管线内腐蚀直接评价方法的现场应用.pdf

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1、100天熟号与石油NATURALGASANDOIL2017年2月管线内腐蚀直接评价方法的现场应用魏登峰1高嘉喜1崔铭伟2李杰21．延长油田股份有限公司，陕西延安716000；2．陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075摘要：以延长气田延气2井区BZ1一BZ4集气管线为例，采用多相流工艺计算标准化软件OLGA提供的腐蚀模块，重点分析BZ1一BZ4集气管线当前输送条件、气质、水质条件下，集气管线高腐蚀风险值的大小、出现的位置以及形成原因，并对不同腐蚀位置的风险值，依大小进行排序，评价湿气管线运行的完整性。BZ1一BZ4集气管线高腐蚀风险点大多出现在起伏管线的上坡段，且在上坡段

2、中部较长时间维持高风险值；BZ1一BZ4集气管线高腐蚀风险点出现的位置均与高持液率、段塞流动状态、高壁面剪切力等气液两相流动参数出现的频率、位置相吻合，即在管线操作参数确定的条件下，管内气液流动状态严重影响管线高腐蚀风险点位置和风险大小。管线内腐蚀直接评价方法可以实现廷气2井区管线内腐蚀直接检测，进而替代湿气管道智能清管内检测技术。关键词：内腐蚀；直接评价；OLGA；间接检测；腐蚀风险DOI：10．3969／j．issn．1006～5539．2017．01．0190前言延长气田地势总体西高东低，天然气集输管线敷设地区地形起伏较大。延气2井区天然气组分CO：摩尔分数平均含量超过3．5％，个别井

3、位CO：摩尔分数含量超过6％，井口物流中10×104m3天然气产出水0．06～0．4m3。随着开发年限的增加，延气2井区天然气组分CO：和H：0含量逐年增加，导致延气2井区采气、集输管线内腐蚀程度逐年增加，由此产生的管线腐蚀失效风险逐年增加，严重影响延长气田安全可持续性发展。根据国家经贸委第17号令：新建管线必须在3年内进行管道基线检测(包括内腐蚀检测)，而对于集输管道管径相对较小、管径变化多、管道长度相对较短、管线起伏较大、管道中弯头数量多、曲率半径很大的延长气田集输管线，长输管道常用的智能内检测方法，如漏磁检测技术、超声波检测技术等，在延长气田大部分集输管线中无法实施。因此，为满足国家法

4、规与延长气田管线安全生产要求，亟需研究管道智能内检测的替代方案。内腐蚀直接评价方法最早由美国提出⋯，主要针对不适于进行智能内检测油气管线的内腐蚀评价。内腐蚀直接评价方法的作用是判断天然气管道内腐蚀的高危部位，对其进行评价并提出解决办法，保障管道的完整性，国外已经通过高分辨率漏磁检测和现场开挖验证了其有效性。在大量研究成果的基础上，2006年美国腐蚀工程师学会NACE提出了SP0206“GasInternalCorro—sionDirectAssessmentMethodologyforPipelines”(《干气管道内腐蚀直接评价技术方法》)口。，国外油气田已将此应用到实际管线的内腐蚀评价‘

5、3。13o。目前国内部分气田已经直接引用上述标准结合现场实际情况¨4。⋯，对干气管道实施了内腐蚀直接评价。内腐蚀直接评价方法过程包含预评价、间接检测、详细检测、后评价四个环节一⋯。本文以延气2井区BZ1一BZ4集气管线为研究对象，对其开展了内腐蚀直接评价研究，以满足国家法收稿日期：2016—09—04作者简介：魏登峰(1974一)，男，陕西佳县人，高级工程师，博士，主要从事油田勘探开发管理工作。第35卷第1期CORRnQInKI△N1"3rnR口nQInNp日nTFrTlnN规和延长气田集气管线安全生产的要求，促进延长气田安全可持续性发展。1管线内腐蚀直接评价基础数据1．1管线参数延气2井区

6、BZ1一BZ4集气管线总里程约3．5km。高程差130m，表1为延气2井区BZ1一Bz4集气管线桩号及高程。1．2管线输送介质参数表2为延气2井区1号集气站各井口气质分析表，以及依据各井产量所做的1号集气站外输气气质分析。表3为延气2井区1号集气站各井口产出水水质分析表，以及依据各井含水量所做的1号集气站外输气含水气质分析。表4为延气2井区1号集气站所辖井口2015年7月采气日报，结合表2～4确定内腐蚀直接评价方法所需的外输压力、外输温度、外输气质、外输水质以及外输流量。内腐蚀直接评价BZ1一BZ4集气管线外径259mln，钢管壁厚7．1mill，管线为单层管结构，无保温层，操作温度19．2

7、℃，操作压力5．2MPa。表2延气2井区1号集气站BZ1一BZ4集气管线气质分析瞳钿鼻晴扣101表1延气2井区BZ1一BZ4集气管线桩号及高程n、桩号高程日桩号高程口B001882．32B024899．95B002876．98B024—1899．80B003876．45B025902．35B004878．52B026904．96B006879．48B027910．82B007871．62B028915．85B