黄土塬区原油集输管道腐蚀检测及剩余寿命预测

刘沛华 季 伟 张海玲

(1.长庆油田分公司油气工艺研究院 西安 710018)

(2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 西安 710018)

(3.长庆油田分公司第二采气厂 西安 710018)

黄土塬区原油集输管道腐蚀检测及剩余寿命预测

刘沛华1,2季 伟3张海玲1,2

(1.长庆油田分公司油气工艺研究院 西安 710018)

(2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 西安 710018)

(3.长庆油田分公司第二采气厂 西安 710018)

为了识别壁厚减薄原因，掌握管道运行状态，以XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道为研究对象，绘制腐蚀开挖检测专题图，开展腐蚀产物特性、边缘腐蚀状态试验研究，预测管道剩余寿命。结果表明：目标管道以内腐蚀为主，腐蚀点沿内壁随机分布，腐蚀速度级别为“重”，腐蚀程度级别为“严重”；腐蚀类型为Cl+O2+CO2+H2O环境下的垢下腐蚀，以溶解氧、CO2腐蚀为主，Cl－腐蚀为辅；腐蚀原因为介质含水率较高，流速偏低，水中含有溶解氧和CO2，且Cl－含量过高；目标管道最大剩余寿命为3．52年，平均剩余寿命为2～3年，F管段已达到剩余寿命极限需立即更换。

集输管道 腐蚀速率 壁厚损失率 腐蚀产物特性 边缘腐蚀状态 剩余寿命预测

我国陆上油田集输管网普遍采用金属埋地管道,有利于保温和预防人为破坏,但却增加了管道检测的难度[1]。以陕北黄土塬区为例,各类在役油气管道30000多条,70000多公里,埋地集输管网点多、线长、面广、分布区域高度分散[2]。管道输送介质比较复杂,其中原油、水、伴生气、矿物质细屑等混合伴行[3]。与长输管道和燃气管道相比,油田集输管道普遍管径偏小,一般不超过300mm,主力管道管径为60mm、89mm和114mm,见表1[4]。通过对近年油区内集输管道泄漏隐患统计发现,94.72%为腐蚀穿孔,其中管道本体腐蚀占88.19%、弯头焊缝腐蚀占6.53%,说明管道腐蚀沿管体走势随机分布,通过判断焊缝位置预测泄漏点的概率变小,这一现状要求埋地集输管道必须开展全面腐蚀检测。

表1 陆上油田主力集输管道腐蚀检测相关参数

随着油田的深入开发和城镇化进程的推进,油区内城镇、乡村的规模和人口持续增长,埋地集输管道一旦发生事故社会影响较大[5]。因此通过腐蚀检测,建立主力埋地集输管道腐蚀数据库,能够有效预测在役集输管道剩余寿命,使油田管网维护有据可依,及时排除潜在隐患,降低原油泄漏风险,确保集输管道安全可控运行。

1 埋地集输管道腐蚀检测分析

1.1 检测管道基本情况

通过对油田常用集输管道统计分析发现,鄂尔多斯盆地维护更换频率最高的是φ114集输管道,腐蚀穿孔频次基本接近全油田平均值,因此笔者选择XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道作为腐蚀检测分析研究对象,该管道主要技术参数见表2。

表2 XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道的主要技术参数

1.2 腐蚀检测开挖方案

XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道全程12.16km,XFZ转油站出站压力2.5MPa,WTL联合站进站压力0.1MPa,全程穿越公路9次,最小埋深0.1m,最大埋深2.82m。管道总体走势为:从XFZ转油站开始先由北向南,经过第3次穿越公路后,由东向西直至WTL联合站,中途多次穿越沟壑和梁峁,地形比较复杂,是鄂尔多斯油区埋地集输管道路由选择的典型代表。本次腐蚀检测根据目标管道运行的特性参数和相关历史数据,经过筛选对比,最终将XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道划分为6个检测管段。全程地面检测点位96个,检测点位累计长度97.89m,平均每个检测点位长度超过1.0m,见表3。

表3 XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道腐蚀开挖检测基本数据

将6个检测管段作为单独的研究对象,分别统计地面检测数据,经过分析梳理出了各目标管段的腐蚀活性趋向,初步判断出了最严重腐蚀点所在区域,最终确定A管段开挖检测点位1个,B管段开挖检测点位3个,C管段开挖检测点位3个,D管段开挖检测点位2个,E管段开挖检测点位2个,F管段开挖检测点位2个,共计开挖检测点位13个。根据开挖点位位置、埋深和高程等参数绘制了XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道腐蚀开挖检测点分布图,如图1所示。

图1 XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道腐蚀开挖检测点分布图

1.3 腐蚀检测结果分析

目标管道腐蚀检测路径为:检测人员沿管道轴向站立,从XFZ转油站开始,逐步向WTL联合站推进。检测管段每个开挖点位正上方标记为0°,按照顺时针方向,环向间隔45°为一个检测点,依次旋转一周,检测方位包括上(0°)、右(90°)、下(180°)、左(270°)、右上(45°)、右下(135°)、左下(225°)和左上(315°)八个方位。腐蚀检测结果见表4。

