。

表2 管線流態模擬結果統計表

3.2.3 持液率計算 濕天然氣管道中的持液率是反映管道腐蝕趨勢的重要參數[3]。經計算，5條采氣管線沿線均含有不同的持液率，全線均有可能受到游離水造成腐蝕（見表3）。

表3 管線持液率模擬結果統計表

3.2.4 臨界積液分析 臨界積液分析即通過計算管線的各個管段的傾角，與該管線臨界傾角進行比較，得出各管段的臨界積液情況。5條采氣管線沿線沒有進出氣點，因此全線臨界傾角是唯一的（見表4）。

計算公式如下：

式中：ρg-氣體密度；ρl-液體密度；Vg-最大流速；g-重力常數；ID-管線內徑。其中ρg、Vg均需通過SP0110-2010《管線濕氣內腐蝕直接評估方法》中專業計算公式獲得。

表4 管線全線臨界傾角計算結果統計表

3.2.5 腐蝕速率建模 根據5條管線內壁的腐蝕機理，建立腐蝕速率預測模型，對5條采氣管線的腐蝕速率及腐蝕程度進行預測，并確定了腐蝕敏感段（見表5）。

表5 管線腐蝕速率及腐蝕程度預測統計表

3.3 直接檢測

5條采氣管線檢測結果（見表6）。檢測結果表明：1#、2#、5#3條采氣管線最大腐蝕速率屬于輕度腐蝕[5]。3#管線屬于中度腐蝕，4#管線最大腐蝕速率較重腐蝕。

3.4 WG-ICDA后評價

3.4.1 檢測有效性 通過對比間接檢測評價結果與直接檢測評價結果，核對5條采氣管線的WG-ICDA直接評價的有效性。5條采氣管線檢測有效性對比結果（見表7）。

1#、2#、3#、4#4條采氣管線腐蝕速率預測結果吻合率在80%～90%，準確性較高。4#管線符合率為65%，分析原因可能是水氣比為1 000，低于評價條件水氣比大

表6 管線WG-ICDA直接檢測結果統計表

表7 管線內腐蝕直接評價精確度對比

表8 陜49井等5條采氣管線剩余強度評價缺陷信息統計表

表9 陜49、G6-9兩條管線取樣檢測結果與WG-ICDA檢測結果對比

圖1 1#管線樣品

圖2 3#管線樣品

于5 000的前提條件，從而影響了腐蝕速率預測的準確性。

3.4.2 缺陷剩余強度評價 根據ASME B31G-2009，5條采氣管線的剩余強度均≥25 MPa，遠遠大于目前的工作壓力，管線服役狀態良好（見表8）。

4 取樣驗證

分別對1#、3#兩條WG-ICDA直接檢測評價過程中發現的中度腐蝕的敏感段進行取樣檢測（見表9、圖1、圖2）。

對比結果表明，WG-ICDA具有較高的準確性。

5 取得的認識

（1）靖邊氣田采氣管線設計、運行資料管理制度優良，資料齊全，采氣管線符合開展WG-ICDA評價條件。

（2）對于符合氣水比條件的單井管線，WG-ICDA評價結果準確率較高，適用于靖邊氣田采氣管線進行內腐蝕檢測作業。

（3）5條采氣管線內腐蝕程度輕微，管道的剩余強度均≥25 MPa，遠遠大于目前的工作壓力，服役狀態良好。

［1］ 朱娜.漏磁檢測技術在天然氣管線缺陷檢測中的應用［J］.天然氣技術，2008，（5）：42-45.

［2］ 張鵬，等.濕氣管線的內腐蝕直接評價原理［J］.石油工業技術監督，2007，（10）：15-19.

［3］ 張友波，等.濕天然氣管路持液率計算方法研究［J］.新疆石油學院學報，2004，16（4）：46-49.

TE988.2

A

1673-5285（2017）05-0081-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.019

2017－04-11

仵海龍（1985-），工程師，畢業于大慶石油學院，現從事天然氣生產及管理工作，郵箱：whl6_cq@petrochina.com.cn。