復雜地形條件下輸油管道內腐蝕位置預測與檢測技術
2021-04-12 01:10:00
hualin
1引言
輸油管道由于原油介質中含有 CO2、H2S 和水等腐蝕性介質，會對管線內部產生一定的腐蝕，會嚴重危害管道的安全運行。管道內腐蝕的影響因素眾多，造成破壞的機理復雜，一旦造成管道內腐蝕，則危害性極強。本文根據某油田輸油管道實際地形分析，在輸油管道流體分析的基礎上，結合腐蝕風險概率分析結果、高程地勢變化數據分析結果和歷史泄漏位置進行統計分析，對復雜地形條件下輸油管道內腐蝕敏感位置進行預測研究，結合現有檢測技術，對重點腐蝕管道進行檢測，最后對現場實際檢測和數值模擬計算結果對比分析，對輸油管道內腐蝕研究具有重要的現實意義。
2內腐蝕失效原因分析
本次評估的管道為輸油管道，管道材質：L360，規格：Φ377×6.4/8.0mm，該管道自2016年9月運行至今，輸量逐漸降低，導致檢測段（96#-131#陰保樁）長時間低流速運行，管道內部油水分離和沉降的風險增大；同時對該管段沿線敷設環境調查，發現管道所經過的地域地勢特征復雜，沿線環境屬于梁峁起伏，溝壑縱橫，谷深坡陡的黃土梁峁地形，高程落差大，存在很多容易積液的低洼部位，增加了管道內腐蝕的風險。歷史資料調查中發現該管段（96#-131#陰保樁）長約35km，一年內已發生泄漏事故17次，且大部分泄漏部位均發生在管道4點-8點鐘方向，具體腐蝕泄漏位置統計見下圖1所示。
圖 1 歷次泄漏部位示意圖
根據現場實際情況，為摸清管道的內腐蝕原因，對該管道輸送流程中的油氣水三相23個樣品進行了化學成分分析研究，分析了輸油介質對管線的腐蝕危害，具體分析過程和結果如下：
2.1油樣分析結果
原油中的硫含量、酸值、溫度是影響輸油管道內腐蝕速率的主要因素。
根據API581 2000中文版P219頁表G-17，可得16個油樣的腐蝕速率均為0.025mm/a，腐蝕速率較低，原油對管道腐蝕的影響較小。
2.2采出水分析結果
根據水樣化驗結果，水樣可分為兩類：（1）氯化鎂型；（2）氯化鈣型。
根據API581 2016版冷卻水腐蝕速率計算公式：
當氯離子為5000mg/L時，腐蝕速率CRB約為0.12mm/a。通過溫度和流速修正，最終計算可得CR為0.18mm/a。
當氯離子為33000-49000mg/L時，腐蝕速率CRB約為0.11mm/a。通過溫度和流速修正，最終計算可得CR為0.22mm/a。
2.3管道腐蝕原因分析
（1）由原油分析測試結果可得，從對輸油管道內腐蝕速率產生重要影響的鹽含量、硫含量、酸值、含水等四個指標來看，本次測試原油為低含鹽、低含水、低含硫且低酸原油，原油本體的腐蝕性不強；由采出水物性分析結果可得，采出水腐蝕性以及結垢性較強，在管線底部形成沉積水，易對管線造成底部腐蝕，引起管線底部穿孔。
（2）由管道敷設環境調查及高程測繪發現，該管道沿線屬于梁峁起伏，溝壑縱橫，地形破碎，谷深坡陡的黃土梁峁地形。全線地勢起伏較大，高程落差大，存在很多容易積液的低洼部位，同時，管道流速長時間維持在較低水平（0.3m/s），更加速了管道的腐蝕。
（3）當輸油管線流速較低（0.3m/s）時，由于水的比重大于油品，原油中含有的游離水容易發生沉降，在管線的底部形成水相，尤其在管道的低洼部位，更容易形成沉積水，凝結水具有結垢傾向，導致垢下局部腐蝕，長時間運行導致發生局部腐蝕穿孔。
3 輸油管道內腐蝕流體模擬
3.1 邊界條件的設置
本次采用數值分析的方法，對頻繁發生腐蝕泄露的管段（96#-131#陰保樁），進行流體模擬，分析管道內易于出現積水的位置，對管道內腐蝕敏感位置進行預測。
管內介質為油和水，含水率為 0.1%，由于管道已運行一段時間，含水率有所增加，故本次模擬假定含水率為 10%。進口為速度進口，流速為0.27m/s；出口為壓力出口。
3.2 模型處理
1）由于實際管道跨度較大，全程約35km，幾何模型無法按照實際尺寸建立，故本次模擬將模型進行了縮放，縮放倍率為 50；2）本次模擬將全程分成 8 段進行計算，每段計算取 200 個數據點。
3.3 計算結果
