基于關鍵部件的集輸氣設施工況適應性評價

汪洋

中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦（四川達州 635000）

在氣田開發生產過程中，因為生產的需要或特殊的情況，經常會進行地面集輸氣系統工況調整。在氣井產量、壓力等工況變化后，尤其是產量大幅提升后，隨著流速的增加，必定會導致沖蝕、應力的加大，對生產設施造成不同程度的腐蝕和損害[1-2]?？赡茉斐晒艿来┛住㈤y門泄漏、裝置零件斷裂[3]、連接部件螺栓松動、測量儀器精度變差、元器件不能工作等情況，甚至導致材料開裂并引發惡性事故[4]。其安全風險如何，生產是否平穩可控是需要重點關注的問題[5]。因此有必要對整個地面集輸氣系統的工況適應性進行分析評價[6]，采取相應措施，確保安全[7]。進行評估和壽命預測，對保障集輸氣系統的安全平穩生產是非常重要的，對井站風險管控、高效開發具有重要的意義[8-9]。

1 H9井概況

H9 井為某氣田飛仙關氣藏的一口生產井，產氣量約10×104m3/d，輸壓6.2 MPa 左右，H2S 含量73 g/m3，產氣輸送到H1井集氣站后再外輸至下游。之前受下游集輸氣系統處理能力、H2S 承受能力的制約，產能未能充分發揮。為了完成生產任務，充分釋放氣井產能，增強天然氣保供能力，H9 井產量從10×104m3/d大幅提升至30×104m3/d，導致下游集輸氣系統工況發生了較大變化。特別是在彎頭區域和天然氣流動方向上變化的區域，對關鍵部位或閥門等造成重要影響，最終可能導致安全風險增大。因此，H9井產氣量提高后，需要開展該井地面集輸氣系統的工況適應性評價，對保障集輸氣系統安全平穩生產十分必要，也為風險防控提供技術指導和依據[10]。

2 技術路線

對設備裝置、管道完整性管理、安全隱患進行準確分析檢測，為生產運維管理提供直接可靠的依據，可以降低故障、事故發生頻率[11]。由于分離器、水套爐等工藝裝置檢測評價技術相對成熟，安全系數較高，經過復核處理能力也滿足工況變化后生產需要。本次重點對管道彎頭、閥門及密封等關鍵易損部位進行檢測評價。

評價采用的主要技術思路：①根據歷史生產數據，包括設計、工程建設資料，以動力學、流體力學、有限元、疲勞腐蝕等理論為基礎[12]，圍繞重點設施、管道部件疲勞壽命與健康管理等關鍵技術問題，分析流體腐蝕碰撞磨損損傷、力學行為，以及工況誘發產生的脈沖等復雜附加載荷作用[13]。②結合現場檢測實際結果，應用計算機模擬技術，進行減薄量對比，分析硫化氫腐蝕速率和腐蝕量的變化趨勢[14]，以及閘閥刺漏和密封性失效等問題。③根據以上得到的腐蝕量、壁厚減薄量、安全系數、密封性等參數進行綜合評價[15]。評價分為3個等級：一級為低風險，可以正常使用；二級為中風險，需要加強監控使用；三級為高風險，不能繼續使用，需要立即采取措施。④最后根據評價結果提出生產運維與管理的意見和建議[16]。

3 評價現場應用情況

3.1 管道評價

3.1.1 流場分析

根據管道材質、型號、類型、工作參數建立速度、壓力流場云圖，下面以H9井來氣進H1井站后第一處DN100彎管GD1為例說明評價過程，分別如圖1、圖2、圖3所示。

圖1 GD1現場圖

圖2 天然氣速度分布云圖（紅色區域最大39 m/s）

圖3 天然氣壓力分布云圖（紅色區域最大6.48 MPa）

3.1.2 腐蝕預測計算結果

根據管道材質、型號、類型、工作參數、流場及腐蝕預測模型得到腐蝕預測結果。最大腐蝕速率為0.023 7 mm/a，最大累積減薄量為0.065 8 mm，為輕度腐蝕。

3.1.3 剛強度分析

根據管道材質、型號、類型、工作參數、流場圖、腐蝕預測結果得到管道剛強度分析圖及應力分布結果，如圖4、圖5所示。

圖4 彎管綜合應力分布

圖5 管道變形情況示意圖

計算得到綜合應力的最大值為126.1 MPa，位于彎頭的內側。應力的分布通過顏色變化來表示，紅色表示應力最大的位置。評價表明目前GD1 是安全的，建議對該部位加強監控。

經分析計算，管道紅色位置的最大變形量為0.325 2 mm，屬微變形，對工藝安全無影響。計算GD1 管道剛強度安全系數，其最大綜合應力為126.1 MPa，最小安全系數為1.983，工藝及運行評價結論為安全。

