页岩气井区集气管道内腐蚀直接评价

青松铸，杨建英，井 翠，何 焱，文 崭，罗彦力，安 壮，胡 超

(中国石油西南油气田公司四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610051)

0 前 言

2014 年，国家安监总局牵头进行油气管道安全专项排查，结果显示我国油气管道平均每10 km 就存在2.5 处隐患。与发达国家相比，不论是输油管道还是输气管道，我国的事故发生率均高出近10 倍，其中腐蚀是影响管道安全和完整性的重要因素之一。自2019 年10 月8 日，某页岩气作业区总计6 条管线发生8 次管线内腐蚀穿孔泄漏，其中同一平台地面集气管线连续发生了3 次内腐蚀穿孔，最大腐蚀速率达到16 mm/a，多平台因此停产，造成严重经济损失，亟须一套完整的内腐蚀直接评估流程来解决页岩气湿气集输管道腐蚀预测和评价工作，保障其安全稳定运行。

杨天笑等[1]通过将中国南海管道的直接检测数据与ICDA(内腐蚀直接评价)结果对比，得出了ICDA 能准确反映管道内腐蚀状况的结论。王凯等[2]将多相流管道内腐蚀直接评价方法(MP-ICDA)应用于某油气水混输海底管道，采用实验与内腐蚀预测模型结合的形式进行间接检测，表明MP-ICDA 对预测管道腐蚀位置与风险大小具有一定的指导作用。邓心茹[3]采用MPICDA 对长庆油田集输管道做内腐蚀直接评价，采用自研多相流冲蚀模型，误差控制在50%以为。但在MPICDA 使用过程中，不同的管线情况相距甚远，选择合适的模型进行间接评价尤为重要。本工作以NACE 于2016 年提出的MP-ICDA 为对象，结合我国某页岩气区块内湿气集输管道实际运行工况，对MP-ICDA 进行系统地研究与应用，以期为湿气集输管道内腐蚀直接评价方法的实施提供参考。

1 MP-ICDA 实施步骤

MP-ICDA 适用于多相流管道。该标准通过识别评价目标管段，考虑CO2、H2S、O2、微生物、固体沉积等因素，计算管壁内腐蚀速率。

本次采用的技术路线如图1 所示[4]:

图1 MP-ICDA 应用流程Fig.1 MP-ICDA application process

(1)预评价:收集管道的历史及现阶段基础数据[5]

收集待检测管道的管线带状图、运行参数、气质分析报告、历史运行报告等资料，必要时进行管道高程精确测量。资料收集尽可能详尽准确，以减小内腐蚀敏感性分析的偏差。

(2)间接检测:分析管道内腐蚀因素，计算管道内酸性气体的分压；通过流体力学方法和多相流物理模型分析液体滞留的临界倾角；绘制管道倾角剖面图；结合流量计算的结果和管道倾角剖面图，最终得到管道内腐蚀敏感区域并进行现场定位。

(3)直接检测:主要通过X 射线、超声波C 扫描和超声波测厚等无损检测技术对开挖点进行直接检测，确定管道腐蚀的实际程度。

(4)后评价:对检测结果进行系统分析，若分析发现有新的内腐蚀敏感区，应增加直接检测点，直到所有内腐蚀敏感区都覆盖到为止。得出管线各段的内腐蚀程度和内腐蚀速率；结合管道地区类别，对缺陷进行剩余强度评估，并对内腐蚀缺陷提出维修建议。

2 预评价

2.1 管道基础数据

收集了该页岩气田50 条湿气集输管线基础数据。50 条管线使用的管材有L360N 和L245N 钢管，管内输送介质均为湿气。管道A、B 均为L360N 材质，2 管线均发生过腐蚀穿孔事故，且内腐蚀速率分别达到4.41 mm/a 和5.32 mm/a，管道A、B 的介质组分见表1。

表1 管道A、B 气体介质组分Table 1 Components of gas medium in pipeline A and B

2 条管线均存在腐蚀性气体CO2和O2。如表2 所示，在A、B 管道内水相中还存在大量的微生物(主要为硫酸盐还原菌)与Cl-加速腐蚀；且管线A 与管线B 地形起伏较大，高程差均超过500 m，管道A 高程差最大为548 m，管道B 高程差最大为791 m，如图2 所示。同时，由于采用湿气集输工艺，2 条管线内存在多相流混输工况，较大的起伏会引起管内流体的压力、流速等参数突变。

表2 管道A、B 凝析水离子组分Table 2 Ionic components of condensate water in pipeline A and B

图2 管道A、B 集输管线高程图Fig.2 Elevation diagram of pipeline A and B gathering pipelines

2.2 管内腐蚀产物分析

管道修复更换过程中，收集管内腐蚀产物，采用扫描电镜(SEM)和X 射线光电子能谱(XPS)等仪器分析手段对腐蚀产物和腐蚀形貌进行表征，以分析腐蚀的失效机理及其影响因素，结果见图3、图4 和表3～5。

表3 管道A、B 腐蚀产物EDS 谱分析结果Table 3 Results of EDS spectra of corrosion products of pipeline A and B

