雅克拉氣田單井集輸管道腐蝕及檢測

趙夢露，張江江，張淑琴，楊 波

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 阿克蘇 334600)

雅克拉氣田位于塔里木盆地北部，位于沙雅隆起雅克拉斷凸中-東部，地理位置在新疆維吾爾自治區(qū)阿克蘇地區(qū)境內(nèi)，主力產(chǎn)層為上、下白堊系，雅克拉氣田2005 年正式投入開發(fā)，地面單井集輸管線2005 年11 月建成投產(chǎn)，隨著開發(fā)規(guī)模的擴大，2006 年至2010 年期間又先后建設(shè)了6 口新投產(chǎn)井集輸管線。投運短短1.5 a后，YK1，YK5H，YK6H 和YK10 井井口集輸管道先后因腐蝕問題發(fā)生暴管和腐蝕穿孔現(xiàn)象，嚴重影響到了氣田的正常生產(chǎn)運行，也帶來了一定的經(jīng)濟損失。該文通過腐蝕原因分析，指出了現(xiàn)有防腐措施的不足及存在的問題，提出了更為系統(tǒng)的內(nèi)腐蝕檢測及評估方法，為現(xiàn)場檢測及腐蝕治理提供了依據(jù)。

1 單井集輸管線腐蝕現(xiàn)狀

1.1 腐蝕穿孔現(xiàn)狀

雅克拉氣田屬酸性氣田，流體復(fù)雜(井流物CO2和Cl-含量高，pH 值低和H2S 含量低)、集輸壓力高(7.8～8.5 MPa)、集輸溫度高(30～65 ℃)，單井集輸管線投運超過1 a 后，在高CO2環(huán)境和強沖刷條件下，井口集氣管線彎頭腐蝕嚴重(見圖1)。

2005—2011 年雅克拉氣田單井集輸系統(tǒng)發(fā)生腐蝕穿孔共23 次，單井集輸管線焊縫和彎頭腐蝕問題突出，其中焊縫腐蝕占總腐蝕的43.5%，彎頭腐蝕占總腐蝕的21.7%，本體腐蝕占總腐蝕的26.1%，其他為8.7%。

圖1 YK1 井和YK5 井口管線彎頭穿孔Fig.1 Pineline bend of single well is corrosion attac

1.2 腐蝕壁厚檢測

單井集輸管線壁厚減薄井口端明顯高于進站端，產(chǎn)量高、含水高的單井管件彎頭處壁厚減薄高于管線。井口直管段平均腐蝕速率2.81 mm/a，彎頭段為2.51 mm/a，進站管線站外閥池直管段平均腐蝕速率0.55 mm/a，彎頭段0.79 mm/a，進站站內(nèi)閥組彎頭平均腐蝕速率0.114 mm/a。

2 腐蝕原因分析

單井集輸管線主要腐蝕因素［1］包括酸性氣體、流型流態(tài)等因素。以下對YK6H 單井站外閥池集輸管線腐蝕穿孔原因進行分析。

2.1 酸性氣體影響

氣田天然氣介質(zhì)中含有H2S 和CO2，依據(jù)天然氣中H2S 的分壓與CO2的分壓之比來判斷集輸管線的腐蝕模式:當(dāng)分壓比小于20 時為H2S腐蝕，分壓比介于20～500 時為H2S 和CO2混合腐蝕，分壓比高于500 時則為CO2腐蝕。依據(jù)此腐蝕模式判定依據(jù)，除YK16 井(分壓比為356.1)、YK12 井(分壓比為171.3)屬于H2S 和CO2混合腐蝕模式外，其他均屬于CO2腐蝕模式。

2.2 Cl-的影響

雅克拉氣田單井地層水呈酸性，其pH 值為5.4～6.3，Cl-質(zhì)量濃度高達49 198～151 923 mg/L質(zhì)量濃度僅為5～200 mg/L，質(zhì)量濃度為101～740 mg/L，總礦化度為122 593～250 305 mg/L。Cl-半徑小，極性強，是活性陰離子，可穿透并在產(chǎn)物膜和金屬界面富集，優(yōu)先進入到點蝕和垢下縫隙形成閉塞電池［2-3］。由于閉塞電池的金屬陽離子濃度升高，在電池電場的作用下，Cl-特有的破鈍作用，形成腐蝕小孔，對點腐蝕起到催化劑的作用，Cl-含量高更加劇點腐蝕的發(fā)生。

