倪志良 錢蘇 羅昊 薛雨

國家管網集團儲能技術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進行評價，預測儲氣庫管線的內腐蝕高風險位置。并以此為基礎選擇7處高風險位置進行開挖驗證，利用超聲波測厚技術進行詳細檢查。結果表明：儲氣庫管線在注氣過程中和采氣過程中存在內腐蝕風險，且內腐蝕風險位置分布不同；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。

關鍵詞： 儲氣庫；集輸管線；內腐蝕評估；腐蝕預測

 

儲氣庫的作用是滿足下游用戶季節調峰需求，其管道不定期注氣或采氣。對于鹽穴儲氣庫而言，在注氣過程中管道內幾乎沒有水，而在采氣過程中，管道內包含從井下攜帶出的水等介質[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評價儲氣庫集輸管線內腐蝕風險是不合理的。本文從時間和里程兩個維度對國內某已投產的鹽穴儲氣庫共15條集輸管線進行內腐蝕直接評價，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期的管線進行評價，基于評估結果選擇7處高風險位置進行詳細開挖檢查，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的腐蝕高風險點，為儲氣庫管線的腐蝕預防提供可行的技術方案。

1  預評估

內腐蝕直接評估的預評價主要是收集管線的運行數據，再對獲得的數據進行校核、整理、匯總、分析，判斷是否符合內腐蝕評估方法（ICDA）執行條件并對評價管段進行分區，為后續管道腐蝕風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條集輸支干線的基礎數據，以便后續進行內腐蝕評估區間劃分。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計參數

1.2  評價區域劃分

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間維度兩個方面進行。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行分區。考慮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，需要進行更為細致的時間分區，進一步劃分為注氣階段和采氣階段。

以集輸管線為例，根據里程維度劃分為5個區間。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間。因此，將此條天然氣集輸管線劃分為10個ICDA區間，分別進行評估。

2  間接評價

對注氣過程的目標管線采用NACE SP0206―2006推薦的DG-ICDA方法進行評估，對采氣過程的目標管線采用NACE 0110―2010推薦的WG-ICDA方法進行評估。相對于采氣和注氣時長，目標管線停輸的持續時間較長，因此本文也考慮了停輸期間管線的內腐蝕風險。

2.1  目標管道實際傾角計算

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，將其轉化為角度按式（2）計算：

對該集輸管線的10個管道進行高程測試，測試的總長度為6.414 km。基于管線的高程測試數據，根據式（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  內腐蝕高風險點評估

（1）采氣過程。

以目標管段集輸管線為例，其采氣階段內腐蝕風險點可以通過多相流模型和腐蝕速率模型的計算結果來確定。根據標準SP 0110―2010中提出的準則來判斷目標管段的內腐蝕高風險點。具體方法為采用多相流模型，計算識別目標管線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；高風險位置確認。其中壁厚損失和持液率均取每個子區間的所有數據來計算平均值。

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險位置的兩個準則，同時滿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險位置。得到了采氣和停輸階段目標管段的內腐蝕風險位置（圖 2）。C井至集注站管線內腐蝕高風險位置為13±25 m、144±25 m。

圖 2 C井至集注站管線內腐蝕高風險位置

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在采氣和停輸階段管段的內腐蝕風險位置（圖 3）。A井至C井的內腐蝕高風險位置為419±25 m和438±25 m；D井至C井的內腐蝕高風險位置為0+25 m，31±25 m。而經過綜合分析計算，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險點判據的位置，該里程分區管段高風險位置可以參考上一次的內腐蝕直接評估結果。

圖 3 集輸支干線管道內腐蝕高風險位置

（2）注氣過程。

注氣過程為從集注站向井下輸送干氣，采用流動模型來預測每個DG-ICDA區域最可能發生內腐蝕的位置。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積液的內腐蝕風險位置。

根據管道實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腐蝕風險位置。經綜合分析，E井至集注站（注氣方向為從集注站附近三通至E井）的內腐蝕高風險點（圖 4）。E井至集注站的內腐蝕高風險位置：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腐蝕高風險位置

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在注氣和停輸階段管段的內腐蝕風險位置（圖 5）。A井至C井的內腐蝕高風險位置為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井的高風險位置為499±25 m，677±25 m。

圖 5 集輸支干線管線內腐蝕高風險位置

將內腐蝕高風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條目標管線的內腐蝕高風險位置，以便后續重點關注。

3  內腐蝕檢測

管線內腐蝕直接評估的詳細檢查為開挖管道并利用射線、超聲波檢測和腐蝕監測等多種監檢測方法直接檢查管線的剩余壁厚，與預測結果進行對比驗證。基于評估要求和現場實際情況，共設置了7處開挖位置。其中，集輸管線E井至集注站方向69 m開挖點各環向的壁厚數據證實存在內腐蝕，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。結果表明該開挖點存在內腐蝕風險，和間接評價的高風險點吻合。

對剩下6個開挖點進行開挖和檢測，最終7個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處位置發現內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%。結果表明，內腐蝕缺陷發展不顯著，驗證了預測結果的準確性。

表 2 每個詳細檢查位置的最大壁厚減薄

4  后評價

4.1  腐蝕發展趨勢預測和管道剩余強度計算

基于生產工藝參數、氣質分析報告，利用Predict腐蝕預測模型計算各目標管線腐蝕發展趨勢[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展速率考慮了管道主要的注、采氣及停輸的時間段。結合開挖點檢測結果，計算管線的失效壓力（表 3）大于目標管線的最大設計壓力25 MPa，可認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計確定的最大允許運行壓力。

表 3 目標管線的腐蝕速率

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為校準系數；SM為安全系數；t為公稱壁厚，in；d為腐蝕深度，in；GR為腐蝕發展速率，in/a。

基于4.1小節得到的管道腐蝕發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險點腐蝕發展速率情況下的剩余壽命。結果表明，7條目標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NACE SP 0110―2010標準的規定，再評估時間間隔不應超過剩余壽命的二分之一，即再評估時間間隔不應超過10年。按照GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規范》，直接評價的再評價周期宜根據風險評價結論和直接評價結果綜合確定，最長不應超過8年。基于這三項規定，確定儲氣庫管線的最大再評估時間間隔應為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條集輸支干線的基礎數據，從里程和時間兩個維度劃分集輸管線的內腐蝕評估區間，對某鹽穴儲氣庫集輸管線內腐蝕狀況進行了評價，得出以下結論：

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

（2）基于間接評價所確定的重點關注位置，選擇儲氣庫管線7處位置進行開挖并直接測量壁厚。結果表明：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%，管線內腐蝕缺陷發展不顯著。

（3）結合ASME B31.8S―2015、NACE SP0110―2010和GB32167―2015的規定進行判斷，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的內腐蝕風險，為鹽穴儲氣庫集輸管線的完整性管理提供了科學依據。

 

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].巖石力學與工程學報，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區主任，主要從事鹽穴儲氣庫生產運行和管道完整性管理工作。聯系方式：13921024597，nizl01@pipechina.com.cn。