图3 腐蚀产物形貌及EDS 分析Fig.3 Morphology of corrosion products and EDS analysis

图4 腐蚀产物XPS 分析Fig.4 XPS analysis of corrosion products

如图3a 所示，在管道A 管内壁均存在较大的腐蚀坑，且腐蚀坑呈阶梯状(5.6 mm×5.4 mm)，台阶上附着有大量球状的腐蚀产物，分析得出是SRB 细菌。腐蚀产物中存在C、O、Si、S、K、Fe 元素，如表3 所示。可推断CO2参与到腐蚀中，并且有SiO2砂砾进入管道，引起冲刷腐蚀。通过XPS 分析(图4 和表4)，管道A 内腐蚀产物均为Fe、FeS、Fe2O3，说明管内存在SRB 与O2协同腐蚀。如图3b 所示，管道B 管内壁组织均成片状，结构疏松，腐蚀产物结晶无序。腐蚀产物中存在C、O、S、Ga、Fe元素，如表3 所示。结合XPS 分析可以推断(图4 和表5)，腐蚀产物主要为Fe、FeS 以及Fe(OH)O。

表4 管道A XPS 能谱分析结果Table 4 XPS spectrum analysis results of pipeline A

表5 管道B XPS 能谱分析结果Table 5 XPS spectrum analysis results of pipeline B

通过分析，本次MP-ICDA 评价需对下述因素加以关注:(1)管道存在细菌腐蚀的风险；(2)考虑页岩气生产的特点，管道内介质流量、压力等参数变化较大，间接评价中应多关注管道的积液部位和临界倾角。

3 间接检测

间接检测是间接评价的关键，也是MP- ICDA 的核心技术所在。根据管道输送历史、流向、支线进出气状况对管道进行分段，然后进行流动建模计算管道临界倾角。即采用最小集输压力、最大集输流量、温度、管内径、液体密度、气体的分子量等参数计算管道内气体最大流速，进而得到管道出现积液的临界倾角。通过积液部位不仅可判断管道的氧腐蚀、CO2腐蚀敏感位置，还可以辅助判断微生物生存部位，进而推断微生物腐蚀敏感区。

如图5 所示，管道A、B 沿线存在多处倾角大于临界倾角的情况，B 管线最大倾角达到50°。倾角过大，管内凝析水难以流动，因此在低洼处和上坡段易积水，如图6 所示，发生O2、CO2以及微生物协同腐蚀，这与管道实际腐蚀失效点是一致的。因此将倾角大于临界倾角的管段部位作为腐蚀敏感区，并推荐为开挖点。

图5 管道A、B 湿气集输管线临界倾角Fig.5 Critical dip angle of pipeline A and B wet gas gathering and transportation lines

图6 管道A、B 积液部位与泄漏点Fig.6 Fluid accumulation position and leakage point of pipeline A and B

4 开挖检测

对管线进行开挖直接检测，检测手段包括X 射线、超声波C 扫描和超声波测厚。针对每个探坑的检测条件，采取不同的检测方法。

管道A、B 开挖后外防腐层无破损，表面平滑光整。管道A 最大壁厚13.90 mm，最小壁厚13.35 mm，平均壁厚13.60 mm，使用年限2 a，最大壁厚损失量0.85 mm，最大壁厚损失率5.99%(轻度腐蚀)，最大点蚀速率0.425 mm/a (最大点蚀速率处于严重区)。经DR 检测(X 射线检测)，图7 显示管线A 存在腐蚀坑。经C 扫检测显示，最小剩余壁厚为12.7 mm。管道B 最大壁厚10.30 mm，最小壁厚9.00 mm ，平均壁厚9.70 mm(弯管)，使用年限0.5 a，最大壁厚损失量1.0 mm；最大壁厚损失率10.00%(中度腐蚀)，最大点蚀速率2.40 mm/a (最大点蚀速率处于严重区)。经DR 检测，管线B 存在局部点腐蚀。经C 扫检测显示，最小剩余壁厚为12.50 mm。

图7 管道A、B 的DR 检测结果Fig.7 DR Test result of pipeline A and B

5 后评估

通过管道失效分析、腐蚀机理分析推断管线腐蚀是氧腐蚀、CO2腐蚀、微生物腐蚀以及氯离子自催化酸化腐蚀共同作用的结果。在流动建模计算临界倾角的基础上，确定了管道的内腐蚀敏感段。基于本次间接评价与直接评价结果，对管道再评价时间进行确定。

5.1 剩余强度评价

对管道直接检测开挖点发现的最严重内腐蚀缺陷进行剩余强度评价，以明确是否危机管道的安全运行。依据ASME B31G-2009“Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines”(腐蚀管道剩余强度确定手册)，管道A 检测点缺陷处修复系数ERF大于1，表明其已不满足目前管道的安全运行要求，建议立即修复。

5.2 再评价时间确定

根据NACE SP0110-2012“Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines”(湿气管线内腐蚀直接评价方法标准 推荐做法)，再评价时间间隔应为剩余使用寿命的一半。而根据TSG D7003-2010“压力管道定期检验规则-长输(油气)管道”，在管道输送条件(腐蚀介质含量、压力、温度)没有大波动的情况下，管道系统的剩余寿命按下式计算:

式中RL——管道腐蚀寿命

C——校正系数，取0.85

SM——安全裕量

MAOP——管道许用压力

t——公称壁厚

GR——腐蚀速率

由于管道A 和管道B 内腐蚀速率分别为4.41 mm/a 和5.32 mm/a，考虑在腐蚀介质和输送工况没有大的变化的情况下，结合式(1)计算结果，建议在实施清管、加注缓蚀剂和杀菌剂等措施后，管道A 再评价时间不超过3 a。

6 结 论

(1)管内积液加速了CO2、O2以及微生物的协同腐蚀。

(2)确定了管道内腐蚀敏感区域为低洼处和上坡段。

(3)对所有开挖点最严重的内腐蚀缺陷进行剩余强度评价，管道A 和管道B 的ERF系数大于1，应立即修复，并且确定再评价时间为3 a。