油氣田集輸管道多相流腐蝕直接評估方法與應用

宮彥雙 唐德志 艾國生 張衛朋 王建 彭善碧

（1.塔里木油田公司油氣工程研究院；2.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；3.西南石油大學）

0 引言

氣液混輸由于具有高效、經濟開發天然氣的優勢[1-2]，在我國油氣田采出天然氣時應用較廣，但采出天然氣中常含有CO2和H2S等腐蝕性氣體，在管道中存在凝析水的條件下會加劇天然氣管道腐蝕[3]。評價輸氣管道內腐蝕狀況，常借助內檢測手段對管道內部缺陷檢測，確認管道缺陷位置、判斷內腐蝕狀況。然而內檢測技術往往需要管道停輸并提前清管，且對管道周圍環境、管道設備設施等有所要求，導致許多在役管道無法實施內檢測。多相流內腐蝕直接評價方法（MP-ICDA）主要包括4個關鍵步驟[4-8]：①預評價。收集整理對MP-ICDA有效的管道日常運行數據，并判斷其可行性。②間接檢測。分別建立多相流模型，隨之選用內腐蝕速率預測模型判別管道內部最可能發生內腐蝕的高風險位置，進而推薦管道開挖檢測點。③詳細檢查。選擇并應用接觸式無損檢測技術，檢測和驗證間接測試階段預測的高腐蝕風險點，確定內部腐蝕是否確實存在及實際腐蝕程度。④后評估。判斷MP-ICDA方法的有效性并對管道后續工作提出建議。

本文結合我國油氣田某集氣干線管道的實際運行狀況，對 MP-ICDA進行系統的研究與應用，為國內內腐蝕直接評價方法的實施提參考。

1 管道概況

TZ集輸干線管道于2010年1月投產，總長7.063 km，全線埋地敷設，位于沙漠地區，管線規格為?219.1 mm×8.8 mm，采用L360NB鋼材。運行溫度為 41 ℃，操作壓力為 3.7 MPa，管線輸氣量為 4.6×104m3/d。輸送介質為含硫濕氣，H2S含量為0.02%，輸送介質含水率為46.68%。干氣介質成分見表1。

表1 TZ集輸干線天然氣組分

據 TZ集輸干線的測量數據進行整理得到該管線的高程圖如圖1所示。管線全長7.063 km，全線高程變化在58 m左右。

圖1 TZ集輸干線高程圖

2 預評價

應用 MP-ICDA標準時應滿足其規定的可行性條件（表2）。管道數據收集齊全且為多相流管道，具備MP-ICDA評價條件。

表2 TZ集輸干線管道 MP-ICDA 可行性分析

3 間接檢測

在對管道的水動力特性進行分析的基礎上，結合腐蝕機理，采用腐蝕預測模型預測管道的腐蝕速率和高腐蝕風險點，從而確定最嚴重的腐蝕趨勢。

3.1 多相流流動模擬

結合 OLGA軟件建模，對 TZ集輸干線的流場進行模擬計算，得到管線全線的溫度、壓力、持液率等參數變化趨勢曲線圖[9]。全線溫度壓力變化如圖2所示，溫度從入口40 ℃下降至出口27 ℃，壓力從入口4.0 MPa下降至出口3.2 MPa，與實際運行參數相符。

圖2 管道沿線溫度、壓力變化趨勢圖

如圖3所示，管線持液率隨管線高程而變化，當流體處于管線低洼處時，液態水在管線低洼處聚集，因此管線持液率迅速升高，TZ集輸干線的持液率最高可達39%。在管線爬坡過程中，持液率基本保持不變，在管線下坡段，持液率迅速降低。在管線相對平緩的地方，管內持液率沒有明顯的波動。在靠近管線末端時，TZ集輸干線內整體持液率偏高。

圖3 TZ集輸干線持液率隨高程的變化情況

3.2 內腐蝕速率預測

由于天然氣中含有 CO2和H2S腐蝕性氣體，因此采用ECE模型計算管內腐蝕速率[10]。

式中：vr——腐蝕速率，mm/s；T——介質溫度，K；pHact——實際pH值，無量綱；pHCO2——CO2飽和溶劑的pH值，無量綱；fCO2——CO2的逸度系數，無量綱。

管道內的計算腐蝕速率沿管線里程變化情況如圖4所示。隨著管道高程變化，管內持液率發生變化，通過計算得到的管道內腐蝕速率隨管道實際高程改變而改變。管道出口端腐蝕速率整體略高于入口方向，由于出口處位于連續下坡管段后，氣液流速顯著上升，造成腐蝕速率增大。

