倪志良 钱苏 罗昊 薛雨

国家管网集团储能技术有限公司江苏储气库分公司

 

摘要：为研究盐穴储气库集输管线内腐蚀情况，分别采用干气管道内腐蚀评估方法（DG-ICDA）和湿气管道内腐蚀评估方法（WG-ICDA）对某盐穴储气库集输管线进行评价，预测储气库管线的内腐蚀高风险位置。并以此为基础选择7处高风险位置进行开挖验证，利用超声波测厚技术进行详细检查。结果表明：储气库管线在注气过程中和采气过程中存在内腐蚀风险，且内腐蚀风险位置分布不同；7处详细检查的地方内腐蚀壁厚损失最大为5.32%，内腐蚀缺陷发展不显著；管线的剩余寿命为20年，最大再评估时间间隔为8年。

关键词： 储气库；集输管线；内腐蚀评估；腐蚀预测

 

储气库的作用是满足下游用户季节调峰需求，其管道不定期注气或采气。对于盐穴储气库而言，在注气过程中管道内几乎没有水，而在采气过程中，管道内包含从井下携带出的水等介质[1-2]。因此，只采用干气管道内腐蚀直接评估或湿气管道内腐蚀直接评估来评价储气库集输管线内腐蚀风险是不合理的。本文从时间和里程两个维度对国内某已投产的盐穴储气库共15条集输管线进行内腐蚀直接评价，分别采用干气管道内腐蚀评估方法和湿气管道内腐蚀评估方法对注采时期的管线进行评价，基于评估结果选择7处高风险位置进行详细开挖检查，并计算出管道的再评估周期。评估结果确定了储气库所有管线的腐蚀高风险点，为储气库管线的腐蚀预防提供可行的技术方案。

1  预评估

内腐蚀直接评估的预评价主要是收集管线的运行数据，再对获得的数据进行校核、整理、汇总、分析，判断是否符合内腐蚀评估方法（ICDA）执行条件并对评价管段进行分区，为后续管道腐蚀风险评估提供数据基础。

1.1  基础数据收集

收集某盐穴储气库15条集输支干线的基础数据，以便后续进行内腐蚀评估区间划分。以某天然气集输支干线管道为例（表 1），运行压力5.0 MPa～15.8 MPa，运行温度为﹣5 ℃～60 ℃。管道的介质流向为双向，注气过程是压缩后的干天然气从集注站流向各个气井，日注气量为 10×104 m³～340×104 m³（不定期注气）；采气过程是各个气井采出的湿天然气流向集注站，日采气量为10×104 m³～370×104 m³（不定期采气），基于实际排污情况进行计算，采气过程中的含水量为0.01方水/万方气。

表 1 某天然气集输支干线管道的设计参数

1.2  评价区域划分

基于储气库的基本数据，内腐蚀评估（ICDA）区间的划分主要从里程维度和时间维度两个方面进行。里程维度是基于管输通径的变化、沿线温度、压力变化等方面对该储气库集输管线进行分区。考虑到盐穴储气库管道注气和采气过程中存在管输量和含水率的变化情况，需要进行更为细致的时间分区，进一步划分为注气阶段和采气阶段。

以集输管线为例，根据里程维度划分为5个区间。从时间维度上来说，考虑到管道存在采气和注气双向流的情况，每个方向可作为单独的一个评价区间。因此，将此条天然气集输管线划分为10个ICDA区间，分别进行评估。

2  间接评价

对注气过程的目标管线采用NACE SP0206―2006推荐的DG-ICDA方法进行评估，对采气过程的目标管线采用NACE 0110―2010推荐的WG-ICDA方法进行评估。相对于采气和注气时长，目标管线停输的持续时间较长，因此本文也考虑了停输期间管线的内腐蚀风险。

2.1  目标管道实际倾角计算

根据NACE SP0206―2006公式，管道倾角θ通常是按照度数或弧度给出的，倾角的正弦值表示管道高程Δh 相对管道长度Δι的变化[3]，按式（1）计算。用倾角的反正弦值来表示一定长度管道的高程变化。

式中：Δh 为高程的变化量；Δι为距离变化。

所求的倾角单位为弧度，将其转化为角度按式（2）计算：

对该集输管线的10个管道进行高程测试，测试的总长度为6.414 km。基于管线的高程测试数据，根据式（1）和式（2）计算求得管线实际坡度随里程的变化（图 1）。其中，管线穿越水域部分的相对高程用虚线表示。