3.1.4 評價結果

GD1 評價結果表明，管線腐蝕速率為0.023 7 mm/a，為輕度腐蝕。剛強度安全系數為二級風險中值，說明目前安全，可以監控使用。

從圖1～圖5 可以看出，天然氣在進入管道后沿管道外壁速度較快，分析主要是受地下彎頭影響導致流向變化造成的。而在靠近管道后端，因為有閥門、法蘭等阻力件存在，導致流速有所下降，對應壓力有所升高。管道變形情況也印證了這點。

由于管道彎頭壁厚選取的腐蝕余量為3 mm，根據現有腐蝕速率計算，能夠長期使用，且可以滿足目前安全生產的需要。

3.2 閘閥沖蝕、腐蝕、剛強度、密封性分析及評價

天然氣輸送過程中，天然氣內的H2S 等腐蝕介質將對閥門內流道產生腐蝕，天然氣在管道設施內流通過程中由于流道形狀變化、流動方向的變化也將對閥門內流道產生沖蝕。而腐蝕和沖蝕將使壁厚減薄，安全風險增加。本次重點關注H2S 對閥門內流道的腐蝕，天然氣流動過程中對閥門內流道的沖蝕。以H1井站DN100平板閥ZF1為例進行介紹，如圖6所示。

圖6 H1井站平板閥ZF1現場圖

3.2.1 沖蝕計算結果

根據流場分析結果，利用開發的沖蝕量計算程序，計算流道最大沖蝕量隨開采年限的變化情況。計算結果表明，年度最大沖蝕深度為0.121 mm/a，累積最大沖蝕深度為1.475 mm。

3.2.2 腐蝕計算結果

流體的腐蝕與流體中腐蝕氣體的濃度、溫度、壓力、流體流動速度等密切相關，利用流場分析結果，結合構建的腐蝕預測模型，預測年度最大腐蝕深度為0.114 mm/a，累積最大腐蝕深度為1.395 mm。

3.2.3 壁厚減薄預測

綜合考慮流體對壁面的沖蝕、腐蝕，開展壁厚最大減薄量預測。年度最大壁厚減薄量為0.235 mm/a，累積最大壁厚減薄量為2.869 mm。

3.2.4 剛強度分析

場站關鍵工藝部件，其可靠性決定了場站生產的安全。利用有限元分析技術，分析在腐蝕環境下，不同開發參數時閘板閥應力、變形及其分布。以輸壓和產量為邊界條件，計算流體對閥門的內流道壓力，根據沖蝕模型和腐蝕模型計算工作年度的壁厚減薄情況。利用建立的模型進行求解后，獲得計算年度閥門的剛強度。

氣井開發生產過程中，由于H2S 對閥門內流道腐蝕，天然氣對閥門的沖蝕結果導致壁厚減薄，在閥門分析裝配模型中，將根據預測的壁厚進行閘板閥分析裝配模型的建立。將該年度的生產參數作為載荷進行計算，獲得該年度的剛強度分析結果。

以閥門在2022 年的生產參數為邊界條件，利用流場分析獲得流道內的壓力，其余的載荷條件不發生改變?？紤]H2S 的腐蝕和沖蝕導致的壁面減薄，2022 年閘閥的剛強度分析結果如圖7、圖8所示。

圖7 閥門的綜合應力分布圖

圖8 閥門在通過管道中心的Z-X面的變形分布

閥門的最大綜合應力為208.7 MPa，位于閥體，目前安全，建議對該部位加強監控。閥門的最大變形紅色位置為0.024 35 mm，位于閥門閥板上，屬微變形，對工藝安全無影響。

3.2.5 剛強度安全系數

根據受力特點，結合流體的沖蝕和H2S腐蝕使其強度降低。利用有限元分析方法，計算其集中應力變化規律。閘板閥所使用的材料為耐腐蝕合金結構鋼，有很高的靜力強度、沖擊韌性及較高的疲勞極限。其力學性能指標為：抗拉強度≥985 MPa，屈服強度≥835 MPa，條件屈服強度≥440 MPa。綜合考慮閥門在工作過程中因含有H2S等腐蝕性介質的腐蝕，閥門應力最大的區域位于閘閥的閥體上。計算閘閥的最大綜合應力212.93 MPa，最大變形為0.025 mm，最小剛強度安全系數為1.17，工藝和運行評價結論為安全。

3.2.6 密封壽命預測

由于密封處在集輸氣系統復雜生產環境中，密封的材料均為耐沖刷、耐腐蝕的材料。在惡劣的工作環境和長期使用后，密封老化，功能逐漸下降，甚至發生失效，產生泄漏。對于含H2S 天然氣管線上的閥門開展密封失效的機理分析，進行密封系統安全性及壽命預測，預判密封失效的時間，對安全生產具有非常重要的意義。

閥門密封性能是閥門最重要的指標之一。閥門密封損傷主要的形式有氣蝕、沖蝕、磨損、腐蝕、沖擊等。各種因素之間會相互影響，相互促進[17]。

閥門氣蝕發生在壓差較大的工況中，工作介質流過閥芯與閥底的節流面處流速增大，壓力迅速降低形成氣泡。當介質里的氣泡由于壓力恢復爆裂后，會造成局部沖擊，導致密封表面產生點蝕和腐蝕。

