倪志良 錢(qián)蘇 羅昊 薛雨

國家管網(wǎng)集團儲能技術(shù)有限公司江蘇儲氣庫分公司

 

摘要：為研究鹽穴儲氣庫集輸管線(xiàn)內腐蝕情況，分別采用干氣管道內腐蝕評估方法（DG-ICDA）和濕氣管道內腐蝕評估方法（WG-ICDA）對某鹽穴儲氣庫集輸管線(xiàn)進(jìn)行評價(jià)，預測儲氣庫管線(xiàn)的內腐蝕高風(fēng)險位置。并以此為基礎選擇7處高風(fēng)險位置進(jìn)行開(kāi)挖驗證，利用超聲波測厚技術(shù)進(jìn)行詳細檢查。結果表明：儲氣庫管線(xiàn)在注氣過(guò)程中和采氣過(guò)程中存在內腐蝕風(fēng)險，且內腐蝕風(fēng)險位置分布不同；7處詳細檢查的地方內腐蝕壁厚損失最大為5.32%，內腐蝕缺陷發(fā)展不顯著(zhù)；管線(xiàn)的剩余壽命為20年，最大再評估時(shí)間間隔為8年。

關(guān)鍵詞： 儲氣庫；集輸管線(xiàn)；內腐蝕評估；腐蝕預測

 

儲氣庫的作用是滿(mǎn)足下游用戶(hù)季節調峰需求，其管道不定期注氣或采氣。對于鹽穴儲氣庫而言，在注氣過(guò)程中管道內幾乎沒(méi)有水，而在采氣過(guò)程中，管道內包含從井下攜帶出的水等介質(zhì)[1-2]。因此，只采用干氣管道內腐蝕直接評估或濕氣管道內腐蝕直接評估來(lái)評價(jià)儲氣庫集輸管線(xiàn)內腐蝕風(fēng)險是不合理的。本文從時(shí)間和里程兩個(gè)維度對國內某已投產(chǎn)的鹽穴儲氣庫共15條集輸管線(xiàn)進(jìn)行內腐蝕直接評價(jià)，分別采用干氣管道內腐蝕評估方法和濕氣管道內腐蝕評估方法對注采時(shí)期的管線(xiàn)進(jìn)行評價(jià)，基于評估結果選擇7處高風(fēng)險位置進(jìn)行詳細開(kāi)挖檢查，并計算出管道的再評估周期。評估結果確定了儲氣庫所有管線(xiàn)的腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)，為儲氣庫管線(xiàn)的腐蝕預防提供可行的技術(shù)方案。

1  預評估

內腐蝕直接評估的預評價(jià)主要是收集管線(xiàn)的運行數據，再對獲得的數據進(jìn)行校核、整理、匯總、分析，判斷是否符合內腐蝕評估方法（ICDA）執行條件并對評價(jià)管段進(jìn)行分區，為后續管道腐蝕風(fēng)險評估提供數據基礎。

1.1  基礎數據收集

收集某鹽穴儲氣庫15條集輸支干線(xiàn)的基礎數據，以便后續進(jìn)行內腐蝕評估區間劃分。以某天然氣集輸支干線(xiàn)管道為例（表 1），運行壓力5.0 MPa～15.8 MPa，運行溫度為﹣5 ℃～60 ℃。管道的介質(zhì)流向為雙向，注氣過(guò)程是壓縮后的干天然氣從集注站流向各個(gè)氣井，日注氣量為 10×104 m³～340×104 m³（不定期注氣）；采氣過(guò)程是各個(gè)氣井采出的濕天然氣流向集注站，日采氣量為10×104 m³～370×104 m³（不定期采氣），基于實(shí)際排污情況進(jìn)行計算，采氣過(guò)程中的含水量為0.01方水/萬(wàn)方氣。

表 1 某天然氣集輸支干線(xiàn)管道的設計參數

1.2  評價(jià)區域劃分

基于儲氣庫的基本數據，內腐蝕評估（ICDA）區間的劃分主要從里程維度和時(shí)間維度兩個(gè)方面進(jìn)行。里程維度是基于管輸通徑的變化、沿線(xiàn)溫度、壓力變化等方面對該儲氣庫集輸管線(xiàn)進(jìn)行分區�？紤]到鹽穴儲氣庫管道注氣和采氣過(guò)程中存在管輸量和含水率的變化情況，需要進(jìn)行更為細致的時(shí)間分區，進(jìn)一步劃分為注氣階段和采氣階段。

以集輸管線(xiàn)為例，根據里程維度劃分為5個(gè)區間。從時(shí)間維度上來(lái)說(shuō)，考慮到管道存在采氣和注氣雙向流的情況，每個(gè)方向可作為單獨的一個(gè)評價(jià)區間。因此，將此條天然氣集輸管線(xiàn)劃分為10個(gè)ICDA區間，分別進(jìn)行評估。

