苏里格气田湿气输送管道内腐蚀评价方法初探

·失效分析与预防·

苏里格气田湿气输送管道内腐蚀评价方法初探

朱方辉1,2付彩利1,2程碧海1,2刘伟1,2孙雨来1,2

(1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室陕西西安710018；

2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院陕西西安710018)

摘要：苏里格气田井间串接集输模式下，多数管道为湿气输送，管内积液量变化大且成份复杂。以某Φ406.4 mm×7.1 mm，长31.7 km输气干线为例，通过清管液、固形物分析，实物腐蚀测试及腐蚀软件预测评价了平均内腐蚀程度。借鉴ICDA方法，通过临界倾角计算对比查找出36处易积液段腐蚀风险点以支持开展后续监测评价。结合该两项工作基本掌握此管道内腐蚀状况，且该方法可对苏里格气田此类管道的内腐蚀评价提供一定参考。

关键词：气田；管道；湿气输送；内腐蚀；评价方法

作者简介：第一朱方辉，男，1982年生，工程师，毕业于西北工业大学材料加工工程专业取得硕士学位，现工作于长庆油田公司油气工艺研究院，主要从事油气田防腐及材料评价等方面工作。E-mail：zfh_cq@petrochina.com.cn

文章编号：中图法分类号：U177;TE832

收稿日期：(2015-05-05编辑：屈忆欣)

Study of Internal Corrosion Assessment Approach for Wet-Gas Transmission Pipelines in Sulige GasfieldZHU FangHui1,2FU CaiLi1,2CHENG BiHai1,2LIU Wei1,2SUN Yulai1,2

(1.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLowPermeabilityOilandGasFields,Xi’an,Shaanxi710018,China;

2.Oil&GasTechnologyResearchInstitute,ChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China)

Abstract：Lots of wet-gas transmission pipelines in Sulige gas-field has a plenty variety of liquid loading quantity with complex composition, because of the gathering pattern is pipe network concatenate. A case study of the oldest wet-gas transmission pipeline which the specification is Φ406.4mm×7.1mm×31.7km.The average corrosion level were evaluated through the pigging products analyzed, coupon corrosion tests and software corrosion prediction; 36 corrosion risk points were located by calculated critical inclination angles based on the experience of the ICDA method, and this conclusion can support follow-up inspection and evaluation. Above-mentioned two study can knew well the internal corrosion status of this pipelines and provide a internal corrosion assessment approach for this type of pipelines in Sulige gas field.

Key word： gas field,pipelines,wet-gas transmission,internal corrosion, assessment approach

0引言

长庆苏里格气田集气支干线均采用多井单管串接，带液计量，集中处理的集输模式。集输管道一直处于“湿气输送”模式，输送压力1.3 MPa～3.5 MPa，管输介质复杂，包含天然气、产出水、凝析油、泡排剂等。对该气田21条集气干线的历年清管作业发现，管内积液量大，且变化不规律。前期管网系统开展了大量外防腐和阴极保护运行评价，但未开展过系统内腐蚀评价研究。智能在线内检测技术受苏里格管道结构、地形高差起伏影响及检测成本较高的限制而不能普遍应用[1~3]。已投运12年的某条Φ406.4 mm×7.1 mm，长31.7 km输气管道(苏1-×干线)存在中间阀室，无法实施智能内检测，但积液量大。针对此问题，开展清管产物分析、实物腐蚀测试及腐蚀预测以确定管道基本腐蚀情况，采用ICDA计算以查找重点积液段进行腐蚀风险点预测，藉由此探索气田类似管道的内腐蚀评价方法。

1苏1-×干线概况

苏1-×干线投运于2002年8月，主要承担苏6-×站、苏×-6站至处理厂的天然气管输任务，是苏里格气田最早投运的集输干线，已运行12年。设计压力6.4MPa，设计输气能力10×108m3/a。目前运行压力2.52MPa，运行温度11.78 ℃。管道在阀室处有交叉点，第一段为从苏6-×站到阀室，流量45×104m3/d；第二段从阀室到第一处理厂，流量150×104m3/d。

管道起点站的输送介质中含有CaCl2型产出水，Cl-含量最大为17 880 mg/L，pH值平均6.44，易造成坑点腐蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀。目前实行2~3次/年的清管制度，以保证管道正常运行。

