濕氣管道內腐蝕直接評價方法在油氣田的應用及分析

舒潔 何沫 李施奇

（中國石油西南油氣田分公司安全環保與技術監督研究院）

油氣田管道的內腐蝕檢測可采用內檢測（又稱智能檢測）、壓力試驗和內腐蝕直接評價（ICDA）三種方法。內檢測方法對于長度在幾公里以內、管徑規格多、管徑較小的內通過性較差的管道和沒有配套建設收發球裝置的集輸氣管道，其檢測成本非常高。壓力試驗是非在線檢測評價技術方法，多作為管道投產前的檢測手段。ICDA技術的研究和應用，形成了一套集輸氣管道內腐蝕直接評價流程，是目前集輸氣管道內腐蝕檢測的最有效、成本最低的方法。

1 ICDA應用簡介

ICDA是綜合利用收集的資料，結合檢查、檢測、計算等結果來判斷天然氣管道高敏感管段內腐蝕是否已嚴重影響了管道的物理完整性，進而提出對腐蝕缺陷實施修補和防護措施，從而保障管道的完整性的內腐蝕檢測方法［1］。

ICDA技術最早由美國提出。Gasunie公司從2005年開始，對所管轄的12 000 km的高壓管道中不適合內檢測的部分進行直接評價［2］。美國Allied Corrosion Industries公司已開始提供干氣ICDA的技術服務，該公司有自己的持液率預測模型、評價軟件和專業技術人員。美國霍尼韋爾公司在這方面也做了大量研究，并開發了Predict Pipe 3.0軟件。例如，美國一條干氣管道水汽含量32～96 mg/m3，CO2含量1.1%～2.25%，H2S含量0～5.5 mg/m3，對比ICDA評價與漏磁檢測結果，總體預測準確率達到85%［3］。另外，通過分析一段64 km的天然氣干氣管道中最可能含有內腐蝕的區段的計算結果、內腐蝕區位在線檢測的分析結果及兩者間的相關性，發現ICDA技術對大多數管道區段的預測結果與內檢測結果的相關性都比較好，只對少數管道區段的預測結果與內檢測結果的相關性較差［4］。美國對某管道大于50%腐蝕深度的位置采用ICDA技術進行評價，其中腐蝕深度在50%以上的缺陷位置的ICDA預測準確率為78.6%［5］。

目前ICDA技術在國內的研究主要限于干氣管道。2011年，在忠武線上的忠縣至恩施段進行了干氣ICDA評價［6］。

2 WG-ICDA流程

業內普遍認為濕氣管道的內腐蝕與干氣管道的內腐蝕差別很大，濕氣管道的內腐蝕檢測方法不能完全借鑒干氣管道ICDA的做法。美國腐蝕工程師協會（NACE）從2004年提出濕氣ICDA的標準草案后，幾經修改，直到2011年形成了濕氣管道內腐蝕直接評價（WG-ICDA）標準。美國腐蝕工程師協會頒布的NACE SP 0110—2010《濕天然氣管道內腐蝕直接評價方法》方法包括四個步驟：

（1）預評價：收集和整理對內腐蝕評價有意義的、有關聯的、關鍵的歷史和當前運行數據。例如高程、走向、管材、壓力、溫度、流速、氣體和液體分析報告、歷史記錄等，再根據出入口、附屬設施等分區進行可行性評價。

（2）間接檢測：通過不同流態模型計算確定各區間流態和持液率，確定子區間，依據腐蝕模型理論預測腐蝕速率。綜合分析流態計算結果和腐蝕模型計算結果，選擇腐蝕可能性較大的位置，進行開挖的排序。

（3）詳細檢查：對間接檢測確定的開挖位置進行逐一開挖，對管道腐蝕情況進行現場測試，從而判斷理論預測結果的準確性。

（4）后評價：對前三個步驟的有效性進行評價，確定再次評價的間隔時間（評估管道剩余壽命），制定腐蝕控制的建議。

3 WG-ICDA在國內氣田管道的應用

選取某氣田濕氣管線進行現場應用測試，研究WG-ICDA技術在國內氣田管道的適應性。該管線于2000年投運，全長5.905 km，沿線無進出氣點，管線規格為?114 mm×12 mm，管材為20# 無縫鋼管，設計壓力25 MPa，設計輸量14×104m3/d。

