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在復(fù)雜的地形條件輸油管道內(nèi)腐蝕位置預(yù)測和檢測技術(shù)
在復(fù)雜的地形條件輸油管道內(nèi)腐蝕位置預(yù)測和檢測技術(shù)

1引言

     輸油管道由于原油介質(zhì)中含有 CO2、H2S 和水等腐蝕性介質(zhì)，會對管線內(nèi)部產(chǎn)生一定的腐蝕，會嚴(yán)重危害管道的**運(yùn)行。管道內(nèi)腐蝕的影響因素眾多，造成破壞的機(jī)理復(fù)雜，一旦造成管道內(nèi)腐蝕，則危害性極強(qiáng)。本文根據(jù)某油田輸油管道實(shí)際地形分析，在輸油管道流體分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合腐蝕風(fēng)險概率分析結(jié)果、高程地勢變化數(shù)據(jù)分析結(jié)果和歷史泄漏位置進(jìn)行統(tǒng)計分析，對復(fù)雜地形條件下輸油管道內(nèi)腐蝕敏感位置進(jìn)行預(yù)測研究，結(jié)合現(xiàn)有檢測技術(shù)，對重點(diǎn)腐蝕管道進(jìn)行檢測，*后對現(xiàn)場實(shí)際檢測和數(shù)值模擬計算結(jié)果對比分析，對輸油管道內(nèi)腐蝕研究具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

2內(nèi)腐蝕失效原因分析

     本次評估的管道為輸油管道，管道材質(zhì)：L360，規(guī)格：Φ377×6.4/8.0mm，該管道自2016年9月運(yùn)行至今，輸量逐漸降低，導(dǎo)致檢測段（96#-131#陰保樁）長時間低流速運(yùn)行，管道內(nèi)部油水分離和沉降的風(fēng)險增大；同時對該管段沿線敷設(shè)環(huán)境調(diào)查，發(fā)現(xiàn)管道所經(jīng)過的地域地勢特征復(fù)雜，沿線環(huán)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(nèi)腐蝕的風(fēng)險。歷史資料調(diào)查中發(fā)現(xiàn)該管段（96#-131#陰保樁）長約35km，一年內(nèi)已發(fā)生泄漏事故17次，且大部分泄漏部位均發(fā)生在管道4點(diǎn)-8點(diǎn)鐘方向，具體腐蝕泄漏位置統(tǒng)計見下圖1所示。


圖 1 歷次泄漏部位示意圖

     根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，為摸清管道的內(nèi)腐蝕原因，對該管道輸送流程中的油氣水三相23個樣品進(jìn)行了化學(xué)成分分析研究，分析了輸油介質(zhì)對管線的腐蝕危害，具體分析過程和結(jié)果如下：
     2.1油樣分析結(jié)果
     原油中的硫含量、酸值、溫度是影響輸油管道內(nèi)腐蝕速率的主要因素。
     根據(jù)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(jié)果
     根據(jù)水樣化驗(yàn)結(jié)果，水樣可分為兩類：（1）氯化鎂型；（2）氯化鈣型。
     根據(jù)API581 2016版冷卻水腐蝕速率計算公式：


     當(dāng)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，*終計算可得CR為0.18mm/a。
     當(dāng)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，*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(jié)果可得，從對輸油管道內(nèi)腐蝕速率產(chǎn)生重要影響的鹽含量、硫含量、酸值、含水等四個指標(biāo)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(qiáng)；由采出水物性分析結(jié)果可得，采出水腐蝕性以及結(jié)垢性較強(qiáng)，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(shè)環(huán)境調(diào)查及高程測繪發(fā)現(xiàn)，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(dāng)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(fā)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(jié)水具有結(jié)垢傾向，導(dǎo)致垢下局部腐蝕，長時間運(yùn)行導(dǎo)致發(fā)生局部腐蝕穿孔。

3 輸油管道內(nèi)腐蝕流體模擬

     3.1 邊界條件的設(shè)置
     本次采用數(shù)值分析的方法，對頻繁發(fā)生腐蝕泄露的管段（96#-131#陰保樁），進(jìn)行流體模擬，分析管道內(nèi)易于出現(xiàn)積水的位置，對管道內(nèi)腐蝕敏感位置進(jìn)行預(yù)測。
     管內(nèi)介質(zhì)為油和水，含水率為 0.1%，由于管道已運(yùn)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(jìn)口為速度進(jìn)口，流速為0.27m/s；出口為壓力出口。
     3.2 模型處理
     1）由于實(shí)際管道跨度較大，全程約35km，幾何模型無法按照實(shí)際尺寸建立，故本次模擬將模型進(jìn)行了縮放，縮放倍率為 50；2）本次模擬將全程分成 8 段進(jìn)行計算，每段計算取 200 個數(shù)據(jù)點(diǎn)。
     3.3 計算結(jié)果
     根據(jù)實(shí)際模型計算結(jié)果顯示：第1段管道為從起點(diǎn)到2642.7m之間的距離，共預(yù)測有2處腐蝕敏感區(qū)域；第2段管道為從2642.7m到5047.2m之間的距離，共預(yù)測有2處腐蝕敏感區(qū)域；第3段管道為從 5047.2m 到 7404.2m 之間的距離，共預(yù)測有2處腐蝕敏感區(qū)域； 第4段管道為從 7404.2m 到 9544.3m 之間的距離，共預(yù)測有4處腐蝕敏感區(qū)域；第 5 段管道為從 9544.3m 到 11903.0m 之間的距離，共預(yù)測有4處腐蝕敏感區(qū)域；第 6 段管道為從 11903.0m 到 14040.7m 之間的距離，共預(yù)測有3處腐蝕敏感區(qū)域；第 7 段管道為從 14040.7m 到 15984.0m 之間的距離，共預(yù)測有1處腐蝕敏感區(qū)域；第 8 段管道為從15984.0m 到 19038.4m（終點(diǎn)）之間的距離，共預(yù)測有3處腐蝕敏感區(qū)域。