2清管产物分析及腐蚀测试

2.1管道积液情况

对比苏1-×干线2009年3月至2013年10月间12次清管液量，可以看出历年清出液量相差很大，最大达629.9 m3，最小2.27 m3，见图1。管内长期存在液固混合物会对管道的平稳输送及内腐蚀产生一定影响。积液原因可能为该管线输送距离较长、产液量随气井不同阶段采出情况变化大导致，也与集气首站的气液分离效果有直接关系。

图1　苏1-×干线12次清管液量

2.2清管物分析

2.2.1清管液分析

选取3次液量最大的清管液进行对比分析，分别编为1#(2011.5.16)、2#(2012.5.15)、3#(2013.10.13)。

三次清管液均为黑色具有刺激性气味液体。静置12小时后观察，分为三层，上层为黑色悬浮物，底层沉积物较少，为黑色油泥状，中间为污水，污水颜色深浅有较大差异，见图2。

三次清管液水质分析结果表明(见表1)，管道中积液为弱酸性，含有腐蚀性Cl-，但含量比起点处降低较多；均含有S2-，及少量Fe2+、Fe3+离子；对3#液中的游离态腐蚀性细菌含量测试表明，腐生菌(TGB)106个/ml、铁细菌(FB)107个/ml、硫酸盐还原菌(SRB)104个/ml，其中TGB和FB在管道前段含量较高，SRB在管道末端含量较高。

图2　不同时段3次清管液外观

水质总体上看，无较明显规律，1#为氯化镁水型，2#为氯化钙水型，3#为碳酸氢钠水型，这主要是由管道首站所辖气井的各类改造作业和生产中采出液变化及比例差异引起。

表1　3次清管液水质分析结果

2.2.2清管固形物分析

采用灼烧减量分析和酸不溶物分析法对苏1-×干线清管固形物进行成分及相对含量分析。图3为清管产物X衍射分析结果，其主要成分为二氧化硅、氢氧化铁、碱式硫酸铁，具体含量分别为49.43%、33.03%、9.05%。同时含有8.49%的有机质，见表2。清管产物中含有大量铁的化合物，说明管线可能存在一定程度的腐蚀，与清管液分析结果吻合。

图3　清管产物X衍射分析结果

成分SiO2Fe(OH)3Fe(OH)SO4有机质含量/%49.4333.039.058.49

2.3腐蚀测试及预测

2.3.1腐蚀软件预测

采用美国OLI腐蚀预测软件对3#清管液水质下的碳钢进行腐蚀预测，所用主要参数见表3。OLI腐蚀分析得到腐蚀反应的稳态图(见图4)，主要腐蚀产物为FeCO3、Fe2O3及Fe(OH)3。模拟管段积液静、动态环境下，温度11.78 ℃，流速4.18 m/s时的腐蚀速率分别为0.088 mm/a和 0.217 mm/a。

表3　　OLI腐蚀预测所需参数

图4　苏1-×管线内腐蚀电位-pH图

2.3.2常压静态腐蚀速率测试

同样选择3#清管液水质，进行了常压静态条件下的管道材质试片的腐蚀速率测试。168 h浸泡试验后，SEM观察表面基本无腐蚀产物，能谱分析只有Fe、C两种元素，基本为材料基体组织(见图5)。腐蚀速率为0.030 8 mm/a，未见局部腐蚀。

图5　常压静态挂片腐蚀形貌

对比OLI腐蚀预测数据与常压挂片测试结果，静、动态预测数据比实测结果分别高出近3倍和7倍。分析原因是预测中未考虑产出液中的凝析油、泡排剂等缓蚀性化合物，导致预测结果偏高。另外，腐蚀预测和实际测试中没有考虑局部积液段腐蚀的影响，管段内部实际可能会存在局部腐蚀，且比均匀腐蚀严重。

综合清管物分析结果和腐蚀测试、预测结果，苏1-×干线存在一定的内腐蚀，产出固液混合物和腐蚀性细菌等是主要腐蚀因素，平均腐蚀速率较低(0.030 8 mm/a)。但管道局部积液及其可能的局部腐蚀是影响管道安全和寿命的主要问题。