3.1 預評價

管線內輸送介質為含硫濕原料氣，其中H2S含量0.042%（443.59 mg/m3）、CO2含量6.31%（摩爾百分比）。歷史運行輸量10×104～20×104m3/d，歷史運行壓力5.0～22.0 MPa。無停運或返輸歷史。起點壓力4.6 MPa、溫度38 ℃，終點壓力6.2 MPa、溫度20 ℃。管線內游離水礦化度為87 129.04 mg/L（其中氯離子含量55 238.19 mg/L），pH值為5.47。地面管線未加注緩蝕劑。WG-ICDA可行性分析認為：重要級別為I級的資料大部分清楚；重要級別為II級的資料齊全，無異常情況。該管線輸送介質為濕潤天然氣，氣液比大于5 000，滿足NACE SP 0110—2010的適用范圍，可以進行WG-ICDA評價。

根據WG-ICDA管段劃分原則，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，因而可將整條管線近似看做一個區間。

3.2 間接檢測

3.2.1 多相流模擬分析及WG-ICDA子區間識別

管道內腐蝕程度與管中積存水量密切相關。該管道內游離水體積為1.8 m3/d，采取氣液混輸方式。根據測繪結果將全線劃分為215個管段，沿線持液率變化結果如圖1所示。

圖1 管道沿線持液率分布圖

根據管道多相流模擬結果中的流型變化，劃分管道的WG-ICDA子區間，進一步指明WG-ICDA區域內的流型分布情況。即將鄰近的同一流型的管道劃分為一個ICDA子區間，共劃分了38個子區間，其中分層流和環狀流流型分布如圖2所示。

圖2 管道的ICDA子區間分布圖

3.2.2 腐蝕速率建模計算

本文采用SWRI模型對管線進行腐蝕速率預測分析。管線各段的預測點蝕速率在0.062 5 mm/a左右，屬于輕度腐蝕。管道沿線腐蝕速率分布圖見3。

圖3 管道沿線腐蝕速率分布圖

3.2.3 開挖驗證點確定

結合管段持液率和腐蝕程度大小，確定7個開挖驗證點。

3.3 詳細檢查

采用X射線、超聲波C掃描、超聲波測厚等多種檢測方法對7個開挖檢測點進行直接檢查。現場檢查結果發現各管段最大壁厚損失量在4%～7%壁厚之間，最大點蝕速度在0.033 3～0.053 3 mm/a之間，屬于輕度腐蝕。

3.4 后評價

依據標準ASME B31G—2009《測定腐蝕管道殘留強度手冊》，針對目前已定量的缺陷進行剩余強度評價，結果表明管線滿足安全要求。

根據NACE SP 0110—2010，再評價時間間隔應為剩余使用壽命的一半。根據API 570《管道檢驗規范 在用管道系統檢驗、修理、改造和再定級》，在管道輸送條件（腐蝕介質含量、壓力、溫度）沒有大波動的情況下，管道系統的剩余壽命按下式計算：

式中：剩余壽命單位為年，最小要求壁厚是指滿足管道設計壓力條件下的壁厚。

由于腐蝕速率很小，管道所有缺陷發展非常緩慢。根據再評價時間間隔不超過8年的規定，確定管道的再評價周期為8年。

該氣田濕氣管線的管線現場檢查結果與間接檢測分析結果一致，證實WG-ICDA技術應用有效。

4 結束語

西南油氣田公司自2010年開始，結合生產開展WG-ICDA技術應用工作。截至2018年，已累計在兩千多公里氣田管道上應用了WG-ICDA技術，及時發現了多處腐蝕深度在50%以上的內腐蝕速率大的輸氣管道管段，避免了多起非計劃性停產和失效事故，解決了集輸氣管道的內腐蝕檢測難題，取得了顯著的社會效益和經濟效益。

實踐證明，WG-ICDA技術有助于及時發現集輸氣管道內腐蝕缺陷，避免失效事故，為上游氣管道的安全運行提供了強有力的技術支撐。