黃土塬區(qū)原油集輸管道腐蝕檢測及剩余壽命預(yù)測

劉沛華 季 偉 張海玲

(1.長慶油田分公司油氣工藝研究院 西安 710018)

(2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 西安 710018)

(3.長慶油田分公司第二采氣廠 西安 710018)

黃土塬區(qū)原油集輸管道腐蝕檢測及剩余壽命預(yù)測

劉沛華1,2季 偉3張海玲1,2

(1.長慶油田分公司油氣工藝研究院 西安 710018)

(2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 西安 710018)

(3.長慶油田分公司第二采氣廠 西安 710018)

為了識別壁厚減薄原因，掌握管道運(yùn)行狀態(tài)，以XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道為研究對象，繪制腐蝕開挖檢測專題圖，開展腐蝕產(chǎn)物特性、邊緣腐蝕狀態(tài)試驗研究，預(yù)測管道剩余壽命。結(jié)果表明：目標(biāo)管道以內(nèi)腐蝕為主，腐蝕點(diǎn)沿內(nèi)壁隨機(jī)分布，腐蝕速度級別為“重”，腐蝕程度級別為“嚴(yán)重”；腐蝕類型為Cl+O2+CO2+H2O環(huán)境下的垢下腐蝕，以溶解氧、CO2腐蝕為主，Cl－腐蝕為輔；腐蝕原因為介質(zhì)含水率較高，流速偏低，水中含有溶解氧和CO2，且Cl－含量過高；目標(biāo)管道最大剩余壽命為3．52年，平均剩余壽命為2～3年，F(xiàn)管段已達(dá)到剩余壽命極限需立即更換。

集輸管道 腐蝕速率 壁厚損失率 腐蝕產(chǎn)物特性 邊緣腐蝕狀態(tài) 剩余壽命預(yù)測

我國陸上油田集輸管網(wǎng)普遍采用金屬埋地管道,有利于保溫和預(yù)防人為破壞,但卻增加了管道檢測的難度[1]。以陜北黃土塬區(qū)為例,各類在役油氣管道30000多條,70000多公里,埋地集輸管網(wǎng)點(diǎn)多、線長、面廣、分布區(qū)域高度分散[2]。管道輸送介質(zhì)比較復(fù)雜,其中原油、水、伴生氣、礦物質(zhì)細(xì)屑等混合伴行[3]。與長輸管道和燃?xì)夤艿老啾?油田集輸管道普遍管徑偏小,一般不超過300mm,主力管道管徑為60mm、89mm和114mm,見表1[4]。通過對近年油區(qū)內(nèi)集輸管道泄漏隱患統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),94.72%為腐蝕穿孔,其中管道本體腐蝕占88.19%、彎頭焊縫腐蝕占6.53%,說明管道腐蝕沿管體走勢隨機(jī)分布,通過判斷焊縫位置預(yù)測泄漏點(diǎn)的概率變小,這一現(xiàn)狀要求埋地集輸管道必須開展全面腐蝕檢測。

表1 陸上油田主力集輸管道腐蝕檢測相關(guān)參數(shù)

隨著油田的深入開發(fā)和城鎮(zhèn)化進(jìn)程的推進(jìn),油區(qū)內(nèi)城鎮(zhèn)、鄉(xiāng)村的規(guī)模和人口持續(xù)增長,埋地集輸管道一旦發(fā)生事故社會影響較大[5]。因此通過腐蝕檢測,建立主力埋地集輸管道腐蝕數(shù)據(jù)庫,能夠有效預(yù)測在役集輸管道剩余壽命,使油田管網(wǎng)維護(hù)有據(jù)可依,及時排除潛在隱患,降低原油泄漏風(fēng)險,確保集輸管道安全可控運(yùn)行。

1 埋地集輸管道腐蝕檢測分析

1.1 檢測管道基本情況

通過對油田常用集輸管道統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn),鄂爾多斯盆地維護(hù)更換頻率最高的是φ114集輸管道,腐蝕穿孔頻次基本接近全油田平均值,因此筆者選擇XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道作為腐蝕檢測分析研究對象,該管道主要技術(shù)參數(shù)見表2。