3腐蚀风险点预测

借鉴NACE的DG-ICDA、WG- ICDA等相关标准中的间接检测方法预测管道腐蚀风险点[4、5]。具体步骤：(1)计算管道最大理论临界倾角，对管道全程不同区域进行划分；(2)分区域做出海拔高度剖面图和倾角剖面图，找到可能存在易积液段。计算时压力和流量可变化，此处采用正常运行压力2.52 MPa，最大流量62 500 m3/h(150×104m3/d)，温度相对恒定在11.8 ℃ (284.8 K)。管道在阀室处有交叉点，故划分为两个区域：区域1是从起点到阀室，区域2是从阀室到终点。

3.1临界倾角计算

计算临界倾角所需的参数有管道内径，dID；最低操作压力，P；平均温度，T；最大标准流速，V；液体密度，Βl(默认为1 g/cm3，可变化)；气体分子量，MW(假定采用甲烷分子量16 g/mol)；重力加速度，g (9.81 m/s2)；理想标准气体常数，R(8.314 Pa·m3/mol·K)；气体压缩系数，Z(0.83)。

临界倾角按式 (1)计算[4]：

(1)

式(1)中ρg为气体密度，Vg为表观气速，分别按照式(2)和式(3)计算。

(2)

(3)

式(3)中QSTP为实际最大流量；PSTP和TSTP为公制标准条件下温度压力，分别取0.101 325 MPa和273 K。

将式(2)和式(3)的计算结果0.021 3 g/cm3、4.8 125 m/s代入式(1)中得到管道区域1、2的临界倾角θ0是4.07°。

3.2易积液段预测

绘制管道实际倾角剖面图，并将管道临界倾角叠加在图上，以便查找易积液段位置。每一段的管道实际倾角可由式(4)计算得出，海拔高度剖面曲线和相应距离值参考前期专业管道检测公司根据GPS和管道检测器所确定的历史数据。

(4)

得到苏1-×干线区域1、2的管道倾角剖面图(见图6、图7)。当实际倾角大于临界倾角时，该位置就可能为易积液段[6-7]。根据计算值比对，区域1、2间分别有15处、21处为需开展后评价检测的重点积液段位置，与图6、图7中绿线(临界倾角)上方显示的异常高点所对应，具体位置此处不一一列出。

图6　苏1-×干线区域1管道倾角剖面图

图7　苏1-×干线区域2管道倾角剖面图

预测结果看出，长度31.7 km的苏1-×干线存在36处积液段，由于为湿气输送模式，且管输介质随开采阶段变化较大，积液成分复杂，属易发生腐蚀的位置，需要开展监测。后评价阶段进行内腐蚀检测时，此36处易积液段可作为开挖检测或壁厚无损监测的重点参考点，并可针对性采取内腐蚀控制技术。

4结论

(1)综合清管物分析检测，腐蚀测试、预测及重点积液段计算预测，苏1-×干线存在一定程度内腐蚀，平均内腐蚀速率相对较低，固液混合产物及腐蚀细菌是主因。管道全程存在36处易积液段，应开展后续腐蚀监测。

(2)对无法实施智能清管内检测的苏里格气田湿气输送管道，清管产物腐蚀检测与ICDA计算结合的评价方法可为管道完整性管理提供数据支持，并为后续的清管、缓蚀剂预膜等内防腐措施提供有效依据。

参 考 文 献

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·专利技术·专利名称：地层测试器世隔绝

专利申请号：CN201110157001.3 公开号：CN102808616A

申请日：2011.06.03 公开日：2012.12.05

申请人：中国船舶重工集团公司第七0五研究所高技术公司

本发明是一种主要用于石油测井的地层测试器，包含：能源供给、测量、控制和通信装置、能座封和封隔井壁的封隔器、泵抽排装置、取样装置等。其特征是泵抽排装置有一组流体控制阀，可控制地层流体样品的流向，可在井下实现多种泵抽排工作模式的转换。除具有泵抽排功能外，可采用泵驱动形式连续地取样。还采用了在被挤出腔底部加装有溢流阀的取样装置。提出了在泵驱动取样后，对超压样品减压使其接近原地层压力的控制方法。

(王元荪提供)