倪志良 錢蘇 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內(nèi)腐蝕情況，分別采用干氣管道內(nèi)腐蝕評估方法（DG-ICDA）和濕氣管道內(nèi)腐蝕評估方法（WG-ICDA）對某鹽穴儲氣庫集輸管線進(jìn)行評價，預(yù)測儲氣庫管線的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置。并以此為基礎(chǔ)選擇7處高風(fēng)險位置進(jìn)行開挖驗證，利用超聲波測厚技術(shù)進(jìn)行詳細(xì)檢查。結(jié)果表明：儲氣庫管線在注氣過程中和采氣過程中存在內(nèi)腐蝕風(fēng)險，且內(nèi)腐蝕風(fēng)險位置分布不同；7處詳細(xì)檢查的地方內(nèi)腐蝕壁厚損失最大為5.32%，內(nèi)腐蝕缺陷發(fā)展不顯著；管線的剩余壽命為20年，最大再評估時間間隔為8年。

關(guān)鍵詞： 儲氣庫；集輸管線；內(nèi)腐蝕評估；腐蝕預(yù)測

 

儲氣庫的作用是滿足下游用戶季節(jié)調(diào)峰需求，其管道不定期注氣或采氣。對于鹽穴儲氣庫而言，在注氣過程中管道內(nèi)幾乎沒有水，而在采氣過程中，管道內(nèi)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(nèi)腐蝕直接評估或濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評估來評價儲氣庫集輸管線內(nèi)腐蝕風(fēng)險是不合理的。本文從時間和里程兩個維度對國內(nèi)某已投產(chǎn)的鹽穴儲氣庫共15條集輸管線進(jìn)行內(nèi)腐蝕直接評價，分別采用干氣管道內(nèi)腐蝕評估方法和濕氣管道內(nèi)腐蝕評估方法對注采時期的管線進(jìn)行評價，基于評估結(jié)果選擇7處高風(fēng)險位置進(jìn)行詳細(xì)開挖檢查，并計算出管道的再評估周期。評估結(jié)果確定了儲氣庫所有管線的腐蝕高風(fēng)險點，為儲氣庫管線的腐蝕預(yù)防提供可行的技術(shù)方案。

1  預(yù)評估

內(nèi)腐蝕直接評估的預(yù)評價主要是收集管線的運行數(shù)據(jù)，再對獲得的數(shù)據(jù)進(jìn)行校核、整理、匯總、分析，判斷是否符合內(nèi)腐蝕評估方法（ICDA）執(zhí)行條件并對評價管段進(jìn)行分區(qū)，為后續(xù)管道腐蝕風(fēng)險評估提供數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。

1.1  基礎(chǔ)數(shù)據(jù)收集

收集某鹽穴儲氣庫15條集輸支干線的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，以便后續(xù)進(jìn)行內(nèi)腐蝕評估區(qū)間劃分。以某天然氣集輸支干線管道為例（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，注氣過程是壓縮后的干天然氣從集注站流向各個氣井，日注氣量為 10×104 m³～340×104 m³（不定期注氣）；采氣過程是各個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），基于實際排污情況進(jìn)行計算，采氣過程中的含水量為0.01方水/萬方氣。

表 1 某天然氣集輸支干線管道的設(shè)計參數(shù)

1.2  評價區(qū)域劃分

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

以集輸管線為例，根據(jù)里程維度劃分為5個區(qū)間。從時間維度上來說，考慮到管道存在采氣和注氣雙向流的情況，每個方向可作為單獨的一個評價區(qū)間。因此，將此條天然氣集輸管線劃分為10個ICDA區(qū)間，分別進(jìn)行評估。

2  間接評價

對注氣過程的目標(biāo)管線采用NACE SP0206―2006推薦的DG-ICDA方法進(jìn)行評估，對采氣過程的目標(biāo)管線采用NACE 0110―2010推薦的WG-ICDA方法進(jìn)行評估。相對于采氣和注氣時長，目標(biāo)管線停輸?shù)某掷m(xù)時間較長，因此本文也考慮了停輸期間管線的內(nèi)腐蝕風(fēng)險。