通过对6个检测管段,13个开挖点位,104个检测点的壁厚进行测试,确定了各个开挖点位腐蚀比较严重的方位,测算得到损失壁厚、腐蚀速率和壁厚损失率,确定了各开挖点位腐蚀速率级别和腐蚀程度级别。从表4可知,XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道腐蚀严重点位沿着管壁随机分布;F管段腐蚀最严重,最大腐蚀速率为0.735mm/a,腐蚀速度级别为“重”,最大壁厚损失率为58.44%,腐蚀程度级别为“严重”;其他检测管段腐蚀速率介于0.305～0.611之间,腐蚀速度级别为“中”,壁厚损失率介于25%～50%之间,腐蚀程度级别为“重”。目标管道投运年限不到4年,在整个开挖检测过程中外壁基本完好,说明壁厚损失主要是由于内壁减薄引起,主要原因可能与管道未做内防腐有关。

表4 XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道腐蚀开挖检测结果

2 埋地集输管道内壁减薄原因分析

2.1 F管段厚度试验分析

为了分析XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道内壁减薄原因,以腐蚀最严重的F管段为试验对象,截取783mm管段作为试验样品。首先开展样品管段试验预处理,准确、全面分析输油管道厚度变化分布情况,为后续试验做准备,将样品管段切割为4段,得到5个切割截面,分别进行编号。以管道埋地位置为基准,正上方为0°,按照顺时针依次旋转,间隔为90°,标记为上(0°)、右(90°)、下(180°)、左(270°)四个方位,分别测量5个切割截面的壁厚和外径,如图2(a)所示。结果显示每个切割截面在180°方位壁厚减薄普遍较大,明显小于公称尺寸4.5mm,其中截面②减薄尺寸最大。

图2 样品管道内壁厚度变化测定方案

选择切割截面②作为进一步试验对象,加密检测方位,间隔30°,标定12个方位,测量壁厚和外径,如图2(b)所示。测量结果分析可知,样品管道截面②在180°附近,弧长约为25mm,壁厚减薄严重,最小壁厚仅有1.79mm,位于管道底部,见表5。

表5 样品管道截面②壁厚测量结果

2.2 内壁腐蚀产物特性分析

识别集输管道内壁腐蚀产物的元素组成,能够有效判断内腐蚀类型,确定腐蚀原因[6]。选择截面②壁厚减薄严重部位(180°方位,壁厚1.79mm),截取25mm弧长样品,编号a-a。观察管道内壁腐蚀产物特征,选择具有代表性的产物进行取样,送入快速进样室,开启X射线能谱仪进行分析,能谱图如图3所示。

通过对a-a样品腐蚀产物进行筛选,确定了两种样品。X射线能谱表明:腐蚀产物中不含Si元素,Fe元素占50%左右,氧元素占40%左右,样品1含有微量S元素,最大的特点是两种样品含有少量氯元素和大量C元素,C元素的最大含量达到55.4%。说明XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道内壁存在二氧化碳(CO2)腐蚀。能谱分析结果见表6。

图3 a-a内壁腐蚀产物X射线能谱图

表6 a-a内壁腐蚀产物元素组成X射线能谱分析结果

2.3 内壁边缘腐蚀状态分析

a-a内壁边缘腐蚀情况分析过程包括:第一步对a-a内壁边缘硝酸酒精侵蚀处理,分析原始表面腐蚀情况,掌握特征图谱的元素构成;第二步对a-a内壁侵蚀表面抛光处理,分析腐蚀产物与金属基体分界面情况,掌握管道基体特征图谱的元素构成,电子能谱如图4所示。

图4 a-a内壁边缘腐蚀状态X射线能谱图

图4(a)为a-a内壁边缘原始表面能谱图,测试表明:a-a内壁边缘原始表面中O元素低于30%、Fe元素超过60%,最大特点是图谱显示都含有Cl元素。图4(b)为a-a内壁腐蚀产物与金属基体界面能谱图,测试表明:a-a内壁边缘腐蚀产物与金属基体分界面中O元素含量有所下降,Fe元素含量有所上升,Cl元素含量明显上升,最高达16.99%,说明XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道内壁存在Cl元素腐蚀,结果见表7。

表7 a-a内壁边缘腐蚀状态X射线能谱分析结果

2.4 内壁减薄腐蚀原因分析

1)腐蚀类型:通过XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道的输送介质特性、管壁腐蚀形态、腐蚀产物性质等试验分析可知,输送介质中存在和H+,同时含有少量溶解氧(O2)。因此,XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道内壁腐蚀类型为Cl+O2+CO2+H2O环境下的垢下腐蚀,以溶解氧(O2)、二氧化碳(CO2)腐蚀为主,氯离子(Cl－)腐蚀为辅。

