天然氣地面集輸工藝安全風險評價與應用

張瑾（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010）

天然氣地面集輸工藝安全風險評價與應用

張瑾（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010）

進行有效的工藝安全風險分析，是推進HSE管理體系有效運行的關鍵環節。遼河油田針對深層氣高溫、高壓、高腐蝕（CO2+H2O腐蝕介質）特點，利用剩余壁厚組合檢測技術、腐蝕速率監測與腐蝕機理研究、流場仿真模擬、剩余強度分析、剩余壽命預測等技術，以壓力管道檢測為主線，為實施科學的采氣地面工藝風險分析所作的有益探索。

遼河油田；天然氣；集輸工藝；風險；分析；方法

遼河油田針對天然氣高壓高腐蝕的特點，通過提高設備壓力等級、優化采氣工藝參數、選用防腐材料和先進成熟工藝路線等措施，更重要的是針對天然氣開采行業高風險特點，進行有效的風險控制，而風險控制的前提是進行科學的風險分析，準確找出重大風險并實施有效控制。天然氣地面工藝復雜，由于采出物中含有CO2+H2O，因而具有較強的腐蝕性，工藝在高溫高壓下運行，容易發生設備穿孔事故。如何進行采氣工藝安全風險分析，準確找出風險點源進而提出針對性的控制措施，就成為我們有效實施HSE管理的關鍵環節。

1 工藝安全風險評價的內涵

1.1 站場關鍵設備與管道腐蝕狀況檢測技術

停工狀態下，管道和設備為常溫，可以拆除防腐保溫層、去除涂層和打磨防銹漆，且可以進入設備內部；不停工狀態下，部分設備和管道超過常溫，防腐保溫層和防銹漆不能破壞，因而需選擇適應好的組合檢測技術。

1.1.1 管線圖的繪制。

根據站場工藝流程以及管道的設計壓力、設計尺寸等，將站內管道分為若干段，并繪制詳細的管線圖。

1.1.2 管道剩余壁厚的檢測。

采用選定的組合測試技術，按照管線圖對關鍵部位進行壁厚檢測，并與設計壁厚對照分析。

2 介質腐蝕性影響因素及規律

2.1 含水。產生CO2腐蝕必須有水存在，而且必須濕潤鋼鐵表面。含水率對腐蝕嚴重程度具有重要影響。

2.2 分壓的影響。二氧化碳分壓是二氧化碳腐蝕的直接影響因素。在油氣工業中根據CO2分壓判斷腐蝕程度的經驗規律是：當Pco2＜0.021MPa時，不產生CO2腐蝕；當0.021＜P co2＜0.21MPa時，發生中等腐蝕；當Pco2＞0.21MPa時，發生嚴重腐蝕。

2.3 溫度。當溫度小于＜60℃時，金屬表面光滑，均勻腐蝕；溫度在110℃附近時，嚴重聚部腐蝕，溫度大于150℃時，形成的混合腐蝕產物膜細密，腐蝕率下降。

2.4 流速的影響。高流速使腐蝕產物膜產生機械疲勞，容易使鋼鐵處于裸露狀態，導致腐蝕速率升高。其他因素如pH值、水中其他離子含量等對CO2腐蝕也會產生一定影響，由于影響作用比較復雜，在此不做討論。

2.5 介質流場沖刷仿真分析

應用流體力學計算軟件，對管道典型單元如直角彎頭、三通、大小頭等進行流場仿真模擬，預測各個部件易產生沖刷腐蝕的部位，了解管道沖刷腐蝕規律，以掌握站場管道內腐蝕或沖刷減薄的關鍵部位，為這些易產生沖刷減薄的關鍵部位的監控提供依據。

2.6 剩余強度評估

評價的步驟進行剩余強度評估，確定管道的最小要求壁厚，以及最大承壓能力，分析管道的安全可靠性。其中，失效模式確定為塑性破壞失效；由于主要載荷為氣體內壓力，因而管線內力可僅考慮內壓影響；軸向作用力和彎矩在設計壓力以及操作溫度下，利用軟件應力分析計算得到。

2.7 剩余壽命預測

SY/T6477-2000《含缺陷油氣輸送管道剩余強度評價方法第一部分：體積型缺陷》中給出的管道最小壁厚計算方法，求解管道最小要求壁厚，確定腐蝕余量。

3 應用效果

3.1 準確測量了兩個站場管道和關鍵設備的剩余壁厚。

利用上述提出的組合檢測方法體系對某集氣站管道腐蝕情況進行了全面調查，監測117處管件的剩余壁厚，發現54處腐蝕（沖蝕）減薄點。

3.2 分析了影響兩個站關鍵設備和管道腐蝕的關鍵因素及規律。

某站介質含CO21.4%-3.7%之間，各井日產水量0.7m3—3.5m3之間，且CO2平均分壓達到0.183-0.361MPa，進站溫度低于60℃，但加熱后溫度高于60℃，部分井產水含有較多Ca2+、Mg2+離子，增大局部腐蝕傾向，各井盤管內實際流速為12-37.7m/s，流速高，腐蝕產物膜比較疏松，這些都表明集氣站介質具有較強的腐蝕性。

3.3 預測管道內易沖刷腐蝕部位。

對沖刷危險點進行預測，容易發生沖刷腐蝕的部位有：①三通后背弧面位置；②節流閥閥芯位置；③直角彎頭后直管段上與彎頭間距小于2D（D為管道公稱直徑）的區域；④大小頭的小頭位置；⑤U型彎頭的兩個彎頭后外弧面區域；⑥單個彎頭的后外弧面區域。仿真預測分析結果與實際抽查的測試結果對比，驗證了仿真分析的有效性和正確性。

3.4 剩余強度評估結果。

以某站一口井加熱爐為例，加熱爐管道為∮76*9mm，工作壓力29MPa，工作溫度50℃，輸送介質天然氣，管道材料20 鋼，腐蝕點深度0.3-0.7mm，按照很嚴重級別可接受的失效概率為10-5，從而得到加熱爐管道的剩余壽命為8.32年。

4 結語

隨著天然氣開發規模的擴大，集氣站工藝管道、單井管道數量迅速增加，由于管道失效而引發的安全問題越來越多的暴露出來。造成管道運行故障的主要因素是各種情況下的腐蝕，由于管道內外腐蝕造成的穿孔、破裂、減薄等失效事故，不僅嚴重影響正常生產，也對企業財產和員工生命安全構成極大威脅。針對上述問題，探索有效的集氣站管道缺陷檢測和評價方法，精確掌握站場管道和設備的腐蝕狀況，分析站場管道腐蝕影響因素及腐蝕規律，仿真分析并預測管道易發生沖刷減薄的關鍵部位，進而對管道剩余強度進行評估。

［1］陳卓元，張學元，王鳳平，杜元龍等.二氧化碳腐蝕機理及影響因素.材料開發與應用，1998，05.