2.3 流體流態(tài)影響

在流動腐蝕過程中流型與腐蝕速度密切相關(guān)，氣田為氣液兩相流管道，流型隨著管徑、流體特性和管道傾斜度的改變而發(fā)生變化，通過氣相和液相的流速計算，其中YK8，YK9X，YK10，YK11，YK14 和YK16 井為分層流，YK1，YK2，YK6H，YK7CH，YK5H，YK13 和YK15 井為沖擊流。

分層流腐蝕程度受水含量和礦化度影響較大。YK8，YK10，YK11 和YK16 井集輸管線內(nèi)為分層流，水的質(zhì)量分數(shù)大于20%，且低流速小于3 mm/s，常常在水平和稍微傾斜的管流中，由于重力作用，相態(tài)趨于分層，水層在底部，易產(chǎn)生Cl-腐蝕及CO2腐蝕，YK16 井集輸管線CO2分壓較高易出現(xiàn)較嚴重的腐蝕。

沖擊流(段塞流)會產(chǎn)生較高的內(nèi)在紊流，在管壁上形成較深的溝槽［4］。

2.4 焊接因素影響

焊接工藝對管道焊口抗腐蝕能力的影響十分巨大，管道焊接后，若存在焊渣、焊瘤等，將從兩方面加劇焊口及其附近管道的腐蝕。

一方面焊渣、焊瘤為活性點，電位較本體更負，更易發(fā)生腐蝕;另一方面由于焊渣、焊瘤存在，管內(nèi)存在凸起，造成焊口附近形成紊流，產(chǎn)生強烈的液擊現(xiàn)象，從而形成空泡腐蝕和沖擊腐蝕，加速焊口和焊口附近區(qū)域的腐蝕。

從雅克拉氣田腐蝕統(tǒng)計結(jié)果表明焊縫腐蝕占總腐蝕的43.5%，在YK2 和YK10 井單井集輸管線8 次腐蝕穿孔中僅焊縫腐蝕就占了7 次，表現(xiàn)為材料腐蝕中的縫隙腐蝕及沖擊腐蝕，可見，焊縫因素對氣田腐蝕的影響是十分嚴重的。

2.5 材料因素

在CO2-Cl-組成的甜氣環(huán)境中，腐蝕產(chǎn)物膜一旦形成，腐蝕行為將與之密切相關(guān)，腐蝕速度將受膜的結(jié)構(gòu)、厚度、穩(wěn)定性及滲透性能影響，碳鋼腐蝕表現(xiàn)為縫隙腐蝕、均勻腐蝕和點蝕，不難得出普通碳鋼管材在CO2-Cl-組成的甜氣環(huán)境中不適應(yīng)，這一點與16Mn 管材耐蝕性差是十分吻合的。

3 防腐措施及不足

3.1 管線材質(zhì)

從目前雅克拉氣田開發(fā)近6 a 的集輸系統(tǒng)因腐蝕壁厚減薄目前累計更換彎頭、三通管件35個，更換集輸管線375 m?，F(xiàn)有的16Mn 管材在濕相CO2環(huán)境中難以滿足氣田安全高效開發(fā)的生產(chǎn)需要，選擇適合于雅克拉氣田腐蝕環(huán)境及生產(chǎn)運行工況的材料，及時更換局部嚴重腐蝕管道是很有必要的。

3.2 緩蝕劑加注

氣田從2007 年至2014 年共有YK1，YK 和YK5H 等6 口井集輸管線投加緩蝕劑，加注緩蝕劑型號為CT/TP2-19，加注質(zhì)量濃度100 mg/L，緩蝕劑對集輸管線有一定保護作用，緩蝕劑加注均在管線出現(xiàn)腐蝕后才加注，內(nèi)壁形貌一定程度上影響了緩蝕劑效果，緩蝕劑無充分霧化加注，頂部仍存在腐蝕，不能充分發(fā)揮優(yōu)勢。

4 腐蝕檢測技術(shù)優(yōu)選

針對不同腐蝕環(huán)境，管道腐蝕監(jiān)測技術(shù)不同，目前管道內(nèi)腐蝕檢測主要方法有:低頻長距超聲波檢測(導(dǎo)波檢測)、高頻導(dǎo)波檢測技術(shù)、C-SCAN管體腐蝕檢測技術(shù)、超聲波壁厚檢測、管體腐蝕漏磁檢測及遠場渦流檢測技術(shù)。

