基于关键部件的集输气设施工况适应性评价

汪洋

中国石油西南油气田分公司川东北气矿（四川达州 635000）

在气田开发生产过程中，因为生产的需要或特殊的情况，经常会进行地面集输气系统工况调整。在气井产量、压力等工况变化后，尤其是产量大幅提升后，随着流速的增加，必定会导致冲蚀、应力的加大，对生产设施造成不同程度的腐蚀和损害[1-2]。可能造成管道穿孔、阀门泄漏、装置零件断裂[3]、连接部件螺栓松动、测量仪器精度变差、元器件不能工作等情况，甚至导致材料开裂并引发恶性事故[4]。其安全风险如何，生产是否平稳可控是需要重点关注的问题[5]。因此有必要对整个地面集输气系统的工况适应性进行分析评价[6]，采取相应措施，确保安全[7]。进行评估和寿命预测，对保障集输气系统的安全平稳生产是非常重要的，对井站风险管控、高效开发具有重要的意义[8-9]。

1 H9井概况

H9 井为某气田飞仙关气藏的一口生产井，产气量约10×104m3/d，输压6.2 MPa 左右，H2S 含量73 g/m3，产气输送到H1井集气站后再外输至下游。之前受下游集输气系统处理能力、H2S 承受能力的制约，产能未能充分发挥。为了完成生产任务，充分释放气井产能，增强天然气保供能力，H9 井产量从10×104m3/d大幅提升至30×104m3/d，导致下游集输气系统工况发生了较大变化。特别是在弯头区域和天然气流动方向上变化的区域，对关键部位或阀门等造成重要影响，最终可能导致安全风险增大。因此，H9井产气量提高后，需要开展该井地面集输气系统的工况适应性评价，对保障集输气系统安全平稳生产十分必要，也为风险防控提供技术指导和依据[10]。

2 技术路线

对设备装置、管道完整性管理、安全隐患进行准确分析检测，为生产运维管理提供直接可靠的依据，可以降低故障、事故发生频率[11]。由于分离器、水套炉等工艺装置检测评价技术相对成熟，安全系数较高，经过复核处理能力也满足工况变化后生产需要。本次重点对管道弯头、阀门及密封等关键易损部位进行检测评价。

评价采用的主要技术思路：①根据历史生产数据，包括设计、工程建设资料，以动力学、流体力学、有限元、疲劳腐蚀等理论为基础[12]，围绕重点设施、管道部件疲劳寿命与健康管理等关键技术问题，分析流体腐蚀碰撞磨损损伤、力学行为，以及工况诱发产生的脉冲等复杂附加载荷作用[13]。②结合现场检测实际结果，应用计算机模拟技术，进行减薄量对比，分析硫化氢腐蚀速率和腐蚀量的变化趋势[14]，以及闸阀刺漏和密封性失效等问题。③根据以上得到的腐蚀量、壁厚减薄量、安全系数、密封性等参数进行综合评价[15]。评价分为3个等级：一级为低风险，可以正常使用；二级为中风险，需要加强监控使用；三级为高风险，不能继续使用，需要立即采取措施。④最后根据评价结果提出生产运维与管理的意见和建议[16]。

3 评价现场应用情况

3.1 管道评价

3.1.1 流场分析

根据管道材质、型号、类型、工作参数建立速度、压力流场云图，下面以H9井来气进H1井站后第一处DN100弯管GD1为例说明评价过程，分别如图1、图2、图3所示。

图1 GD1现场图

图2 天然气速度分布云图（红色区域最大39 m/s）

图3 天然气压力分布云图（红色区域最大6.48 MPa）

3.1.2 腐蚀预测计算结果

根据管道材质、型号、类型、工作参数、流场及腐蚀预测模型得到腐蚀预测结果。最大腐蚀速率为0.023 7 mm/a，最大累积减薄量为0.065 8 mm，为轻度腐蚀。

3.1.3 刚强度分析

根据管道材质、型号、类型、工作参数、流场图、腐蚀预测结果得到管道刚强度分析图及应力分布结果，如图4、图5所示。

图4 弯管综合应力分布

图5 管道变形情况示意图

计算得到综合应力的最大值为126.1 MPa，位于弯头的内侧。应力的分布通过颜色变化来表示，红色表示应力最大的位置。评价表明目前GD1 是安全的，建议对该部位加强监控。

经分析计算，管道红色位置的最大变形量为0.325 2 mm，属微变形，对工艺安全无影响。计算GD1 管道刚强度安全系数，其最大综合应力为126.1 MPa，最小安全系数为1.983，工艺及运行评价结论为安全。

