天然气站场作为输送过程中的重要一环，其工艺、工况较为复杂，70%的失效与腐蚀有关[1]，因此腐蚀的防控对气田安全生产至关重要。含有H2S、CO2、砂、氯离子、地层水及含量较高的矿物质等腐蚀性介质的天然气会增加管道发生内腐蚀的风险[2-6]。同时，天然气站场所处地外部环境，如防腐层破损程度、管道运行年限、土壤电阻率、土壤pH值、管地电位等外在影响因素是管道发生外腐蚀的主要原因[7]。
站场内埋地管道敷设情况复杂，尤其经过改扩建的老旧站场，难以掌握埋地管道外防腐层保护效果、管体腐蚀状况、含缺陷管体安全状况，给正常生产带来严重的安全隐患。目前站场埋地管线的检测评价缺少具体的规定文件或技术流程，多采用长输、集输管线检测技术手段进行，但效果较差或不适用。本研究根据现有的技术条件进行优化改进，将埋地管道走向、防腐层检测技术、腐蚀缺陷检测技术、缺陷评价技术应用到站场埋地管道检测中，形成一套站场埋地管道综合检测评价技术流程。
鉴于站场埋地管道分支、弯头以及埋地电缆多的特点，在埋地管道的走向探测技术中，多频管中电流法从原理上分析均可以对站内埋地管道走向定位探测，但据现场应用效果分析，需进一步进行改进优化。
多频管中电流法探测的基本原理为[8]：对一管道施加电信号，通过在管道上方的接收设备可以得到管道的埋地参数，如水平位置和深度等数据。
现场试验结果表明，对一条管道施加信号，由于管道分支比较多，则信号会乱串到其他管道。因此，在管道探测时，无法准确找到所需探测的管道。
为了避免电信号在交叉管道中互窜，对该方法进行了改进。即在被检埋地管道的两个出土端上连接电线，以强制方式形成电流回路，使得信号只在目标管道上传播。重复这一过程，逐段进行探测即可得到站场全部埋地管道的走向和埋深。在接通回路中形成特定频率的信号，信号被探测器发现，从而确定管道走向(见图 1)。
试验证明，该方法不受站场地面(碎石地面和水泥地面)的影响，能探明站场内多数埋地管道的走向和深度。
站场埋地管道外腐蚀的发生主要由两个因素造成：一是外防腐层的破损，二是土壤的腐蚀性。站场埋地管道外腐蚀的检测从外防腐层质量检测和土壤腐蚀性检测两方面考虑。
埋地管道防腐层破损点检测技术方法比较多[9-16]，通过对各种埋地管道外腐蚀破损点检测技术优缺点和适用范围的总结，可以得出，多频管中电流法适用于站场埋地管道防腐层缺陷检测。
土壤腐蚀性判断方法采用多项指标综合评判法，即根据各单项指标，将腐蚀分为5个等级，运用中以土壤电阻率为标准，其他几项仅作为参考。腐蚀等级见表 1。
内腐蚀研究发现，影响管道内腐蚀速率因素包括温度、腐蚀性气体分压、pH值、流速、介质中Cl-含量以及腐蚀抑制剂。内腐蚀是一个复杂的过程[17-19]，各种因素相互作用，相互影响。冲刷和腐蚀之间存在着相互促进的作用[20]。
以下为站场管道内腐蚀检测流程。
(1) 首先对站场内管道进行工艺流程分析，明确每条管道的情况，划分评价区：①集输介质的成分，尤其是腐蚀性介质含量(即酸性气体含量、水体矿化度和Cl-含量)；②运行参数情况，即温度、压力情况。通过Pipe Phase软件进行建模计算，可以得到每一条埋地管道的温度、压力和流速。
(2) 内腐蚀和冲刷腐蚀程度预测：①分析管道的内腐蚀因素，选择适当的内腐蚀模型，预测每条管道的内腐蚀速率；②分析管道冲刷腐蚀的因素(流速、固体颗粒等)，预测每条管道的冲刷腐蚀程度。通过Fluent建模，可以得到易冲刷部位(一般是弯头)的流速分布。
