谢飞

辽宁石油化工大学天然气工程学院

背景

管道内腐蚀是造成天然气管道失效的重要原因。随着管道工况条件的改变，某些位置的管道压力会有所降低，管道内部产生凝析水和液滴。这些液滴与天然气中的二氧化碳、硫化氢等酸性气体结合，形成腐蚀环境，对管道的安全性和完整性造成破坏。由内腐蚀引发的事故中，未进行详细内腐蚀检测或未采用正确内腐蚀评估方法是事故发生的主要原因。

目前，国内外学者针对管道内腐蚀开展了很多研究。美国腐蚀工程师协会（NACE）基于大量研究成果，建立了一系列天然气管道内腐蚀直接评价（ICDA）标准。在国内，不具备内检测条件的情况下，多数参照ICDA方法对管道进行内腐蚀评价。然而，由于国内外管道输送介质和工艺的差异，NACE标准在科学性和准确性上并不适用于国内油气田矿场集输管道。此外，对于管道中倾角较小但上坡管段较长的情况，NACE标准也不适用。因此，建立一种能够判断积液是否发生并对管道各位置进行风险排序的天然气集输管道内腐蚀直接评价方法具有重要意义。

辽河油田供气管道于2011年投产，管道外径为355.6 mm，壁厚为6.3 mm，最高运行压力为2.4 MPa。本次评价以该管道为例，在ICDA方法的基础上，利用ANSYS Fluent软件模拟管道内部流动情况，并得到管道持液率。进而通过电化学实验分析持液率对管道内腐蚀的影响，提出了一种管道在不同情况下易腐蚀风险排序方法。

做法

（1）评价方法优化。本方法在NACE标准基础上，针对临界倾角法未考虑管道倾角处上坡段长度以及在地形平坦地区应用效果较差的问题，提出利用倾角处管道长度进一步判别该处是否可能积液。判别临界长度之前的步骤与NACE标准步骤相同，在间接评价得到临界倾角后，对每个大于临界倾角的位置进行二次计算。基于NACE标准中临界倾角的计算公式，经过改进后得到了本方法中临界长度ι''的表达式：

应用临界长度判断易积液位置的结果图如图 1所示。可见全线共22个易积液位置（即易腐蚀点），采用临界长度公式，对所有易腐蚀点的积液可能性进行再次判别，有5个大于临界倾角的位置不会发生积液，并记录其中一个里程位置820 m，作为开挖验证位置。

图 1 易积液位置公式判别结果图

根据上述易积液位置以及管道运行参数等数据进行风险排序后，得到了持液率的大小顺序关系（图 2），持液率的大小顺序即为管道易腐蚀风险的大小顺序。

图 2 易腐蚀位置持液率与管道倾角对应关系图

该技术无需对易积液位置全部进行开挖验证，只需确定易腐蚀位置的腐蚀风险，仅对腐蚀风险最大的位置进行开挖验证，即可预测管道整体腐蚀情况。该技术的评价结果与辽河油田现场进行漏磁检测的数据完全吻合，证明了改进后方法的适用性与准确性，也为天然气管道内腐蚀完整性评价提供了新思路和新方法。

（2）开挖验证。对上述方法得到的持液率最高点（7130 m）、最低点（1060 m）、记录点（820 m）进行开挖验证（图 3）。结果表明：7130 m处腐蚀深度（剩余壁厚5.4 mm）大于1060 m处腐蚀深度（剩余壁厚5.7 mm）；820 m处腐蚀情况较轻（剩余壁厚6.1 mm），说明该方法相较临界倾角公式判断更加准确，适用范围更广泛。

图 3 开挖易腐蚀位置

“天然气集输管网ICDA内腐蚀评价技术”在辽河油田供气管道东线应用后，预测出此管段存在5处易腐蚀位置，现场随机开挖验证点，与研究预测结果100%吻合，成功预测了管道中的内腐蚀位置（图 4）。

图 4 现场测量壁厚与预测结果对比

启示

在天然气管道中，判断管道内腐蚀位置时应主要考虑管道中存在积液的位置。本案例提出了一种新的天然气管道内腐蚀直接评价方法—临界长度法，准确预测了管道易腐蚀位置，明确管道易腐蚀位置的风险等级排序，解决了低压天然气集输管道的安全保障问题，极大地节省了经济费用。该技术适用于油气田集输管道的安全管理，可在油气田集输管道管理中推广应用。

作者简介：谢飞，1983年生，教授，2013年博士毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，现主要从事油气管道腐蚀与防护技术的研究工作。联系方式：13942359915，xiefei@lnpu.edu.cn。