表2 XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道的主要技術(shù)參數(shù)

1.2 腐蝕檢測開挖方案

XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道全程12.16km,XFZ轉(zhuǎn)油站出站壓力2.5MPa,WTL聯(lián)合站進(jìn)站壓力0.1MPa,全程穿越公路9次,最小埋深0.1m,最大埋深2.82m。管道總體走勢為:從XFZ轉(zhuǎn)油站開始先由北向南,經(jīng)過第3次穿越公路后,由東向西直至WTL聯(lián)合站,中途多次穿越溝壑和梁峁,地形比較復(fù)雜,是鄂爾多斯油區(qū)埋地集輸管道路由選擇的典型代表。本次腐蝕檢測根據(jù)目標(biāo)管道運(yùn)行的特性參數(shù)和相關(guān)歷史數(shù)據(jù),經(jīng)過篩選對比,最終將XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道劃分為6個檢測管段。全程地面檢測點(diǎn)位96個,檢測點(diǎn)位累計長度97.89m,平均每個檢測點(diǎn)位長度超過1.0m,見表3。

表3 XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道腐蝕開挖檢測基本數(shù)據(jù)

將6個檢測管段作為單獨(dú)的研究對象,分別統(tǒng)計地面檢測數(shù)據(jù),經(jīng)過分析梳理出了各目標(biāo)管段的腐蝕活性趨向,初步判斷出了最嚴(yán)重腐蝕點(diǎn)所在區(qū)域,最終確定A管段開挖檢測點(diǎn)位1個,B管段開挖檢測點(diǎn)位3個,C管段開挖檢測點(diǎn)位3個,D管段開挖檢測點(diǎn)位2個,E管段開挖檢測點(diǎn)位2個,F管段開挖檢測點(diǎn)位2個,共計開挖檢測點(diǎn)位13個。根據(jù)開挖點(diǎn)位位置、埋深和高程等參數(shù)繪制了XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道腐蝕開挖檢測點(diǎn)分布圖,如圖1所示。

圖1 XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道腐蝕開挖檢測點(diǎn)分布圖

1.3 腐蝕檢測結(jié)果分析

目標(biāo)管道腐蝕檢測路徑為:檢測人員沿管道軸向站立,從XFZ轉(zhuǎn)油站開始,逐步向WTL聯(lián)合站推進(jìn)。檢測管段每個開挖點(diǎn)位正上方標(biāo)記為0°,按照順時針方向,環(huán)向間隔45°為一個檢測點(diǎn),依次旋轉(zhuǎn)一周,檢測方位包括上(0°)、右(90°)、下(180°)、左(270°)、右上(45°)、右下(135°)、左下(225°)和左上(315°)八個方位。腐蝕檢測結(jié)果見表4。

通過對6個檢測管段,13個開挖點(diǎn)位,104個檢測點(diǎn)的壁厚進(jìn)行測試,確定了各個開挖點(diǎn)位腐蝕比較嚴(yán)重的方位,測算得到損失壁厚、腐蝕速率和壁厚損失率,確定了各開挖點(diǎn)位腐蝕速率級別和腐蝕程度級別。從表4可知,XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道腐蝕嚴(yán)重點(diǎn)位沿著管壁隨機(jī)分布;F管段腐蝕最嚴(yán)重,最大腐蝕速率為0.735mm/a,腐蝕速度級別為“重”,最大壁厚損失率為58.44%,腐蝕程度級別為“嚴(yán)重”;其他檢測管段腐蝕速率介于0.305～0.611之間,腐蝕速度級別為“中”,壁厚損失率介于25%～50%之間,腐蝕程度級別為“重”。目標(biāo)管道投運(yùn)年限不到4年,在整個開挖檢測過程中外壁基本完好,說明壁厚損失主要是由于內(nèi)壁減薄引起,主要原因可能與管道未做內(nèi)防腐有關(guān)。

