天然气地面集输工艺安全风险评价与应用

张瑾（中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010）

天然气地面集输工艺安全风险评价与应用

张瑾（中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010）

进行有效的工艺安全风险分析，是推进HSE管理体系有效运行的关键环节。辽河油田针对深层气高温、高压、高腐蚀（CO2+H2O腐蚀介质）特点，利用剩余壁厚组合检测技术、腐蚀速率监测与腐蚀机理研究、流场仿真模拟、剩余强度分析、剩余寿命预测等技术，以压力管道检测为主线，为实施科学的采气地面工艺风险分析所作的有益探索。

辽河油田；天然气；集输工艺；风险；分析；方法

辽河油田针对天然气高压高腐蚀的特点，通过提高设备压力等级、优化采气工艺参数、选用防腐材料和先进成熟工艺路线等措施，更重要的是针对天然气开采行业高风险特点，进行有效的风险控制，而风险控制的前提是进行科学的风险分析，准确找出重大风险并实施有效控制。天然气地面工艺复杂，由于采出物中含有CO2+H2O，因而具有较强的腐蚀性，工艺在高温高压下运行，容易发生设备穿孔事故。如何进行采气工艺安全风险分析，准确找出风险点源进而提出针对性的控制措施，就成为我们有效实施HSE管理的关键环节。

1 工艺安全风险评价的内涵

1.1 站场关键设备与管道腐蚀状况检测技术

停工状态下，管道和设备为常温，可以拆除防腐保温层、去除涂层和打磨防锈漆，且可以进入设备内部；不停工状态下，部分设备和管道超过常温，防腐保温层和防锈漆不能破坏，因而需选择适应好的组合检测技术。

1.1.1 管线图的绘制。

根据站场工艺流程以及管道的设计压力、设计尺寸等，将站内管道分为若干段，并绘制详细的管线图。

1.1.2 管道剩余壁厚的检测。

采用选定的组合测试技术，按照管线图对关键部位进行壁厚检测，并与设计壁厚对照分析。

2 介质腐蚀性影响因素及规律

2.1 含水。产生CO2腐蚀必须有水存在，而且必须湿润钢铁表面。含水率对腐蚀严重程度具有重要影响。

2.2 分压的影响。二氧化碳分压是二氧化碳腐蚀的直接影响因素。在油气工业中根据CO2分压判断腐蚀程度的经验规律是：当Pco2＜0.021MPa时，不产生CO2腐蚀；当0.021＜P co2＜0.21MPa时，发生中等腐蚀；当Pco2＞0.21MPa时，发生严重腐蚀。

2.3 温度。当温度小于＜60℃时，金属表面光滑，均匀腐蚀；温度在110℃附近时，严重聚部腐蚀，温度大于150℃时，形成的混合腐蚀产物膜细密，腐蚀率下降。

2.4 流速的影响。高流速使腐蚀产物膜产生机械疲劳，容易使钢铁处于裸露状态，导致腐蚀速率升高。其他因素如pH值、水中其他离子含量等对CO2腐蚀也会产生一定影响，由于影响作用比较复杂，在此不做讨论。

2.5 介质流场冲刷仿真分析

应用流体力学计算软件，对管道典型单元如直角弯头、三通、大小头等进行流场仿真模拟，预测各个部件易产生冲刷腐蚀的部位，了解管道冲刷腐蚀规律，以掌握站场管道内腐蚀或冲刷减薄的关键部位，为这些易产生冲刷减薄的关键部位的监控提供依据。

2.6 剩余强度评估

评价的步骤进行剩余强度评估，确定管道的最小要求壁厚，以及最大承压能力，分析管道的安全可靠性。其中，失效模式确定为塑性破坏失效；由于主要载荷为气体内压力，因而管线内力可仅考虑内压影响；轴向作用力和弯矩在设计压力以及操作温度下，利用软件应力分析计算得到。

2.7 剩余寿命预测

SY/T6477-2000《含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法第一部分：体积型缺陷》中给出的管道最小壁厚计算方法，求解管道最小要求壁厚，确定腐蚀余量。

3 应用效果

3.1 准确测量了两个站场管道和关键设备的剩余壁厚。

利用上述提出的组合检测方法体系对某集气站管道腐蚀情况进行了全面调查，监测117处管件的剩余壁厚，发现54处腐蚀（冲蚀）减薄点。

3.2 分析了影响两个站关键设备和管道腐蚀的关键因素及规律。

某站介质含CO21.4%-3.7%之间，各井日产水量0.7m3—3.5m3之间，且CO2平均分压达到0.183-0.361MPa，进站温度低于60℃，但加热后温度高于60℃，部分井产水含有较多Ca2+、Mg2+离子，增大局部腐蚀倾向，各井盘管内实际流速为12-37.7m/s，流速高，腐蚀产物膜比较疏松，这些都表明集气站介质具有较强的腐蚀性。

3.3 预测管道内易冲刷腐蚀部位。

对冲刷危险点进行预测，容易发生冲刷腐蚀的部位有：①三通后背弧面位置；②节流阀阀芯位置；③直角弯头后直管段上与弯头间距小于2D（D为管道公称直径）的区域；④大小头的小头位置；⑤U型弯头的两个弯头后外弧面区域；⑥单个弯头的后外弧面区域。仿真预测分析结果与实际抽查的测试结果对比，验证了仿真分析的有效性和正确性。

3.4 剩余强度评估结果。

以某站一口井加热炉为例，加热炉管道为∮76*9mm，工作压力29MPa，工作温度50℃，输送介质天然气，管道材料20 钢，腐蚀点深度0.3-0.7mm，按照很严重级别可接受的失效概率为10-5，从而得到加热炉管道的剩余寿命为8.32年。

4 结语

随着天然气开发规模的扩大，集气站工艺管道、单井管道数量迅速增加，由于管道失效而引发的安全问题越来越多的暴露出来。造成管道运行故障的主要因素是各种情况下的腐蚀，由于管道内外腐蚀造成的穿孔、破裂、减薄等失效事故，不仅严重影响正常生产，也对企业财产和员工生命安全构成极大威胁。针对上述问题，探索有效的集气站管道缺陷检测和评价方法，精确掌握站场管道和设备的腐蚀状况，分析站场管道腐蚀影响因素及腐蚀规律，仿真分析并预测管道易发生冲刷减薄的关键部位，进而对管道剩余强度进行评估。

［1］陈卓元，张学元，王凤平，杜元龙等.二氧化碳腐蚀机理及影响因素.材料开发与应用，1998，05.