2  間接評價(jià)

對注氣過(guò)程的目標管線(xiàn)采用NACE SP0206―2006推薦的DG-ICDA方法進(jìn)行評估，對采氣過(guò)程的目標管線(xiàn)采用NACE 0110―2010推薦的WG-ICDA方法進(jìn)行評估。相對于采氣和注氣時(shí)長(cháng)，目標管線(xiàn)停輸的持續時(shí)間較長(cháng)，因此本文也考慮了停輸期間管線(xiàn)的內腐蝕風(fēng)險。

2.1  目標管道實(shí)際傾角計算

根據NACE SP0206―2006公式，管道傾角θ通常是按照度數或弧度給出的，傾角的正弦值表示管道高程Δh 相對管道長(cháng)度Δι的變化[3]，按式（1）計算。用傾角的反正弦值來(lái)表示一定長(cháng)度管道的高程變化。

式中：Δh 為高程的變化量；Δι為距離變化。

所求的傾角單位為弧度，將其轉化為角度按式（2）計算：

對該集輸管線(xiàn)的10個(gè)管道進(jìn)行高程測試，測試的總長(cháng)度為6.414 km�；�于管線(xiàn)的高程測試數據，根據式（1）和式（2）計算求得管線(xiàn)實(shí)際坡度隨里程的變化（圖 1）。其中，管線(xiàn)穿越水域部分的相對高程用虛線(xiàn)表示。

圖 1 某天然氣集輸管線(xiàn)相對高程、坡度-里程圖

2.2  內腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)評估

（1）采氣過(guò)程。

以目標管段集輸管線(xiàn)為例，其采氣階段內腐蝕風(fēng)險點(diǎn)可以通過(guò)多相流模型和腐蝕速率模型的計算結果來(lái)確定。根據標準SP 0110―2010中提出的準則來(lái)判斷目標管段的內腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)。具體方法為采用多相流模型，計算識別目標管線(xiàn)沿里程的氣液兩相流型，依據流型劃分子區；計算目標管道沿里程的腐蝕速率和持液率；高風(fēng)險位置確認。其中壁厚損失和持液率均取每個(gè)子區間的所有數據來(lái)計算平均值。

本次評估在考慮采氣階段的主要采氣和停輸時(shí)間的基礎上，預測目標管段采氣和停輸階段腐蝕速率以及持液量沿里程變化。

根據判斷內腐蝕高風(fēng)險位置的兩個(gè)準則，同時(shí)滿(mǎn)足子區內壁厚損失大于平均值和持液率大于平均值的位置，即該子區內的內腐蝕風(fēng)險位置。得到了采氣和停輸階段目標管段的內腐蝕風(fēng)險位置（圖 2）。C井至集注站管線(xiàn)內腐蝕高風(fēng)險位置為13±25 m、144±25 m。

圖 2 C井至集注站管線(xiàn)內腐蝕高風(fēng)險位置

同理，通過(guò)此方式還可以得到此條天然氣集輸管線(xiàn)其他分區在采氣和停輸階段管段的內腐蝕風(fēng)險位置（圖 3）。A井至C井的內腐蝕高風(fēng)險位置為419±25 m和438±25 m；D井至C井的內腐蝕高風(fēng)險位置為0+25 m，31±25 m。而經(jīng)過(guò)綜合分析計算，B井至C井、E井至集注站不存在符合內腐蝕直接評估高風(fēng)險點(diǎn)判據的位置，該里程分區管段高風(fēng)險位置可以參考上一次的內腐蝕直接評估結果。

圖 3 集輸支干線(xiàn)管道內腐蝕高風(fēng)險位置

（2）注氣過(guò)程。

注氣過(guò)程為從集注站向井下輸送干氣，采用流動(dòng)模型來(lái)預測每個(gè)DG-ICDA區域最可能發(fā)生內腐蝕的位置。由DG-ICDA流動(dòng)模型確定臨界傾角。臨界傾角為層流條件下不出現攜液的最小角度值。管道實(shí)際傾角大于臨界傾角的位置則是可能出現積液的內腐蝕風(fēng)險位置。

根據管道實(shí)際傾角計算弗勞德常數F按式（3）計算：

式中：F為作用在流體單位面積上的重力與慣性應力的比率；ρι和ρg 分別為液體和氣體密度，kg·m-3；g 為重力，m·s-2；did 為管道內徑，m；Vg 為表觀(guān)氣體速度，m·s-1；θ為傾斜角，°。