4.1 腐蝕監(jiān)測

目前雅克拉氣田有7 口井的集輸管線建立了腐蝕監(jiān)測點，在用的有5 口井，監(jiān)測方式為失重法掛片監(jiān)測(見表1)。掛片腐蝕監(jiān)測可定量表征介質(zhì)對管線的平均腐蝕速率，對于點(孔)蝕監(jiān)測較困難。從掛片監(jiān)測腐蝕速率可知，單井管線平均腐蝕速率較低，而氣田集輸管線目前全部是局部腐蝕，腐蝕加劇導(dǎo)致穿孔?，F(xiàn)有掛片腐蝕監(jiān)測手段對于反映較嚴重的局部腐蝕存在一定的局限性，有必要優(yōu)選精度高的能有效反映腐蝕狀況的檢測方法，對關(guān)鍵部位重點管線開展實時在線的內(nèi)腐蝕檢測，評估在用管線腐蝕狀況，為安全生產(chǎn)提供技術(shù)支撐。

表1 雅克拉氣田單井集輸管線腐蝕監(jiān)測點分布Table 1 Corrosion control point distribution of single well’s gathering line

4.2 超聲波測厚

超聲波測厚儀是根據(jù)超聲波脈沖反射原理來進行厚度測量的，作為一種單點的測厚儀器，其測量顯示值受管線表面粗糙度、彎頭曲率半徑大小、探頭接觸面有磨損狀況、管道應(yīng)力的影響、耦合劑的影響等方面條件制約，造成聲強透射率低、從而導(dǎo)致測量誤差，當(dāng)管道存在小的局部腐蝕坑，那么單靠超聲波測厚這種離散測點很難準(zhǔn)確捕捉到缺陷的位置，更無法反映極端條件下腐蝕狀況。

4.3 內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)

根據(jù)目前單井集輸管線內(nèi)腐蝕現(xiàn)狀和集輸管線敷設(shè)現(xiàn)狀，高頻導(dǎo)波、外壁漏磁、遠場渦流檢測方法不能滿足現(xiàn)場檢測要求;單井集輸管道內(nèi)腐蝕是流體沖刷和局部CO2腐蝕的疊加，選擇采用不停輸、不開挖的檢測手段對管道內(nèi)腐蝕進行在線檢測符合生產(chǎn)運行條件，通過對管體腐蝕程度檢測，揭示腐蝕形式，找出管道存在缺陷，測出剩余壁厚;通過對彎頭實現(xiàn)全截面腐蝕狀況掃描檢測，反映出腐蝕形貌，為腐蝕治理提供準(zhǔn)確判斷依據(jù)。

對于埋地直管段，可采取低頻導(dǎo)波方法來進行缺陷檢測;對于彎頭可采用C 掃描進行缺陷檢測;對于導(dǎo)波檢測盲區(qū)可用C 掃描補充，在定位出缺陷位置后再用超聲波進行精確測厚。下面對低頻長距超聲波、C-SCAN 管體腐蝕及超聲波壁厚3 種檢測技術(shù)作簡要介紹。

4.3.1 低頻長距超聲波檢測(導(dǎo)波檢測)

該技術(shù)設(shè)備同一個位置發(fā)射和接收低頻超聲波，對被檢測到金屬損失范圍和環(huán)向方位判斷，適用于管體的內(nèi)外金屬腐蝕與沖蝕等缺陷的檢測，在美國等國家均廣泛應(yīng)用，檢測效果良好，目前國內(nèi)油氣田管道也開始應(yīng)用。該儀器典型情況下埋地管道檢測范圍約為正負30 m，能夠檢測出管道截面9%腐蝕缺陷，精確定位。

4.3.2 C-SCAN 管體腐蝕檢測技術(shù)

該技術(shù)是一套集檢測跟蹤、數(shù)據(jù)記錄、缺陷成像顯示于一體的數(shù)字式高級聲定位C 掃描超聲檢測系統(tǒng)［5］，掃查成像進程與檢測跟蹤記錄同步完成，并自動記錄缺陷，確保檢區(qū)域掃查覆蓋率達到100%，主要用于彎頭、三通和直管等的管體檢測，同時能反映檢測管線的壁厚缺陷。

4.3.3 超聲波壁厚檢測

該儀器設(shè)備是使超聲波以一恒定速度在材料中傳播的時間來確定被測材料的厚度，是一種單點的測厚儀器，在其他管體腐蝕檢測設(shè)備完成了對管體腐蝕缺陷位置的確定后，采用該儀器對掃描出的管道缺陷部位進行精確的剩余壁厚檢測，可為腐蝕狀況評價與剩余強度和壽命預(yù)測提供基本參數(shù)。