圖2   第1段水相體積分?jǐn)?shù)分布圖

     分析以上各圖可以看出，由于管道距離長，途徑地區(qū)地形起伏較大，地勢復(fù)雜，內(nèi)積水主要發(fā)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(guān)，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(nèi)腐蝕直接檢測的結(jié)果驗(yàn)證

     4.1 內(nèi)腐蝕直接檢測位置篩選
     由于目標(biāo)管道所經(jīng)過的地域地勢特征復(fù)雜，本次檢測管段沿線環(huán)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(jìn)行統(tǒng)計分析，發(fā)現(xiàn)泄露大多出現(xiàn)在高程變化的“V”字型變化的區(qū)段或在梁峁的相對低洼點(diǎn)等位置。結(jié)合現(xiàn)場勘查，管道實(shí)際測繪數(shù)據(jù)與管道實(shí)際走勢相符，依據(jù)開挖可行性調(diào)研結(jié)果，綜合確定評估區(qū)域內(nèi)的開挖詳細(xì)檢查位置。
     本次高程測量點(diǎn)共3425個點(diǎn)，通過對頻繁發(fā)生腐蝕泄露的管段進(jìn)行有限元模擬，確定了21處腐蝕敏感區(qū)域，同時，根據(jù)臨界傾角的計算結(jié)果和現(xiàn)場開挖可行性等綜合因素，確定了10處位置為本次詳細(xì)直接開挖驗(yàn)證檢測位置。本次確定的10處位置開挖順序從介質(zhì)流向的順流方向檢測實(shí)際傾角大于臨界傾角的管道位置，并優(yōu)先考慮實(shí)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(jié)果
     參照《壓力管道定期檢驗(yàn)規(guī)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(biāo)準(zhǔn) 埋地鋼制管道內(nèi)腐蝕直接評價》等標(biāo)準(zhǔn)要求，對開挖點(diǎn)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(qū)域進(jìn)行開挖直接檢測。經(jīng)超聲壁厚、超聲相控陣、漏磁檢測10處內(nèi)腐蝕敏感位置共發(fā)現(xiàn)65處不同程度腐蝕減薄情況，且位置均在管道4-8點(diǎn)方向（沿著管道介質(zhì)流向順時針）。
     其中9#探坑檢測發(fā)現(xiàn)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(jìn)行100%全覆蓋，現(xiàn)場檢測部位及缺陷位置示意圖見圖3、4所示，檢測共發(fā)現(xiàn)9處明顯壁厚減薄處，其中③處*小實(shí)測壁厚為3.62mm，檢測發(fā)現(xiàn)缺陷匯總見表2所示。


圖3現(xiàn)場檢測部位及缺陷位置示意圖

表2  9#探坑檢測發(fā)現(xiàn)缺陷匯總表

圖4 現(xiàn)場檢測部位照片

5結(jié)論

    （1）通過對管道歷年泄露情況概率數(shù)據(jù)統(tǒng)計以及介質(zhì)取樣分析發(fā)現(xiàn)：該段管道由于長時間低流速運(yùn)行，導(dǎo)致管道全線低洼部位因積液形成多個內(nèi)腐蝕高風(fēng)險部位，同時，由于管道介質(zhì)中含有的游離水、凝結(jié)水具有結(jié)垢傾向，容易發(fā)生沉降，尤其在復(fù)雜地形條件下的低洼部位，更容易形成沉積水，導(dǎo)致垢下局部腐蝕，長時間運(yùn)行導(dǎo)致發(fā)生局部腐蝕穿孔。
    （2）本文Fluent數(shù)值模擬軟件對頻繁發(fā)生腐蝕泄露的管段（96#-131#陰保樁），進(jìn)行流體模擬，分析管道內(nèi)易于出現(xiàn)積水的位置，對管道內(nèi)腐蝕敏感位置進(jìn)行預(yù)測。
    （3）經(jīng)過超聲波壁厚、漏磁、超聲相控陣檢測等方法對10個開挖點(diǎn)的驗(yàn)證檢測，發(fā)現(xiàn)內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)分析得出的腐蝕點(diǎn)均存在不同程度的局部腐蝕情況，10個檢測點(diǎn)的數(shù)據(jù)分析結(jié)果證明通過該技術(shù)得出的腐蝕點(diǎn)位置均可靠、有效。
    （4）該技術(shù)通過現(xiàn)場工程應(yīng)用實(shí)踐，驗(yàn)證了對于復(fù)雜地形條件下輸油管道內(nèi)腐蝕敏感位置進(jìn)行預(yù)測研究這套方法的準(zhǔn)確性、可靠性。為進(jìn)一步輸油管道內(nèi)腐蝕研究與完管道整性管理奠定了一定的基礎(chǔ)。
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