2)腐蚀机理:在Cl+O2+CO2+H2O电化学腐蚀环境下,Cl－的主要作用是阻止集输管道金属表面形成具有保护性的钝化膜,使溶解氧(O2)腐蚀不断发生并逐渐加剧[7]。CO2的主要作用是溶解后形成H2CO3,释放出氢离子(H+),氢离子(H+)的强去极化性促使阳极加速溶解,导致金属管道内壁铁(Fe)腐蚀[8]。

腐蚀速率与温度成正比,与流速成反比,当原油温度上升时,CaCl2溶解度增大,氯离子(Cl－)浓度增大导致腐蚀加剧;当介质流速较低时形成垢下腐蚀,导致集输管道壁厚局部变薄穿孔[9]。

3)腐蚀原因:综上所述,XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道内壁腐蚀减薄的主要原因有输送介质含水率较高(55%),含有少量CO2(179mg/L),含有微量溶解氧,含有大量Cl－(4963mg/L),介质流速偏低(0.22m/s),共同作用形成Cl+O2+CO2+H2O电化学环境下的垢下腐蚀,同时集输管道未做内防腐,导致腐蚀速率加剧,投运不到4年沿程管道壁厚普遍损失较大,腐蚀程度级别达到“重”级。

3 埋地集输管道剩余寿命预测

埋地集输管道剩余寿命是指在役管道从某一个时间点安全运行达到“腐蚀很严重”级别,需要立即更换时的运行年限[10]。剩余寿命预测值与管道运行的压力、外径、管材屈服强度、设计系数、焊接系数及剩余壁厚值、腐蚀速率息息相关,计算方法见式(1)[11]。

式中:

η ——剩余寿命,a;

Tm——最小剩余壁厚,mm;

Tmin——最小安全壁厚,mm;

v ——腐蚀速率,mm/a。

在管道腐蚀安全评价中明确指出管道“腐蚀很严重”,需要立即更换的依据是最小剩余壁厚不足20%原始壁厚或者最小壁厚不足2mm[12]。笔者通过计算XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道的最小安全壁厚为0.93mm,远远小于2mm,考虑到目标管道的管径偏小,壁厚仅为4.5mm,最终选择最小安全壁厚为2mm,通过式(1)计算6个检测管段的剩余寿命见表8。

通过表8可知:F管段已达到剩余寿命极限,超限运行0.29a,建议立即更换,并选择具有内防腐处理的钢制管材;B管段、C管段和E管段剩余寿命分别为2.19a、2.77a和2.42a,建议对管道内防腐处理,并在2a内完成维护更换;A管段和D管段剩余寿命分别为3.52a和3.10a,建议继续使用,但由于管道腐蚀程度达到“重”级别,需加强监测并编制维护计划。

表8 XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道剩余寿命预测

4 结论

1) XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道开挖检测过程中腐蚀严重点位沿着管壁随机分布,外壁基本完好,壁厚损失由内壁减薄引起;F管段腐蚀最严重,最大腐蚀速率为0.735mm/a,腐蚀速度级别为“重”,最大壁厚损失率为58.44%,腐蚀程度级别为“严重”。

2) XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道内壁腐蚀类型为Cl+O2+CO2+H2O环境下的垢下腐蚀,以溶解氧(O2)腐蚀为主,氯离子(Cl－)、二氧化碳(CO2)腐蚀为辅;内壁腐蚀减薄原因为输送介质含水率较高(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转油站至WTL联合站埋地集输管道最大剩余寿命为3.52a,其中F管段已达到剩余寿命极限,超限运行0.29a,建议立即更换;B管段、C管段和E管段剩余寿命分别为2.19a、2.77a和2.42a,建议对管道内防腐处理,并在2a内完成维护更换;A管段和D管段剩余寿命在3a以上,建议继续使用。

通过上述分析结果可知:XFZ转油站至WTL联合站埋地集输管道以内腐蚀为主,由于流速偏低,管体腐蚀为垢下腐蚀,腐蚀点位沿管壁随机分布。输送介质中含有CaCl2和CO2,输送系统不能完全密封性,必然存在溶解氧(O2)、氯离子(Cl－)和二氧化碳(CO2)腐蚀。集输管道剩余寿命预测显示,管道总寿命远远低于设计寿命15a,最长为7.1a,最短仅为3.29a,导致寿命锐减的主要原因是忽视了氯离子(Cl－)和二氧化碳(CO2)的内腐蚀,设计时管道内壁未采取内防腐处理。建议后续新建和更换的埋地集输管道采取HCC内防腐涂层等防腐处理,减缓管道内壁腐蚀速率和壁厚损失率。

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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

刘沛华（1985～)，男，硕士，工程师，技术主管，从事油气田安全环保技术、火灾防控技术和管道储运风险控制技术等研究工作。

刘沛华，E-mail： lpeih_cq@petrochina．com．cn。

2017-03-20）