表4 XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道腐蝕開挖檢測結(jié)果

2 埋地集輸管道內(nèi)壁減薄原因分析

2.1 F管段厚度試驗分析

為了分析XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道內(nèi)壁減薄原因,以腐蝕最嚴(yán)重的F管段為試驗對象,截取783mm管段作為試驗樣品。首先開展樣品管段試驗預(yù)處理,準(zhǔn)確、全面分析輸油管道厚度變化分布情況,為后續(xù)試驗做準(zhǔn)備,將樣品管段切割為4段,得到5個切割截面,分別進(jìn)行編號。以管道埋地位置為基準(zhǔn),正上方為0°,按照順時針依次旋轉(zhuǎn),間隔為90°,標(biāo)記為上(0°)、右(90°)、下(180°)、左(270°)四個方位,分別測量5個切割截面的壁厚和外徑,如圖2(a)所示。結(jié)果顯示每個切割截面在180°方位壁厚減薄普遍較大,明顯小于公稱尺寸4.5mm,其中截面②減薄尺寸最大。

圖2 樣品管道內(nèi)壁厚度變化測定方案

選擇切割截面②作為進(jìn)一步試驗對象,加密檢測方位,間隔30°,標(biāo)定12個方位,測量壁厚和外徑,如圖2(b)所示。測量結(jié)果分析可知,樣品管道截面②在180°附近,弧長約為25mm,壁厚減薄嚴(yán)重,最小壁厚僅有1.79mm,位于管道底部,見表5。

表5 樣品管道截面②壁厚測量結(jié)果

2.2 內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物特性分析

識別集輸管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物的元素組成,能夠有效判斷內(nèi)腐蝕類型,確定腐蝕原因[6]。選擇截面②壁厚減薄嚴(yán)重部位(180°方位,壁厚1.79mm),截取25mm弧長樣品,編號a-a。觀察管道內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物特征,選擇具有代表性的產(chǎn)物進(jìn)行取樣,送入快速進(jìn)樣室,開啟X射線能譜儀進(jìn)行分析,能譜圖如圖3所示。

通過對a-a樣品腐蝕產(chǎn)物進(jìn)行篩選,確定了兩種樣品。X射線能譜表明:腐蝕產(chǎn)物中不含Si元素,Fe元素占50%左右,氧元素占40%左右,樣品1含有微量S元素,最大的特點(diǎn)是兩種樣品含有少量氯元素和大量C元素,C元素的最大含量達(dá)到55.4%。說明XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道內(nèi)壁存在二氧化碳(CO2)腐蝕。能譜分析結(jié)果見表6。

圖3 a-a內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物X射線能譜圖

表6 a-a內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物元素組成X射線能譜分析結(jié)果

2.3 內(nèi)壁邊緣腐蝕狀態(tài)分析

a-a內(nèi)壁邊緣腐蝕情況分析過程包括:第一步對a-a內(nèi)壁邊緣硝酸酒精侵蝕處理,分析原始表面腐蝕情況,掌握特征圖譜的元素構(gòu)成;第二步對a-a內(nèi)壁侵蝕表面拋光處理,分析腐蝕產(chǎn)物與金屬基體分界面情況,掌握管道基體特征圖譜的元素構(gòu)成,電子能譜如圖4所示。

圖4 a-a內(nèi)壁邊緣腐蝕狀態(tài)X射線能譜圖

圖4(a)為a-a內(nèi)壁邊緣原始表面能譜圖,測試表明:a-a內(nèi)壁邊緣原始表面中O元素低于30%、Fe元素超過60%,最大特點(diǎn)是圖譜顯示都含有Cl元素。圖4(b)為a-a內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物與金屬基體界面能譜圖,測試表明:a-a內(nèi)壁邊緣腐蝕產(chǎn)物與金屬基體分界面中O元素含量有所下降,Fe元素含量有所上升,Cl元素含量明顯上升,最高達(dá)16.99%,說明XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道內(nèi)壁存在Cl元素腐蝕,結(jié)果見表7。

表7 a-a內(nèi)壁邊緣腐蝕狀態(tài)X射線能譜分析結(jié)果

2.4 內(nèi)壁減薄腐蝕原因分析

1)腐蝕類型:通過XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道的輸送介質(zhì)特性、管壁腐蝕形態(tài)、腐蝕產(chǎn)物性質(zhì)等試驗分析可知,輸送介質(zhì)中存在和H+,同時含有少量溶解氧(O2)。因此,XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道內(nèi)壁腐蝕類型為Cl+O2+CO2+H2O環(huán)境下的垢下腐蝕,以溶解氧(O2)、二氧化碳(CO2)腐蝕為主,氯離子(Cl－)腐蝕為輔。