图 1 某天然气集输管线相对高程、坡度-里程图

2.2  内腐蚀高风险点评估

（1）采气过程。

以目标管段集输管线为例，其采气阶段内腐蚀风险点可以通过多相流模型和腐蚀速率模型的计算结果来确定。根据标准SP 0110―2010中提出的准则来判断目标管段的内腐蚀高风险点。具体方法为采用多相流模型，计算识别目标管线沿里程的气液两相流型，依据流型划分子区；计算目标管道沿里程的腐蚀速率和持液率；高风险位置确认。其中壁厚损失和持液率均取每个子区间的所有数据来计算平均值。

本次评估在考虑采气阶段的主要采气和停输时间的基础上，预测目标管段采气和停输阶段腐蚀速率以及持液量沿里程变化。

根据判断内腐蚀高风险位置的两个准则，同时满足子区内壁厚损失大于平均值和持液率大于平均值的位置，即该子区内的内腐蚀风险位置。得到了采气和停输阶段目标管段的内腐蚀风险位置（图 2）。C井至集注站管线内腐蚀高风险位置为13±25 m、144±25 m。

图 2 C井至集注站管线内腐蚀高风险位置

同理，通过此方式还可以得到此条天然气集输管线其他分区在采气和停输阶段管段的内腐蚀风险位置（图 3）。A井至C井的内腐蚀高风险位置为419±25 m和438±25 m；D井至C井的内腐蚀高风险位置为0+25 m，31±25 m。而经过综合分析计算，B井至C井、E井至集注站不存在符合内腐蚀直接评估高风险点判据的位置，该里程分区管段高风险位置可以参考上一次的内腐蚀直接评估结果。

图 3 集输支干线管道内腐蚀高风险位置

（2）注气过程。

注气过程为从集注站向井下输送干气，采用流动模型来预测每个DG-ICDA区域最可能发生内腐蚀的位置。由DG-ICDA流动模型确定临界倾角。临界倾角为层流条件下不出现携液的最小角度值。管道实际倾角大于临界倾角的位置则是可能出现积液的内腐蚀风险位置。

根据管道实际倾角计算弗劳德常数F按式（3）计算：

式中：F为作用在流体单位面积上的重力与惯性应力的比率；ρι和ρg 分别为液体和气体密度，kg·m-3；g 为重力，m·s-2；did 为管道内径，m；Vg 为表观气体速度，m·s-1；θ为倾斜角，°。

根据理想气体方程 PV=nRT，并引入一个修正系数，即压缩因数 z，按式（4）可推导出管道内气体密度：

式中：M为气体的分子量；P为管道内压力，Pa；R为理想气体常数，8.314 J/K/mol；T为管道内温度，K。

根据NACE SP 0206―2006推荐使用的经验公式（5）计算临界角：

考虑到管线注气阶段的注气和停输时间段，利用流动模型，分别分析主要注气和停输阶段的临界倾角，管道实际坡度大于临界倾角的位置为可能积液的内腐蚀风险位置。经综合分析，E井至集注站（注气方向为从集注站附近三通至E井）的内腐蚀高风险点（图 4）。E井至集注站的内腐蚀高风险位置：3±25 m，16±25 m，134±25 m，141±25 m，161±25 m。

图 4 E井至集注站管线的内腐蚀高风险位置

同理，通过此方式还可以得到此条天然气集输支干线其他分区在注气和停输阶段管段的内腐蚀风险位置（图 5）。A井至C井的内腐蚀高风险位置为507±25 m，511±25 m，513±25 m，524±25 m，685±25 m；B井至C井的内腐蚀高风险位置为470±25 m，502±25 m，514±25 m；C井至集注站的内腐蚀高风险位置为4±25 m，9±25 m，13±25 m，236±25 m，300±25 m，318±25 m；D井至C井的高风险位置为499±25 m，677±25 m。

图 5 集输支干线管线内腐蚀高风险位置

将内腐蚀高风险评估模型运用于该盐穴储气库的15条集输管线，即可获得15条目标管线的内腐蚀高风险位置，以便后续重点关注。

3  内腐蚀检测

管线内腐蚀直接评估的详细检查为开挖管道并利用射线、超声波检测和腐蚀监测等多种监检测方法直接检查管线的剩余壁厚，与预测结果进行对比验证。基于评估要求和现场实际情况，共设置了7处开挖位置。其中，集输管线E井至集注站方向69 m开挖点各环向的壁厚数据证实存在内腐蚀，且管道的顶部和底部位置都有分布，相对最大壁厚减薄率为5.32%，相对壁厚减薄最深为0.86 mm。结果表明该开挖点存在内腐蚀风险，和间接评价的高风险点吻合。

