复杂地形条件下输油管道内腐蚀位置预测与检测技术

2021-04-09 11:08:41 作者：世纪熊来源：CPEC承压设备专委会中国腐蚀与防护网分享至：

1引言

输油管道由于原油介质中含有 CO2、H2S 和水等腐蚀性介质，会对管线内部产生一定的腐蚀，会严重危害管道的安全运行。管道内腐蚀的影响因素众多，造成破坏的机理复杂，一旦造成管道内腐蚀，则危害性极强。本文根据某油田输油管道实际地形分析，在输油管道流体分析的基础上，结合腐蚀风险概率分析结果、高程地势变化数据分析结果和历史泄漏位置进行统计分析，对复杂地形条件下输油管道内腐蚀敏感位置进行预测研究，结合现有检测技术，对重点腐蚀管道进行检测，最后对现场实际检测和数值模拟计算结果对比分析，对输油管道内腐蚀研究具有重要的现实意义。

2内腐蚀失效原因分析

本次评估的管道为输油管道，管道材质：L360，规格：Φ377×6.4/8.0mm，该管道自2016年9月运行至今，输量逐渐降低，导致检测段（96#-131#阴保桩）长时间低流速运行，管道内部油水分离和沉降的风险增大；同时对该管段沿线敷设环境调查，发现管道所经过的地域地势特征复杂，沿线环境属于梁峁起伏，沟壑纵横，谷深坡陡的黄土梁峁地形，高程落差大，存在很多容易积液的低洼部位，增加了管道内腐蚀的风险。历史资料调查中发现该管段（96#-131#阴保桩）长约35km，一年内已发生泄漏事故17次，且大部分泄漏部位均发生在管道4点-8点钟方向，具体腐蚀泄漏位置统计见下图1所示。

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图 1 历次泄漏部位示意图

根据现场实际情况，为摸清管道的内腐蚀原因，对该管道输送流程中的油气水三相23个样品进行了化学成分分析研究，分析了输油介质对管线的腐蚀危害，具体分析过程和结果如下：

2.1油样分析结果

原油中的硫含量、酸值、温度是影响输油管道内腐蚀速率的主要因素。

根据API581 2000中文版P219页表G-17，可得16个油样的腐蚀速率均为0.025mm/a，腐蚀速率较低，原油对管道腐蚀的影响较小。

2.2采出水分析结果

根据水样化验结果，水样可分为两类：（1）氯化镁型；（2）氯化钙型。

根据API581 2016版冷却水腐蚀速率计算公式：

当氯离子为5000mg/L时，腐蚀速率CRB约为0.12mm/a。通过温度和流速修正，最终计算可得CR为0.18mm/a。

当氯离子为33000-49000mg/L时，腐蚀速率CRB约为0.11mm/a。通过温度和流速修正，最终计算可得CR为0.22mm/a。

2.3管道腐蚀原因分析

（1）由原油分析测试结果可得，从对输油管道内腐蚀速率产生重要影响的盐含量、硫含量、酸值、含水等四个指标来看，本次测试原油为低含盐、低含水、低含硫且低酸原油，原油本体的腐蚀性不强；由采出水物性分析结果可得，采出水腐蚀性以及结垢性较强，在管线底部形成沉积水，易对管线造成底部腐蚀，引起管线底部穿孔。

（2）由管道敷设环境调查及高程测绘发现，该管道沿线属于梁峁起伏，沟壑纵横，地形破碎，谷深坡陡的黄土梁峁地形。全线地势起伏较大，高程落差大，存在很多容易积液的低洼部位，同时，管道流速长时间维持在较低水平（0.3m/s），更加速了管道的腐蚀。

（3）当输油管线流速较低（0.3m/s）时，由于水的比重大于油品，原油中含有的游离水容易发生沉降，在管线的底部形成水相，尤其在管道的低洼部位，更容易形成沉积水，凝结水具有结垢倾向，导致垢下局部腐蚀，长时间运行导致发生局部腐蚀穿孔。

3 输油管道内腐蚀流体模拟

3.1 边界条件的设置

本次采用数值分析的方法，对频繁发生腐蚀泄露的管段（96#-131#阴保桩），进行流体模拟，分析管道内易于出现积水的位置，对管道内腐蚀敏感位置进行预测。

管内介质为油和水，含水率为 0.1%，由于管道已运行一段时间，含水率有所增加，故本次模拟假定含水率为 10%。进口为速度进口，流速为0.27m/s；出口为压力出口。

3.2 模型处理

1）由于实际管道跨度较大，全程约35km，几何模型无法按照实际尺寸建立，故本次模拟将模型进行了缩放，缩放倍率为 50；2）本次模拟将全程分成 8 段进行计算，每段计算取 200 个数据点。