圖4 TZ集輸干線管內計算腐蝕速率隨高程變化的情況

3.3 管內持液率與腐蝕率對比

TZ集輸干線不同位置管內持液率與計算腐蝕率之間的關系如圖5所示?？梢钥闯觯糠殖忠郝矢叩墓芏蝺扔嬎愀g速率較高，由于管內輸送介質為氣液多相流，液體與管壁充分接觸，在酸性氣體（H2S、CO2）存在充分的情況下易發生腐蝕。

圖5 TZ集輸干線不同位置管內持液率與計算腐蝕速率間的關系

4 直接檢測

根據高程測繪數據和流場分析數據，選擇持液率較高，腐蝕嚴重的5處開挖點進行開挖直接檢測，如圖6所示。開挖直接檢測采用的檢測方式為漏磁檢測、C掃描和超聲波測厚。

圖6 開挖直接測試點的選擇

檢測結果表明 TZ集輸干線抽檢部位壁厚范圍為8.10～8.67 mm。開挖直接檢測結果見表3。在開挖點繪制一個軸向厚度為50 mm的超聲測厚網格，并沿環向從1到12個測試點選擇，即在每個測試環上選擇12個測試點。通過整個周向壁厚測試，表明壁厚分布不均勻，并且管道底部相鄰位置之間的剩余壁厚值存在明顯差異，表現出一定的內部腐蝕缺陷特征。

表3 開挖直接檢測的結果

5 后評價

MP-ICDA方法的有效性取決于內腐蝕預測模型（ICPM）的可靠性。MP-ICDA標準規定的允許誤差范圍是預測壁厚損失與實際壁厚損失之間的誤差不超過 20%。實驗結果與腐蝕預測模型結果接近，并且在誤差范圍內（見圖7）。

圖7 腐蝕速率可靠性驗證

5.1 剩余強度評估

參照GB/T 30582—2014《基于風險的埋地鋼質管道外損傷檢驗與評價》，采用一級評價進行剩余強度評估。管線材料為 L360NB，取下次檢驗周期 4年，本次評估所取數據見表4。

一級評價中，含體積型缺陷管道的失效壓力如下[9]：

表4 目標管道剩余強度評估結果

式中：pF——失效壓力，MPa；t——壁厚，mm；d——腐蝕缺陷深度，mm；σflow——流變應力。由式（2）確定：——屈服強度，MPa；M——Folias因子（鼓脹因子）。由式（3）確定：L——缺陷長度，mm。

5.2 剩余壽命預測

壁厚法通過單個壁厚計算腐蝕區剩余壽命。該方法基于未來服役條件、實測壁厚、局部金屬損失區域大小、預期腐蝕速率以及裂紋擴展速率估計計算所需最小壁厚。如式（6）[9]，根據 GB/T 30582—2014《基于風險的埋地鋼質管道外損傷檢驗與評價》，基于未來服役條件、測得壁厚、預期腐蝕速率，通過壁厚法計算得出剩余壽命為18.7年。

式中：RL——剩余壽命，a；Crate——預期腐蝕速率，mm/a；tmm——管道平均壁厚，mm；tmin——最小要求壁厚，mm；Rt——剩余壁厚比。當直管段內部腐蝕類型為均勻腐蝕時，Rt由 RSFa代替，當直管段內部局部腐蝕居多時，計算公式如下：

式中：Mt——傅里葉因子，；λ——殼體參數，，如果評估環向缺陷，c替代s；RSFa——許用的剩余強度因子；Di——管道內徑，mm；s——局部軸向體積型缺陷實際長度，mm；c——局部環向體積型缺陷實際長度，mm。

表5 目標管道剩余壽命預測結果

6 結論

（1）管線持液率隨管線高程變化而起伏，液態水極易積聚在管道里程最低處，因此管道持液率迅速提高。

（2）高腐蝕速率點與高持液率等流動參數有關，部分持液率高的管段內計算腐蝕速率較高，由于管內輸送介質為氣液多相流，在酸性氣體或介質存在充分的情況下易發生腐蝕。

（3）根據開挖檢測數據可知，直接檢測的結果與模型預測結果基本一致，表明 MP-ICDA方法預測油氣管道內部腐蝕狀況可行度很高，能夠進一步預測油氣管道內部腐蝕危險點位置，評價腐蝕發生等級風險。

（4）參照GB/T 30582—2014《基于風險的埋地鋼質管道外損傷檢驗與評價》，管道剩余強度在可接受范圍以內，預測剩余壽命為18.7年。