2.1  目標(biāo)管道實際傾角計算

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

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(zhuǎn)化為角度按式（2）計算：

對該集輸管線的10個管道進(jìn)行高程測試，測試的總長度為6.414 km�；�于管線的高程測試數(shù)據(jù)，根據(jù)式（1）和式（2）計算求得管線實際坡度隨里程的變化（圖 1）。其中，管線穿越水域部分的相對高程用虛線表示。

圖 1 某天然氣集輸管線相對高程、坡度-里程圖

2.2  內(nèi)腐蝕高風(fēng)險點評估

（1）采氣過程。

以目標(biāo)管段集輸管線為例，其采氣階段內(nèi)腐蝕風(fēng)險點可以通過多相流模型和腐蝕速率模型的計算結(jié)果來確定。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SP 0110―2010中提出的準(zhǔn)則來判斷目標(biāo)管段的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險點。具體方法為采用多相流模型，計算識別目標(biāo)管線沿里程的氣液兩相流型，依據(jù)流型劃分子區(qū)；計算目標(biāo)管道沿里程的腐蝕速率和持液率；高風(fēng)險位置確認(rèn)。其中壁厚損失和持液率均取每個子區(qū)間的所有數(shù)據(jù)來計算平均值。

本次評估在考慮采氣階段的主要采氣和停輸時間的基礎(chǔ)上，預(yù)測目標(biāo)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(jù)判斷內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置的兩個準(zhǔn)則，同時滿足子區(qū)內(nèi)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(qū)內(nèi)的內(nèi)腐蝕風(fēng)險位置。得到了采氣和停輸階段目標(biāo)管段的內(nèi)腐蝕風(fēng)險位置（圖 2）。C井至集注站管線內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置為13±25 m、144±25 m。

圖 2 C井至集注站管線內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置

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

圖 3 集輸支干線管道內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置

（2）注氣過程。

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

根據(jù)管道實際傾角計算弗勞德常數(shù)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(yīng)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(nèi)徑，m；Vg 為表觀氣體速度，m·s-1；θ為傾斜角，°。

根據(jù)理想氣體方程 PV=nRT，并引入一個修正系數(shù)，即壓縮因數(shù) z，按式（4）可推導(dǎo)出管道內(nèi)氣體密度：

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

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

考慮到管線注氣階段的注氣和停輸時間段，利用流動模型，分別分析主要注氣和停輸階段的臨界傾角，管道實際坡度大于臨界傾角的位置為可能積液的內(nèi)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(nèi)腐蝕高風(fēng)險點（圖 4）。E井至集注站的內(nèi)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井至集注站管線的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置

同理，通過此方式還可以得到此條天然氣集輸支干線其他分區(qū)在注氣和停輸階段管段的內(nèi)腐蝕風(fēng)險位置（圖 5）。A井至C井的內(nèi)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(nèi)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(nèi)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 集輸支干線管線內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置

將內(nèi)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，即可獲得15條目標(biāo)管線的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險位置，以便后續(xù)重點關(guān)注。

3  內(nèi)腐蝕檢測

管線內(nèi)腐蝕直接評估的詳細(xì)檢查為開挖管道并利用射線、超聲波檢測和腐蝕監(jiān)測等多種監(jiān)檢測方法直接檢查管線的剩余壁厚，與預(yù)測結(jié)果進(jìn)行對比驗證�；�于評估要求和現(xiàn)場實際情況，共設(shè)置了7處開挖位置。其中，集輸管線E井至集注站方向69 m開挖點各環(huán)向的壁厚數(shù)據(jù)證實存在內(nèi)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(jié)果表明該開挖點存在內(nèi)腐蝕風(fēng)險，和間接評價的高風(fēng)險點吻合。