根據理想氣體方程 PV=nRT，并引入一個(gè)修正系數，即壓縮因數 z，按式（4）可推導出管道內氣體密度：

式中：M為氣體的分子量；P為管道內壓力，Pa；R為理想氣體常數，8.314 J/K/mol；T為管道內溫度，K。

根據NACE SP 0206―2006推薦使用的經(jīng)驗公式（5）計算臨界角：

考慮到管線(xiàn)注氣階段的注氣和停輸時(shí)間段，利用流動(dòng)模型，分別分析主要注氣和停輸階段的臨界傾角，管道實(shí)際坡度大于臨界傾角的位置為可能積液的內腐蝕風(fēng)險位置。經(jīng)綜合分析，E井至集注站（注氣方向為從集注站附近三通至E井）的內腐蝕高風(fēng)險點(diǎn)（圖 4）。E井至集注站的內腐蝕高風(fēng)險位置：3±25 m，16±25 m，134±25 m，141±25 m，161±25 m。

圖 4 E井至集注站管線(xiàn)的內腐蝕高風(fēng)險位置

同理，通過(guò)此方式還可以得到此條天然氣集輸支干線(xiàn)其他分區在注氣和停輸階段管段的內腐蝕風(fēng)險位置（圖 5）。A井至C井的內腐蝕高風(fēng)險位置為507±25 m，511±25 m，513±25 m，524±25 m，685±25 m；B井至C井的內腐蝕高風(fēng)險位置為470±25 m，502±25 m，514±25 m；C井至集注站的內腐蝕高風(fēng)險位置為4±25 m，9±25 m，13±25 m，236±25 m，300±25 m，318±25 m；D井至C井的高風(fēng)險位置為499±25 m，677±25 m。

圖 5 集輸支干線(xiàn)管線(xiàn)內腐蝕高風(fēng)險位置

將內腐蝕高風(fēng)險評估模型運用于該鹽穴儲氣庫的15條集輸管線(xiàn)，即可獲得15條目標管線(xiàn)的內腐蝕高風(fēng)險位置，以便后續重點(diǎn)關(guān)注。

3  內腐蝕檢測

管線(xiàn)內腐蝕直接評估的詳細檢查為開(kāi)挖管道并利用射線(xiàn)、超聲波檢測和腐蝕監測等多種監檢測方法直接檢查管線(xiàn)的剩余壁厚，與預測結果進(jìn)行對比驗證�；�于評估要求和現場(chǎng)實(shí)際情況，共設置了7處開(kāi)挖位置。其中，集輸管線(xiàn)E井至集注站方向69 m開(kāi)挖點(diǎn)各環(huán)向的壁厚數據證實(shí)存在內腐蝕，且管道的頂部和底部位置都有分布，相對最大壁厚減薄率為5.32%，相對壁厚減薄最深為0.86 mm。結果表明該開(kāi)挖點(diǎn)存在內腐蝕風(fēng)險，和間接評價(jià)的高風(fēng)險點(diǎn)吻合。

對剩下6個(gè)開(kāi)挖點(diǎn)進(jìn)行開(kāi)挖和檢測，最終7個(gè)詳細檢查位置的最大壁厚減薄數據（表 2）。6處壁厚減薄不大于5%，僅有1處位置發(fā)現內腐蝕引起壁厚損失超過(guò)了5%，最大缺陷位于1號開(kāi)挖點(diǎn)，壁厚損失為5.32%。結果表明，內腐蝕缺陷發(fā)展不顯著(zhù)，驗證了預測結果的準確性。

表 2 每個(gè)詳細檢查位置的最大壁厚減薄

4  后評價(jià)

4.1  腐蝕發(fā)展趨勢預測和管道剩余強度計算

基于生產(chǎn)工藝參數、氣質(zhì)分析報告，利用Predict腐蝕預測模型計算各目標管線(xiàn)腐蝕發(fā)展趨勢[4]。根據ASME B31G準則，計算管道的失效壓力。由于儲氣庫管線(xiàn)具有周期性注采氣的特點(diǎn)，且停輸時(shí)間較長(cháng)，計算最大腐蝕減薄處的腐蝕發(fā)展速率考慮了管道主要的注、采氣及停輸的時(shí)間段。結合開(kāi)挖點(diǎn)檢測結果，計算管線(xiàn)的失效壓力（表 3）大于目標管線(xiàn)的最大設計壓力25 MPa，可認為管道的剩余強度沒(méi)有受到顯著(zhù)影響，所評價(jià)管道能夠允許的安全運行壓力仍為管道設計確定的最大允許運行壓力。