(3) 确定检测点分布：①根据预测的内腐蚀速率大小，选择内腐蚀速率大的管道进行开挖直接检测；②根据预测的冲刷腐蚀程度的大小，选择冲刷腐蚀程度大的管道进行开挖直接检测。若检测结果分析不符合推断的腐蚀程度，应根据检测结果调整参数，重新计算腐蚀速率或建模，增加直接检测点检测，直到推断与实际相吻合。
为了方便现场应用，对于站场埋地管道的缺陷评价，可依据相关标准，如表 2所列。
通过埋地管道外腐蚀和内腐蚀分析，结合检测技术的适用性及现场应用效果，确定检测评价技术流程(见图 2)。
本次应用选用青海油田的4座集气站或处理厂为试验场地，标号分别为1#、2#、3#、4#站场，其中1#站场于1998年投产，2012年进行了改造。目前，该站场处于戈壁滩盐碱地，主要对各油气井来气进行脱水、加热、油气分离等，于2015年11月~2016年3月，多处发生因外腐蚀引起的泄漏。2016年10月对该线进行了检测评价，结果为外腐蚀很严重，内腐蚀程度较高。
1#站场埋地管道的具体走向和深度的资料缺乏，仅有一个大致的流程图。采用改进的多频管中电流法对1#站场埋地管道走向进行定位检测，明确管道走向。
埋地管道防腐层破损点检测与管道走向定位检测同时进行，测得1#站场工艺区管道共发现11处防腐层破损点。对其中5个检测点进行了开挖验证，之后开挖了两处进一步验证。
由开挖检测结果发现之前所检的5处防腐层破损点均已破损严重，检测发现所验证的防腐层均破损，露铁处均有生锈现象，但还未发展到外腐蚀坑。第二次验证的两处中一处外防腐层破损严重，另一处尚未见铁，但防腐层效果已经很差。据此推断11处均存在防腐层破损。
采用电阻率测试仪对1#站场土壤电阻率进行测试，测试方法为四极法。该站场土壤电阻率测试结果为平均值11 Ω·m。根据多项指标综合评判法，土壤腐蚀率高。取埋深不同的土壤样品5份，进行了理化指标的实验分析，分析结果见表 3。
1#站场目前全站将管道系统分为工艺管道和放空管道两大区域。采用de Waard-Lotz模型预测管道的内腐蚀速率为0.080~0.380 mm/a(计算参数：建模参数k取0.5~1、防蚀剂系数CI取1、温度系数CF取1、温度T取298 K、CO2分压取0.02 MPa)，为中度到严重腐蚀。
计算结果：各节点压力和温度变化很小，但流速变化很大。该站工艺区管道最大常年平均流速位于两汇管间的计量段管段，其大小头后段缩径处流速达7.9 m/s，汇合管段进气流速为4.8 m/s。
用Fluent对流速最大的埋地管段向上的弯头建模，建模主要参数为：管内径104 mm、弯头90°、弯头两端直管段各1 m、进气压力3.9 MPa、进出气压差900 Pa。建立模型，模拟所得结果见图 3。
由图 3可见，在该条件下，弯头大面所受压力最大，弯头内表面流速低于外表面，冲刷最大的部位在弯头大面上。
综合分析可得出：压力、温度、硫含量、水含量、碳含量、流量等都较高的输送管线的内腐蚀出现在弯头大面上的几率较大；同时，应该注意积液部位，特别是非抗硫材质的管线，其液-气界面更加容易出现点状腐蚀。
该站集输介质不含H2S，内腐蚀以CO2为主。在极端不利的条件下，会发生CO2引起的内腐蚀。影响CO2腐蚀最主要的因素是CO2分压，而站内管道压力相差不大。
其他影响内腐蚀的因素有积存游离水和流速。站内埋地管道中阀井的阀门、埋地管道出土前的弯头最易积存游离水；埋地管道的弯头和管径突变的大小头流速会发生变化，因而是内腐蚀的敏感部位。
放空管道由于与大气相通，无法防止雨水、氧气等腐蚀介质进入管道，加之放空操作的任意性和间歇性，发生内腐蚀的可能性和严重性也很大。