在氣井開采過程中，在管道內流動的流體是氣、液、固體顆粒物的混合物。在流動過程中，固體顆粒沖刷會對閥門密封產生強烈的沖蝕效應，導致密封受損。通過氣體顆粒兩相流動分析，了解氣體及顆粒在閥內的流動及其沖蝕特性，通過改變閥門開度、顆粒直徑和顆粒質量流量可減少沖蝕對密封的影響。

在閥門啟閉過程中，密封面會受到磨損。密封磨損量受各種因素影響，閥門密封的沖擊與磨損是閥門長期運行下常見的密封失效形式。

在進行密封剩余壽命預測過程中，綜合考慮如下因素：裝置內流道流體的壓力、產量，氣體中H2S、CO2的含量、溫度，裝配過程中密封圈受力的均勻性，密封件的維護。

通過開展密封工作過程中的受力、性能劣化、腐蝕、沖蝕、壽命預測等分析，結合密封的極端破壞實驗，對金屬密封、橡膠密封進行壽命預測。

對閥門的密封進行壽命預測，預測的參數為25 ℃，H2S 含量73 g/m3，設定安裝過程為規范安裝，生產過程中嚴格按照技術要求進行保養。模擬計算獲得密封壽命與壓力、產量和H2S 含量的關系。密封性評價結論：當前密封有效。

根據實際生產參數預測密封壽命。在運維保養中，嚴格按照操作規程定量、定頻次注脂保養的情況下，邊界條件設置為1。根據計算結果分析，在2024年8月前，密封處于安全狀態；2024年8月是臨界安全區，以后需要及時維修更換閥門或密封。

3.2.7 ZF1評價結果

ZF1評價結果表明：壁厚減薄2.869 mm、剛強度安全系數1.17，密封有效，可以正常生產。整個閥門評價為二級風險，目前安全，可以加強監控繼續使用。

3.3 超聲波檢測

為進一步檢測關鍵部件的缺陷，同時采用超聲波進行了測厚。測厚時，當管壁厚度變化均勻時，可直接進行厚度測量；當壁厚變化不均勻時，采用超聲C掃描儀掃描測量。管道壁厚檢測主要檢測管道截面各個時鐘位置的厚度，發現嚴重缺陷時，采用超聲C掃描定量檢測該缺陷。

3.3.1 測厚

采用超聲相控陣對重點關注的11 段管道進行測厚。為避免檢測誤差，進行了兩次檢測。兩次檢測數據結果基本一致，說明檢測數據真實可靠。檢測發現集輸系統下游金山站閥室內DN250 管道（GD10、GD11）存在腐蝕和異常點。對存在腐蝕的點附近進行超聲C 掃描，檢測范圍內最大剩余壁厚為12 mm，最小剩余壁厚為10.4 mm，最大最小剩余壁厚差值為1.6 mm。

3.3.2 C掃描

利用超聲相控陣對重點關注的5個閘閥進行超聲C掃描。結果表明，通過兩次的現場檢測，所檢測的5個閘閥中，ZF1（H1井站G30平板閥）存在腐蝕，腐蝕部位在氣流方向右側上腔體（自編號C1）處，具體腐蝕部位和程度如圖9所示。

圖9 閘閥檢測圖

經檢測閥體最大剩余壁厚為21 mm，最小剩余壁厚為17.8 mm，最大最小剩余壁厚差值為3.2 mm，建議監控使用。

3.4 檢測評價結果

H9 井地面集輸氣系統工況適應性檢測評價結果匯總顯示，對關鍵部位重點分析檢測的11 段管道、5個閘閥進行綜合適應性評價后，發現以上設施均為二級風險，需要加強監控，目前可繼續使用。

4 結論及建議

通過檢測和適應性評價結果匯總可以看出，在30×104m3/d 的產量工況下，H9 井地面集輸氣系統是適應的，工藝設施和生產運行都是安全的。實際上，H9 井大幅提產后，整個集輸系統已安全運行近1 年，目前生產正常平穩，表明評價結果是可靠的，采用的評價技術是可行的。本次對H9井地面集輸氣系統進行的工況適應性評價，主要建立在重點關鍵部件檢測評價基礎上，為今后開展類似工作提供了參考，可以進一步推廣應用。

根據評價結果，提出生產管理建議如下：

1）構建完善的井站安全生產監管機制，建立完善的設備信息，定期對場站運行情況進行巡查。一旦發現風險隱患，要立即進行處理。加強設備設施維護，升級改造老舊落后裝置。

2）持續做好生產運行動態監測。加強對生產各環節的壓力、氣量、溫度、硫化氫含量等參數的動態監測和分析，加強上下游生產各環節的溝通與聯系，及時采取有效措施，確保生產系統運行正常。

3）進一步完善場站完整性管理方案，制定場站管道裝置設施的完整性監督檢測制度，開展安全性評估。構建監檢測大數據平臺，掌握工藝及運行的變化規律和趨勢。提高風險辨識和防控水平，確保安全生產。