3.3 计算结果

根据实际模型计算结果显示：第1段管道为从起点到2642.7m之间的距离，共预测有2处腐蚀敏感区域；第2段管道为从2642.7m到5047.2m之间的距离，共预测有2处腐蚀敏感区域；第3段管道为从 5047.2m 到 7404.2m 之间的距离，共预测有2处腐蚀敏感区域；第4段管道为从 7404.2m 到 9544.3m 之间的距离，共预测有4处腐蚀敏感区域；第 5 段管道为从 9544.3m 到 11903.0m 之间的距离，共预测有4处腐蚀敏感区域；第 6 段管道为从 11903.0m 到 14040.7m 之间的距离，共预测有3处腐蚀敏感区域；第 7 段管道为从 14040.7m 到 15984.0m 之间的距离，共预测有1处腐蚀敏感区域；第 8 段管道为从15984.0m 到 19038.4m（终点）之间的距离，共预测有3处腐蚀敏感区域。

图2 第1段水相体积分数分布图

分析以上各图可以看出，由于管道距离长，途径地区地形起伏较大，地势复杂，内积水主要发生在管道的低洼处和爬坡处。这是由于水相在爬坡过程中受到重力、壁面和油相的剪切力的综合作用。重力的分量不同，对油携水的影响也不同，剪切力与流速有关，由于流速较小，造成油携水的能力较差。在坡度较大的地方，大量积水聚集在管道底部，造成管道腐蚀泄漏。

4 内腐蚀直接检测的结果验证

4.1 内腐蚀直接检测位置筛选

由于目标管道所经过的地域地势特征复杂，本次检测管段沿线环境属于梁峁起伏，沟壑纵横，谷深坡陡的黄土梁峁地形。对历史泄露位置进行统计分析，发现泄露大多出现在高程变化的“V”字型变化的区段或在梁峁的相对低洼点等位置。结合现场勘查，管道实际测绘数据与管道实际走势相符，依据开挖可行性调研结果，综合确定评估区域内的开挖详细检查位置。

本次高程测量点共3425个点，通过对频繁发生腐蚀泄露的管段进行有限元模拟，确定了21处腐蚀敏感区域，同时，根据临界倾角的计算结果和现场开挖可行性等综合因素，确定了10处位置为本次详细直接开挖验证检测位置。本次确定的10处位置开挖顺序从介质流向的顺流方向检测实际倾角大于临界倾角的管道位置，并优先考虑实际倾角相对较大的位置。详见表1所示。

表1开挖直接检测问题汇总表

4.2开挖直接检测结果

参照《压力管道定期检验规则—长输（油气）管道》（TSG D7003-2010）、SY/T 0087.2-2012《钢制管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢制管道内腐蚀直接评价》等标准要求，对开挖点处选择的检测方法如下：管体壁厚测量、管体腐蚀漏磁检测和超声相控阵的方法，对于腐蚀敏感区域进行开挖直接检测。经超声壁厚、超声相控阵、漏磁检测10处内腐蚀敏感位置共发现65处不同程度腐蚀减薄情况，且位置均在管道4-8点方向（沿着管道介质流向顺时针）。

其中9#探坑检测发现问题描述：此处采取超声壁厚、超声相控阵、漏磁检测方法对整段管道进行100%全覆盖，现场检测部位及缺陷位置示意图见图3、4所示，检测共发现9处明显壁厚减薄处，其中③处最小实测壁厚为3.62mm，检测发现缺陷汇总见表2所示。

图3现场检测部位及缺陷位置示意图

表2 9#探坑检测发现缺陷汇总表

图4 现场检测部位照片

5结论

（1）通过对管道历年泄露情况概率数据统计以及介质取样分析发现：该段管道由于长时间低流速运行，导致管道全线低洼部位因积液形成多个内腐蚀高风险部位，同时，由于管道介质中含有的游离水、凝结水具有结垢倾向，容易发生沉降，尤其在复杂地形条件下的低洼部位，更容易形成沉积水，导致垢下局部腐蚀，长时间运行导致发生局部腐蚀穿孔。

（2）本文Fluent数值模拟软件对频繁发生腐蚀泄露的管段（96#-131#阴保桩），进行流体模拟，分析管道内易于出现积水的位置，对管道内腐蚀敏感位置进行预测。

（3）经过超声波壁厚、漏磁、超声相控阵检测等方法对10个开挖点的验证检测，发现内腐蚀直接评价技术分析得出的腐蚀点均存在不同程度的局部腐蚀情况，10个检测点的数据分析结果证明通过该技术得出的腐蚀点位置均可靠、有效。

（4）该技术通过现场工程应用实践，验证了对于复杂地形条件下输油管道内腐蚀敏感位置进行预测研究这套方法的准确性、可靠性。为进一步输油管道内腐蚀研究与完管道整性管理奠定了一定的基础。

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