2)腐蝕機(jī)理:在Cl+O2+CO2+H2O電化學(xué)腐蝕環(huán)境下,Cl－的主要作用是阻止集輸管道金屬表面形成具有保護(hù)性的鈍化膜,使溶解氧(O2)腐蝕不斷發(fā)生并逐漸加劇[7]。CO2的主要作用是溶解后形成H2CO3,釋放出氫離子(H+),氫離子(H+)的強(qiáng)去極化性促使陽極加速溶解,導(dǎo)致金屬管道內(nèi)壁鐵(Fe)腐蝕[8]。

腐蝕速率與溫度成正比,與流速成反比,當(dāng)原油溫度上升時,CaCl2溶解度增大,氯離子(Cl－)濃度增大導(dǎo)致腐蝕加劇;當(dāng)介質(zhì)流速較低時形成垢下腐蝕,導(dǎo)致集輸管道壁厚局部變薄穿孔[9]。

3)腐蝕原因:綜上所述,XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道內(nèi)壁腐蝕減薄的主要原因有輸送介質(zhì)含水率較高(55%),含有少量CO2(179mg/L),含有微量溶解氧,含有大量Cl－(4963mg/L),介質(zhì)流速偏低(0.22m/s),共同作用形成Cl+O2+CO2+H2O電化學(xué)環(huán)境下的垢下腐蝕,同時集輸管道未做內(nèi)防腐,導(dǎo)致腐蝕速率加劇,投運(yùn)不到4年沿程管道壁厚普遍損失較大,腐蝕程度級別達(dá)到“重”級。

3 埋地集輸管道剩余壽命預(yù)測

埋地集輸管道剩余壽命是指在役管道從某一個時間點(diǎn)安全運(yùn)行達(dá)到“腐蝕很嚴(yán)重”級別,需要立即更換時的運(yùn)行年限[10]。剩余壽命預(yù)測值與管道運(yùn)行的壓力、外徑、管材屈服強(qiáng)度、設(shè)計系數(shù)、焊接系數(shù)及剩余壁厚值、腐蝕速率息息相關(guān),計算方法見式(1)[11]。

式中:

η ——剩余壽命,a;

Tm——最小剩余壁厚,mm;

Tmin——最小安全壁厚,mm;

v ——腐蝕速率,mm/a。

在管道腐蝕安全評價中明確指出管道“腐蝕很嚴(yán)重”,需要立即更換的依據(jù)是最小剩余壁厚不足20%原始壁厚或者最小壁厚不足2mm[12]。筆者通過計算XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道的最小安全壁厚為0.93mm,遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于2mm,考慮到目標(biāo)管道的管徑偏小,壁厚僅為4.5mm,最終選擇最小安全壁厚為2mm,通過式(1)計算6個檢測管段的剩余壽命見表8。

通過表8可知:F管段已達(dá)到剩余壽命極限,超限運(yùn)行0.29a,建議立即更換,并選擇具有內(nèi)防腐處理的鋼制管材;B管段、C管段和E管段剩余壽命分別為2.19a、2.77a和2.42a,建議對管道內(nèi)防腐處理,并在2a內(nèi)完成維護(hù)更換;A管段和D管段剩余壽命分別為3.52a和3.10a,建議繼續(xù)使用,但由于管道腐蝕程度達(dá)到“重”級別,需加強(qiáng)監(jiān)測并編制維護(hù)計劃。

表8 XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道剩余壽命預(yù)測

4 結(jié)論

1) XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道開挖檢測過程中腐蝕嚴(yán)重點(diǎn)位沿著管壁隨機(jī)分布,外壁基本完好,壁厚損失由內(nèi)壁減薄引起;F管段腐蝕最嚴(yán)重,最大腐蝕速率為0.735mm/a,腐蝕速度級別為“重”,最大壁厚損失率為58.44%,腐蝕程度級別為“嚴(yán)重”。

2) XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道內(nèi)壁腐蝕類型為Cl+O2+CO2+H2O環(huán)境下的垢下腐蝕,以溶解氧(O2)腐蝕為主,氯離子(Cl－)、二氧化碳(CO2)腐蝕為輔;內(nèi)壁腐蝕減薄原因為輸送介質(zhì)含水率較高(55%),含有少量CO2(179mg/L),含有微量溶解氧,含有大量Cl－(4963mg/L)且流速偏低(0.22m/s)。

3) XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道最大剩余壽命為3.52a,其中F管段已達(dá)到剩余壽命極限,超限運(yùn)行0.29a,建議立即更換;B管段、C管段和E管段剩余壽命分別為2.19a、2.77a和2.42a,建議對管道內(nèi)防腐處理,并在2a內(nèi)完成維護(hù)更換;A管段和D管段剩余壽命在3a以上,建議繼續(xù)使用。

通過上述分析結(jié)果可知:XFZ轉(zhuǎn)油站至WTL聯(lián)合站埋地集輸管道以內(nèi)腐蝕為主,由于流速偏低,管體腐蝕為垢下腐蝕,腐蝕點(diǎn)位沿管壁隨機(jī)分布。輸送介質(zhì)中含有CaCl2和CO2,輸送系統(tǒng)不能完全密封性,必然存在溶解氧(O2)、氯離子(Cl－)和二氧化碳(CO2)腐蝕。集輸管道剩余壽命預(yù)測顯示,管道總壽命遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計壽命15a,最長為7.1a,最短僅為3.29a,導(dǎo)致壽命銳減的主要原因是忽視了氯離子(Cl－)和二氧化碳(CO2)的內(nèi)腐蝕,設(shè)計時管道內(nèi)壁未采取內(nèi)防腐處理。建議后續(xù)新建和更換的埋地集輸管道采取HCC內(nèi)防腐涂層等防腐處理,減緩管道內(nèi)壁腐蝕速率和壁厚損失率。

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Study on the Corrosion Detection and Residual Life Prediction of Oil Gathering and Transportation Pipelines in the Loess Plateau

Liu Peihua1,2Ji Wei3Zhang Hailing1,2
(1. Research Institute of Oil and Gas Technology of Changqing Oil fi eld Company Xi’an 710018)
(2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-permeability Oil and Gas Field Xi’an 710018)
(3. Gas Production Plant No.2 of Changqing Oil fi eld Company Xi’an 710018)

In order to identify the causes of internal wall thickness loss and grasp the running state of pipelines, aiming at the oil gathering and transportation pipeline buried in the ground from Xueyi transfer station to Wusan joint station, the map of corrosion detection with excavation was made, the characters of corrosion products and state of edge corrosion were studied, the residual life of oil pipeline was predicted. The results showed that: for this research object, the corrosion points were randomly distributed along the internal wall of pipeline, the level of corrosion rate was the “heavy”, and the level of corrosion degree was the “severe”; the corrosion types were underdeposit corrosion in the Cl+O2+CO2+H2O environment, dissolved oxygen(O2) and carbon dioxide(CO2) corrosion were mainly, and chloride ion (Cl-) corrosion was secondary; the corrosion causes were higher water content ratios, lower fl ow velocity, small amount of dissolved oxygen and carbon dioxide, and higher chloride ion contents of medium in oil pipeline; the maximum remaining life prediction was 3.52 years, the average was 2～3 years; and the test sample pipeline No.F, which had reached the limit of remaining life, should be replaced immediately.

Oil gathering and transportation pipelines Corrosion rate Thickness loss rate Characters of corrosion products State of edge corrosion Residual life prediction

X924

B

1673-257X(2017)11-0032-06

10.3969/j.issn.1673-257X.2017.11.009

劉沛華（1985～)，男，碩士，工程師，技術(shù)主管，從事油氣田安全環(huán)保技術(shù)、火災(zāi)防控技術(shù)和管道儲運(yùn)風(fēng)險控制技術(shù)等研究工作。

劉沛華，E-mail： lpeih_cq@petrochina．com．cn。

2017-03-20）