表 3 目標管線(xiàn)的腐蝕速率

4.2  管道剩余壽命計算

根據NACE Pipeline Corrosion Intergrity Management推薦做法，按式（6）、式（7）計算管道剩余壽命（RL）應取失效前時(shí)間（TF）和泄漏前時(shí)間（TL）[5]。

TF＝C×SM（t / GR）      （6）

TL＝（t－d）/ GR        （7）

式中：TF為失效前時(shí)間，a；TL為泄漏前時(shí)間，a；C為校準系數；SM為安全系數；t為公稱(chēng)壁厚，in；d為腐蝕深度，in；GR為腐蝕發(fā)展速率，in/a。

基于4.1小節得到的管道腐蝕發(fā)展速率和管道失效壓力，可以計算出各條管線(xiàn)在考慮間歇輸送的局部高風(fēng)險點(diǎn)腐蝕發(fā)展速率情況下的剩余壽命。結果表明，7條目標管線(xiàn)的剩余壽命均為20年。

4.3  再評估周期確定

基于A(yíng)SME B31.8S―2015的規定，由于儲氣庫管線(xiàn)運行壓力不超過(guò)30% 的最小屈服強度，最大再評估間隔時(shí)間為5至10年[6]。依據NACE SP 0110―2010標準的規定，再評估時(shí)間間隔不應超過(guò)剩余壽命的二分之一，即再評估時(shí)間間隔不應超過(guò)10年。按照GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規范》，直接評價(jià)的再評價(jià)周期宜根據風(fēng)險評價(jià)結論和直接評價(jià)結果綜合確定，最長(cháng)不應超過(guò)8年�；�于這三項規定，確定儲氣庫管線(xiàn)的最大再評估時(shí)間間隔應為8年。

5  結論

本文采用國際上通用的管道內腐蝕直接評估方法，基于某鹽穴儲氣庫15條集輸支干線(xiàn)的基礎數據，從里程和時(shí)間兩個(gè)維度劃分集輸管線(xiàn)的內腐蝕評估區間，對某鹽穴儲氣庫集輸管線(xiàn)內腐蝕狀況進(jìn)行了評價(jià)，得出以下結論：

（1）利用內腐蝕直接評估間接評價(jià)，可預測鹽穴儲氣庫集輸管線(xiàn)在注、采氣和停輸階段的內腐蝕高風(fēng)險位置。評估結果確定了注采過(guò)程中內腐蝕風(fēng)險位置的里程分布，為后續檢測需要重點(diǎn)關(guān)注的位置提供理論基礎。

（2）基于間接評價(jià)所確定的重點(diǎn)關(guān)注位置，選擇儲氣庫管線(xiàn)7處位置進(jìn)行開(kāi)挖并直接測量壁厚。結果表明：目前儲氣庫管線(xiàn)的缺陷在頂部和底部均有分布，最大壁厚損失為5.32%，其余6處壁厚減薄不大于5%，管線(xiàn)內腐蝕缺陷發(fā)展不顯著(zhù)。

（3）結合ASME B31.8S―2015、NACE SP0110―2010和GB32167―2015的規定進(jìn)行判斷，該儲氣庫管線(xiàn)的剩余強度暫未受到影響，剩余壽命為20年，再評估周期為8年。

綜上所述，利用內腐蝕直接評估方法，可以有效地預測和評估鹽穴儲氣庫集輸管線(xiàn)的內腐蝕風(fēng)險，為鹽穴儲氣庫集輸管線(xiàn)的完整性管理提供了科學(xué)依據。

 

參考文獻：

[1]屈丹安，楊春和，任松.金壇鹽穴地下儲氣庫地表沉降預測研究[J].巖石力學(xué)與工程學(xué)報，2010，29(S1)：2705-2711.

[2]呂超.某儲氣庫注采氣管道內腐蝕直接評估方法[J].油氣儲運，2018，37(12)：1430-1436.

[3]NACE International. NACE SP0206-2006 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology -for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas[S]. Houston: NACE International，2006.

[4]PILLAI A P. Direct Assessment Pipeline Integrity Management[C]. Corrosion 2011. Houston: NACE International, 2011: Paper No.11126.

[5]MOGHISSI O, SUN W, MENDEZ C, et al. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines[C]. CORROSION 2007. Houston: NACE International,2007: Paper No. 07169.

[6]The American Society of Mechanical Engineers. ASME B31.8S-2010 Managing System Integrity of Gas Pipelines[S]. New York: ASME, 2010.

作者簡(jiǎn)介：倪志良，1980年生，本科，工程師，現任江蘇儲氣庫分公司金壇作業(yè)區主任，主要從事鹽穴儲氣庫生產(chǎn)運行和管道完整性管理工作。聯(lián)系方式：13921024597，nizl01@pipechina.com.cn。