4.4 內(nèi)腐蝕檢測方案

根據(jù)工況條件管線選擇低頻導(dǎo)波和C 掃描兩種組合檢測管線缺陷定位，最后超聲波精確測剩余壁厚，為治理對策提供準(zhǔn)確的判斷依據(jù)。該次內(nèi)腐蝕檢測主要對氣田的14 口生產(chǎn)井站外閥池至進站閥組的管道進行腐蝕狀況檢測，同時也對服役時間長、生產(chǎn)產(chǎn)量高、腐蝕相對多發(fā)的YK1 井和YK5H 井2 口井井口的出站100 m 埋地管線，進站站外200 m 埋地管線進行了檢測。

4.4.1 站外閥池至進站閥組管道

站外閥池至進站閥組管道有DN100 和DN150 兩種規(guī)格，彎頭為1.5D 和6D，站外閥池至進站閥組之間管線距離長約120 m，根據(jù)低頻導(dǎo)波在埋地管道檢測范圍約為正負30 m，就能精確定位檢測出管道截面9%的腐蝕缺陷的特點，開挖檢測操作探坑3 個，其中站內(nèi)直管段開挖檢測操作探坑1 個，站內(nèi)閥池開挖檢測操作探坑1 個，站外閥池開挖檢測操作探坑1 個;每條管道開展6 處檢測，其中進站閥組彎頭1 處、站內(nèi)閥池1.5D 彎頭段2 處，站內(nèi)直管段1 處、站外閥池6D彎頭1 處，站外閥池直管段1 處(見圖2)。采用低頻導(dǎo)波對直管段進行缺陷定位，采用C 掃描對彎頭進行缺陷定位，采用超聲波檢測測出缺陷部位壁厚。

圖2 管道檢測點分布及彎頭結(jié)構(gòu)形式示意Fig.2 Pipeline control point distribution and composition of bend

4.4.2 YK1 和YK5H 單井集輸管線

YK1 井DN100 管 線 約300 m，YK5H 井DN150 管線約300 m，開挖檢測操作探坑16 個，其中井口出站100 m 埋地管線開挖檢測操作探坑4 個，進站站外200 m 埋地管線開挖檢測操作探坑位7 個，兩操作坑的間距為30 m(見圖3)，采用低頻導(dǎo)波對直管段進行缺陷定位，對有缺陷部位采用超聲波精確檢測最小剩余壁厚。

圖3 兩單井集輸管道檢測點分布示意Fig.3 Control point distribution of single well’s gathering line

檢測操作:(1)低頻導(dǎo)波利用操作坑內(nèi)露管裝夾探頭，對探坑兩側(cè)未開挖的管道進行腐蝕缺陷檢測;(2)對低頻導(dǎo)波前后有1 m 的盲區(qū)管道，采用C 掃描進行檢測;(3)C 掃描對操作坑內(nèi)露彎頭進行檢測，(4)對缺陷定位后管道用超聲波進行剩余測厚檢測。為滿足檢測要求，操作坑內(nèi)的管線保溫層需要去掉，并在探頭裝夾部位打磨出金屬光澤，開挖尺寸見表2。

表2 開挖檢測操作探坑要求Table 2 Requst of bore pit

5 結(jié)束語

雅克拉氣田單井管道腐蝕主要影響因素為Cl-，CO2、焊縫、流體沖刷等;造成氣田單井管道腐蝕減薄的主要原因為CO2電化學(xué)腐蝕及沖刷腐蝕。為全面掌握現(xiàn)場腐蝕狀況，結(jié)合管道生產(chǎn)工況及腐蝕檢測技術(shù)特點，進行現(xiàn)場檢測技術(shù)比選，提出現(xiàn)場檢測要求，為后期腐蝕治理提供了技術(shù)支撐。

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［2］唐世春，張志宏，張江江.塔河油田點蝕測試及評價技術(shù)應(yīng)用［J］.科技導(dǎo)報，2013，31(32):5-9.

［3］張志宏，張江江，劉冀寧，等.塔河油田腐蝕監(jiān)測工藝評價及優(yōu)化［C］//油氣管道腐蝕檢測與防護預(yù)警——全國油氣田管道腐蝕檢測、防護預(yù)警技術(shù)科技創(chuàng)新技術(shù)交流會.昆明:山東石油學(xué)會腐蝕與防護專業(yè)委員會，北京國科聯(lián)油石油化工科技中心，2012:53-60.

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