3.1.4 评价结果

GD1 评价结果表明，管线腐蚀速率为0.023 7 mm/a，为轻度腐蚀。刚强度安全系数为二级风险中值，说明目前安全，可以监控使用。

从图1～图5 可以看出，天然气在进入管道后沿管道外壁速度较快，分析主要是受地下弯头影响导致流向变化造成的。而在靠近管道后端，因为有阀门、法兰等阻力件存在，导致流速有所下降，对应压力有所升高。管道变形情况也印证了这点。

由于管道弯头壁厚选取的腐蚀余量为3 mm，根据现有腐蚀速率计算，能够长期使用，且可以满足目前安全生产的需要。

3.2 闸阀冲蚀、腐蚀、刚强度、密封性分析及评价

天然气输送过程中，天然气内的H2S 等腐蚀介质将对阀门内流道产生腐蚀，天然气在管道设施内流通过程中由于流道形状变化、流动方向的变化也将对阀门内流道产生冲蚀。而腐蚀和冲蚀将使壁厚减薄，安全风险增加。本次重点关注H2S 对阀门内流道的腐蚀，天然气流动过程中对阀门内流道的冲蚀。以H1井站DN100平板阀ZF1为例进行介绍，如图6所示。

图6 H1井站平板阀ZF1现场图

3.2.1 冲蚀计算结果

根据流场分析结果，利用开发的冲蚀量计算程序，计算流道最大冲蚀量随开采年限的变化情况。计算结果表明，年度最大冲蚀深度为0.121 mm/a，累积最大冲蚀深度为1.475 mm。

3.2.2 腐蚀计算结果

流体的腐蚀与流体中腐蚀气体的浓度、温度、压力、流体流动速度等密切相关，利用流场分析结果，结合构建的腐蚀预测模型，预测年度最大腐蚀深度为0.114 mm/a，累积最大腐蚀深度为1.395 mm。

3.2.3 壁厚减薄预测

综合考虑流体对壁面的冲蚀、腐蚀，开展壁厚最大减薄量预测。年度最大壁厚减薄量为0.235 mm/a，累积最大壁厚减薄量为2.869 mm。

3.2.4 刚强度分析

场站关键工艺部件，其可靠性决定了场站生产的安全。利用有限元分析技术，分析在腐蚀环境下，不同开发参数时闸板阀应力、变形及其分布。以输压和产量为边界条件，计算流体对阀门的内流道压力，根据冲蚀模型和腐蚀模型计算工作年度的壁厚减薄情况。利用建立的模型进行求解后，获得计算年度阀门的刚强度。

气井开发生产过程中，由于H2S 对阀门内流道腐蚀，天然气对阀门的冲蚀结果导致壁厚减薄，在阀门分析装配模型中，将根据预测的壁厚进行闸板阀分析装配模型的建立。将该年度的生产参数作为载荷进行计算，获得该年度的刚强度分析结果。

以阀门在2022 年的生产参数为边界条件，利用流场分析获得流道内的压力，其余的载荷条件不发生改变。考虑H2S 的腐蚀和冲蚀导致的壁面减薄，2022 年闸阀的刚强度分析结果如图7、图8所示。

图7 阀门的综合应力分布图

图8 阀门在通过管道中心的Z-X面的变形分布

阀门的最大综合应力为208.7 MPa，位于阀体，目前安全，建议对该部位加强监控。阀门的最大变形红色位置为0.024 35 mm，位于阀门阀板上，属微变形，对工艺安全无影响。

3.2.5 刚强度安全系数

根据受力特点，结合流体的冲蚀和H2S腐蚀使其强度降低。利用有限元分析方法，计算其集中应力变化规律。闸板阀所使用的材料为耐腐蚀合金结构钢，有很高的静力强度、冲击韧性及较高的疲劳极限。其力学性能指标为：抗拉强度≥985 MPa，屈服强度≥835 MPa，条件屈服强度≥440 MPa。综合考虑阀门在工作过程中因含有H2S等腐蚀性介质的腐蚀，阀门应力最大的区域位于闸阀的阀体上。计算闸阀的最大综合应力212.93 MPa，最大变形为0.025 mm，最小刚强度安全系数为1.17，工艺和运行评价结论为安全。

3.2.6 密封寿命预测

由于密封处在集输气系统复杂生产环境中，密封的材料均为耐冲刷、耐腐蚀的材料。在恶劣的工作环境和长期使用后，密封老化，功能逐渐下降，甚至发生失效，产生泄漏。对于含H2S 天然气管线上的阀门开展密封失效的机理分析，进行密封系统安全性及寿命预测，预判密封失效的时间，对安全生产具有非常重要的意义。

阀门密封性能是阀门最重要的指标之一。阀门密封损伤主要的形式有气蚀、冲蚀、磨损、腐蚀、冲击等。各种因素之间会相互影响，相互促进[17]。

阀门气蚀发生在压差较大的工况中，工作介质流过阀芯与阀底的节流面处流速增大，压力迅速降低形成气泡。当介质里的气泡由于压力恢复爆裂后，会造成局部冲击，导致密封表面产生点蚀和腐蚀。