根據實際模型計算結果顯示：第1段管道為從起點到2642.7m之間的距離，共預測有2處腐蝕敏感區域；第2段管道為從2642.7m到5047.2m之間的距離，共預測有2處腐蝕敏感區域；第3段管道為從 5047.2m 到 7404.2m 之間的距離，共預測有2處腐蝕敏感區域； 第4段管道為從 7404.2m 到 9544.3m 之間的距離，共預測有4處腐蝕敏感區域；第 5 段管道為從 9544.3m 到 11903.0m 之間的距離，共預測有4處腐蝕敏感區域；第 6 段管道為從 11903.0m 到 14040.7m 之間的距離，共預測有3處腐蝕敏感區域；第 7 段管道為從 14040.7m 到 15984.0m 之間的距離，共預測有1處腐蝕敏感區域；第 8 段管道為從15984.0m 到 19038.4m（終點）之間的距離，共預測有3處腐蝕敏感區域。
圖2 第1段水相體積分數分布圖
分析以上各圖可以看出，由于管道距離長，途徑地區地形起伏較大，地勢復雜，內積水主要發生在管道的低洼處和爬坡處。這是由于水相在爬坡過程中受到重力、壁面和油相的剪切力的綜合作用。重力的分量不同，對油攜水的影響也不同，剪切力與流速有關，由于流速較小，造成油攜水的能力較差。在坡度較大的地方，大量積水聚集在管道底部，造成管道腐蝕泄漏。
4 內腐蝕直接檢測的結果驗證
4.1 內腐蝕直接檢測位置篩選
由于目標管道所經過的地域地勢特征復雜，本次檢測管段沿線環境屬于梁峁起伏，溝壑縱橫，谷深坡陡的黃土梁峁地形。對歷史泄露位置進行統計分析，發現泄露大多出現在高程變化的“V”字型變化的區段或在梁峁的相對低洼點等位置。結合現場勘查，管道實際測繪數據與管道實際走勢相符，依據開挖可行性調研結果，綜合確定評估區域內的開挖詳細檢查位置。
本次高程測量點共3425個點，通過對頻繁發生腐蝕泄露的管段進行有限元模擬，確定了21處腐蝕敏感區域，同時，根據臨界傾角的計算結果和現場開挖可行性等綜合因素，確定了10處位置為本次詳細直接開挖驗證檢測位置。本次確定的10處位置開挖順序從介質流向的順流方向檢測實際傾角大于臨界傾角的管道位置，并優先考慮實際傾角相對較大的位置。詳見表1所示。
表1開挖直接檢測問題匯總表
4.2開挖直接檢測結果
參照《壓力管道定期檢驗規則—長輸（油氣）管道》（TSG D7003-2010）、SY/T 0087.2-2012《鋼制管道及儲罐腐蝕評價標準 埋地鋼制管道內腐蝕直接評價》等標準要求，對開挖點處選擇的檢測方法如下：管體壁厚測量、管體腐蝕漏磁檢測和超聲相控陣的方法，對于腐蝕敏感區域進行開挖直接檢測。經超聲壁厚、超聲相控陣、漏磁檢測10處內腐蝕敏感位置共發現65處不同程度腐蝕減薄情況，且位置均在管道4-8點方向（沿著管道介質流向順時針）。
其中9#探坑檢測發現問題描述：此處采取超聲壁厚、超聲相控陣、漏磁檢測方法對整段管道進行100%全覆蓋，現場檢測部位及缺陷位置示意圖見圖3、4所示，檢測共發現9處明顯壁厚減薄處，其中③處最小實測壁厚為3.62mm，檢測發現缺陷匯總見表2所示。
圖3現場檢測部位及缺陷位置示意圖
表2 9#探坑檢測發現缺陷匯總表
圖4 現場檢測部位照片
5結論
（1）通過對管道歷年泄露情況概率數據統計以及介質取樣分析發現：該段管道由于長時間低流速運行，導致管道全線低洼部位因積液形成多個內腐蝕高風險部位，同時，由于管道介質中含有的游離水、凝結水具有結垢傾向，容易發生沉降，尤其在復雜地形條件下的低洼部位，更容易形成沉積水，導致垢下局部腐蝕，長時間運行導致發生局部腐蝕穿孔。
（2）本文Fluent數值模擬軟件對頻繁發生腐蝕泄露的管段（96#-131#陰保樁），進行流體模擬，分析管道內易于出現積水的位置，對管道內腐蝕敏感位置進行預測。
（3）經過超聲波壁厚、漏磁、超聲相控陣檢測等方法對10個開挖點的驗證檢測，發現內腐蝕直接評價技術分析得出的腐蝕點均存在不同程度的局部腐蝕情況，10個檢測點的數據分析結果證明通過該技術得出的腐蝕點位置均可靠、有效。
（4）該技術通過現場工程應用實踐，驗證了對于復雜地形條件下輸油管道內腐蝕敏感位置進行預測研究這套方法的準確性、可靠性。為進一步輸油管道內腐蝕研究與完管道整性管理奠定了一定的基礎。