对剩下6个开挖点进行开挖和检测，最终7个详细检查位置的最大壁厚减薄数据（表 2）。6处壁厚减薄不大于5%，仅有1处位置发现内腐蚀引起壁厚损失超过了5%，最大缺陷位于1号开挖点，壁厚损失为5.32%。结果表明，内腐蚀缺陷发展不显著，验证了预测结果的准确性。

表 2 每个详细检查位置的最大壁厚减薄

4  后评价

4.1  腐蚀发展趋势预测和管道剩余强度计算

基于生产工艺参数、气质分析报告，利用Predict腐蚀预测模型计算各目标管线腐蚀发展趋势[4]。根据ASME B31G准则，计算管道的失效压力。由于储气库管线具有周期性注采气的特点，且停输时间较长，计算最大腐蚀减薄处的腐蚀发展速率考虑了管道主要的注、采气及停输的时间段。结合开挖点检测结果，计算管线的失效压力（表 3）大于目标管线的最大设计压力25 MPa，可认为管道的剩余强度没有受到显著影响，所评价管道能够允许的安全运行压力仍为管道设计确定的最大允许运行压力。

表 3 目标管线的腐蚀速率

4.2  管道剩余寿命计算

根据NACE Pipeline Corrosion Intergrity Management推荐做法，按式（6）、式（7）计算管道剩余寿命（RL）应取失效前时间（TF）和泄漏前时间（TL）[5]。

TF＝C×SM（t / GR）      （6）

TL＝（t－d）/ GR        （7）

式中：TF为失效前时间，a；TL为泄漏前时间，a；C为校准系数；SM为安全系数；t为公称壁厚，in；d为腐蚀深度，in；GR为腐蚀发展速率，in/a。

基于4.1小节得到的管道腐蚀发展速率和管道失效压力，可以计算出各条管线在考虑间歇输送的局部高风险点腐蚀发展速率情况下的剩余寿命。结果表明，7条目标管线的剩余寿命均为20年。

4.3  再评估周期确定

基于ASME B31.8S―2015的规定，由于储气库管线运行压力不超过30% 的最小屈服强度，最大再评估间隔时间为5至10年[6]。依据NACE SP 0110―2010标准的规定，再评估时间间隔不应超过剩余寿命的二分之一，即再评估时间间隔不应超过10年。按照GB 32167―2015《油气输送管道完整性管理规范》，直接评价的再评价周期宜根据风险评价结论和直接评价结果综合确定，最长不应超过8年。基于这三项规定，确定储气库管线的最大再评估时间间隔应为8年。

5  结论

本文采用国际上通用的管道内腐蚀直接评估方法，基于某盐穴储气库15条集输支干线的基础数据，从里程和时间两个维度划分集输管线的内腐蚀评估区间，对某盐穴储气库集输管线内腐蚀状况进行了评价，得出以下结论：

（1）利用内腐蚀直接评估间接评价，可预测盐穴储气库集输管线在注、采气和停输阶段的内腐蚀高风险位置。评估结果确定了注采过程中内腐蚀风险位置的里程分布，为后续检测需要重点关注的位置提供理论基础。

（2）基于间接评价所确定的重点关注位置，选择储气库管线7处位置进行开挖并直接测量壁厚。结果表明：目前储气库管线的缺陷在顶部和底部均有分布，最大壁厚损失为5.32%，其余6处壁厚减薄不大于5%，管线内腐蚀缺陷发展不显著。

（3）结合ASME B31.8S―2015、NACE SP0110―2010和GB32167―2015的规定进行判断，该储气库管线的剩余强度暂未受到影响，剩余寿命为20年，再评估周期为8年。

综上所述，利用内腐蚀直接评估方法，可以有效地预测和评估盐穴储气库集输管线的内腐蚀风险，为盐穴储气库集输管线的完整性管理提供了科学依据。

 

参考文献：

[1]屈丹安，杨春和，任松.金坛盐穴地下储气库地表沉降预测研究[J].岩石力学与工程学报，2010，29(S1)：2705-2711.

[2]吕超.某储气库注采气管道内腐蚀直接评估方法[J].油气储运，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.

作者简介：倪志良，1980年生，本科，工程师，现任江苏储气库分公司金坛作业区主任，主要从事盐穴储气库生产运行和管道完整性管理工作。联系方式：13921024597，nizl01@pipechina.com.cn。