在气井开采过程中，在管道内流动的流体是气、液、固体颗粒物的混合物。在流动过程中，固体颗粒冲刷会对阀门密封产生强烈的冲蚀效应，导致密封受损。通过气体颗粒两相流动分析，了解气体及颗粒在阀内的流动及其冲蚀特性，通过改变阀门开度、颗粒直径和颗粒质量流量可减少冲蚀对密封的影响。

在阀门启闭过程中，密封面会受到磨损。密封磨损量受各种因素影响，阀门密封的冲击与磨损是阀门长期运行下常见的密封失效形式。

在进行密封剩余寿命预测过程中，综合考虑如下因素：装置内流道流体的压力、产量，气体中H2S、CO2的含量、温度，装配过程中密封圈受力的均匀性，密封件的维护。

通过开展密封工作过程中的受力、性能劣化、腐蚀、冲蚀、寿命预测等分析，结合密封的极端破坏实验，对金属密封、橡胶密封进行寿命预测。

对阀门的密封进行寿命预测，预测的参数为25 ℃，H2S 含量73 g/m3，设定安装过程为规范安装，生产过程中严格按照技术要求进行保养。模拟计算获得密封寿命与压力、产量和H2S 含量的关系。密封性评价结论：当前密封有效。

根据实际生产参数预测密封寿命。在运维保养中，严格按照操作规程定量、定频次注脂保养的情况下，边界条件设置为1。根据计算结果分析，在2024年8月前，密封处于安全状态；2024年8月是临界安全区，以后需要及时维修更换阀门或密封。

3.2.7 ZF1评价结果

ZF1评价结果表明：壁厚减薄2.869 mm、刚强度安全系数1.17，密封有效，可以正常生产。整个阀门评价为二级风险，目前安全，可以加强监控继续使用。

3.3 超声波检测

为进一步检测关键部件的缺陷，同时采用超声波进行了测厚。测厚时，当管壁厚度变化均匀时，可直接进行厚度测量；当壁厚变化不均匀时，采用超声C扫描仪扫描测量。管道壁厚检测主要检测管道截面各个时钟位置的厚度，发现严重缺陷时，采用超声C扫描定量检测该缺陷。

3.3.1 测厚

采用超声相控阵对重点关注的11 段管道进行测厚。为避免检测误差，进行了两次检测。两次检测数据结果基本一致，说明检测数据真实可靠。检测发现集输系统下游金山站阀室内DN250 管道（GD10、GD11）存在腐蚀和异常点。对存在腐蚀的点附近进行超声C 扫描，检测范围内最大剩余壁厚为12 mm，最小剩余壁厚为10.4 mm，最大最小剩余壁厚差值为1.6 mm。

3.3.2 C扫描

利用超声相控阵对重点关注的5个闸阀进行超声C扫描。结果表明，通过两次的现场检测，所检测的5个闸阀中，ZF1（H1井站G30平板阀）存在腐蚀，腐蚀部位在气流方向右侧上腔体（自编号C1）处，具体腐蚀部位和程度如图9所示。

图9 闸阀检测图

经检测阀体最大剩余壁厚为21 mm，最小剩余壁厚为17.8 mm，最大最小剩余壁厚差值为3.2 mm，建议监控使用。

3.4 检测评价结果

H9 井地面集输气系统工况适应性检测评价结果汇总显示，对关键部位重点分析检测的11 段管道、5个闸阀进行综合适应性评价后，发现以上设施均为二级风险，需要加强监控，目前可继续使用。

4 结论及建议

通过检测和适应性评价结果汇总可以看出，在30×104m3/d 的产量工况下，H9 井地面集输气系统是适应的，工艺设施和生产运行都是安全的。实际上，H9 井大幅提产后，整个集输系统已安全运行近1 年，目前生产正常平稳，表明评价结果是可靠的，采用的评价技术是可行的。本次对H9井地面集输气系统进行的工况适应性评价，主要建立在重点关键部件检测评价基础上，为今后开展类似工作提供了参考，可以进一步推广应用。

根据评价结果，提出生产管理建议如下：

1）构建完善的井站安全生产监管机制，建立完善的设备信息，定期对场站运行情况进行巡查。一旦发现风险隐患，要立即进行处理。加强设备设施维护，升级改造老旧落后装置。

2）持续做好生产运行动态监测。加强对生产各环节的压力、气量、温度、硫化氢含量等参数的动态监测和分析，加强上下游生产各环节的沟通与联系，及时采取有效措施，确保生产系统运行正常。

3）进一步完善场站完整性管理方案，制定场站管道装置设施的完整性监督检测制度，开展安全性评估。构建监检测大数据平台，掌握工艺及运行的变化规律和趋势。提高风险辨识和防控水平，确保安全生产。