對剩下6個開挖點進(jìn)行開挖和檢測，最終7個詳細(xì)檢查位置的最大壁厚減薄數(shù)據(jù)（表 2）。6處壁厚減薄不大于5%，僅有1處位置發(fā)現(xiàn)內(nèi)腐蝕引起壁厚損失超過了5%，最大缺陷位于1號開挖點，壁厚損失為5.32%。結(jié)果表明，內(nèi)腐蝕缺陷發(fā)展不顯著，驗證了預(yù)測結(jié)果的準(zhǔn)確性。

表 2 每個詳細(xì)檢查位置的最大壁厚減薄

4  后評價

4.1  腐蝕發(fā)展趨勢預(yù)測和管道剩余強度計算

基于生產(chǎn)工藝參數(shù)、氣質(zhì)分析報告，利用Predict腐蝕預(yù)測模型計算各目標(biāo)管線腐蝕發(fā)展趨勢[4]。根據(jù)ASME B31G準(zhǔn)則，計算管道的失效壓力。由于儲氣庫管線具有周期性注采氣的特點，且停輸時間較長，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?shù)臅r間段。結(jié)合開挖點檢測結(jié)果，計算管線的失效壓力（表 3）大于目標(biāo)管線的最大設(shè)計壓力25 MPa，可認(rèn)為管道的剩余強度沒有受到顯著影響，所評價管道能夠允許的安全運行壓力仍為管道設(shè)計確定的最大允許運行壓力。

表 3 目標(biāo)管線的腐蝕速率

4.2  管道剩余壽命計算

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

TF＝C×SM（t / GR）      （6）

TL＝（t－d）/ GR        （7）

式中：TF為失效前時間，a；TL為泄漏前時間，a；C為校準(zhǔn)系數(shù)；SM為安全系數(shù)；t為公稱壁厚，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(jié)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在考慮間歇輸送的局部高風(fēng)險點腐蝕發(fā)展速率情況下的剩余壽命。結(jié)果表明，7條目標(biāo)管線的剩余壽命均為20年。

4.3  再評估周期確定

基于ASME B31.8S―2015的規(guī)定，由于儲氣庫管線運行壓力不超過30% 的最小屈服強度，最大再評估間隔時間為5至10年[6]。依據(jù)NACE SP 0110―2010標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定，再評估時間間隔不應(yīng)超過剩余壽命的二分之一，即再評估時間間隔不應(yīng)超過10年。按照GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》，直接評價的再評價周期宜根據(jù)風(fēng)險評價結(jié)論和直接評價結(jié)果綜合確定，最長不應(yīng)超過8年�；�于這三項規(guī)定，確定儲氣庫管線的最大再評估時間間隔應(yīng)為8年。

5  結(jié)論

本文采用國際上通用的管道內(nèi)腐蝕直接評估方法，基于某鹽穴儲氣庫15條集輸支干線的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，從里程和時間兩個維度劃分集輸管線的內(nèi)腐蝕評估區(qū)間，對某鹽穴儲氣庫集輸管線內(nèi)腐蝕狀況進(jìn)行了評價，得出以下結(jié)論：

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

（2）基于間接評價所確定的重點關(guān)注位置，選擇儲氣庫管線7處位置進(jìn)行開挖并直接測量壁厚。結(jié)果表明：目前儲氣庫管線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%，管線內(nèi)腐蝕缺陷發(fā)展不顯著。

（3）結(jié)合ASME B31.8S―2015、NACE SP0110―2010和GB32167―2015的規(guī)定進(jìn)行判斷，該儲氣庫管線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(nèi)腐蝕直接評估方法，可以有效地預(yù)測和評估鹽穴儲氣庫集輸管線的內(nèi)腐蝕風(fēng)險，為鹽穴儲氣庫集輸管線的完整性管理提供了科學(xué)依據(jù)。

 

參考文獻(xiàn)：

[1]屈丹安，楊春和，任松.金壇鹽穴地下儲氣庫地表沉降預(yù)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(nèi)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.

作者簡介：倪志良，1980年生，本科，工程師，現(xiàn)任江蘇儲氣庫分公司金壇作業(yè)區(qū)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。