根据以上计算和模拟分析，确定1#站场内腐蚀检测点主要集中在：①流速较大；②砂含量较大；③压力高；④水含量大；⑤温度高；⑥埋地管线水平度不够；⑦发生湍流；⑧段塞流等或者多因素共同作用部位。
检测时，先检测I1~I5号弯头。若最大腐蚀速率符合预测，则检测I6号弯头；若仍符合预测，则无需再开挖检测I7、I8号弯头；若最大腐蚀速率不符合预测，则需根据检测结果调整建模参数，重新选择检测点。
内腐蚀预测点选用超声导波或数字X射线进行扫查，分析数据，在此发现有异常部位，采用超声波测厚。
利用超声波测厚仪对I1、I2、I3、I5、I6、I7、I8、I9(I4水泥地面下不具备检测条件)和I10测试点进行壁厚测量。结果显示，冲刷现象较为明显，其中I1、I5数据差异较大。
为更精确全面反映检测点情况，进而选择差异相对较大的I1、I2、I3、I5、I6、I7等检测点进行超声C扫描检测。超声C扫描结果显示：I2、I5、I6、I7、I9和I10大面都存在均匀减薄，减薄量在1~2 mm之间。I1弯头大面发现壁厚减薄，面积大小为17 mm×23 mm，位于10~1点钟方向，最小壁厚3.7 mm；I3弯头扫查大面区域有减薄信号，面积为12.4 mm×41.6 mm，位于12~3点钟方向，最小壁厚为3.1 mm。
超声测厚结果与超声C扫描结果一致。
从1#井的土壤理化性能分析可以看出，该站场所处的土壤环境中盐含量较高，Cl-含量很大，其腐蚀性判断为高；pH值为6.0~7.0，腐蚀性为中等。根据综合评判法，以土壤电阻率为主，参考其他指标，则综合评判该站所处的土壤环境腐蚀程度为中高等。
根据外防腐层检测结果，1#井埋地管道外防腐层效果很差，存在11处防腐层破损点。土壤腐蚀性综合评判结果表明，该站场所处土壤环境腐蚀程度为中等。因此，在管道破损漏铁处应存在一定程度的外腐蚀。
为更直观地了解1#站场管道腐蚀状况，采用管道腐蚀速率对其腐蚀程度进行分析。1#井场管道点蚀速度及腐蚀程度分析详见表 4。
所检测管道发现多处点蚀坑。根据SY/T 0087.2-2012规定，最大点蚀坑坑深大于50%壁厚，为严重腐蚀。因此，该站埋地管道内腐蚀程度为严重。
所检管道各处最大点蚀速率为0.073~0.320 mm/a，其中点蚀速率0.320 mm/a属于NACE RP 0775-2005《油田生产中腐蚀挂片的准备和安装以及试验数据的分析》规定的严重范围。
基于SY/T 6477-2014《含缺陷油气输送管道剩余强度评价》，运用“在役输气管道剩余强度评价软件”计算1#站场埋地管道各检测点的最严重缺陷的修复系数值，结果见表 5。
由表 5可见，所有检测点的最严重缺陷的最大允许操作压力均为4.0 MPa，满足管道设计压力要求。但I1、I3、I5、I6和I9检测点修复系数已经大于1，建议立即修复。
(1) 由于含腐蚀性介质的天然气以及站场所处地外部环境因素是埋地管道发生腐蚀的主要形式，根据站场埋地管道的特点，开展了适用于站场埋地管道的多相流模拟，对内腐蚀部位进行了有效的预测以及埋地管道外腐蚀评价，更加科学地评判了腐蚀缺陷出现的部位。同时，根据所发现的不同形态的腐蚀缺陷，针对性地选用不同评价标准，通过计算得出该缺陷修复建议。
(2) 针对站场内埋地管道敷设情况复杂，为掌握埋地管道外防腐层保护效果、管体腐蚀状况、含缺陷管体安全状况，本研究通过现有检测评价技术对站场埋地管线检测评价的适用性实践与分析进行优化改进和综合走向探测、腐蚀检测和缺陷评价，建立了一套站场埋地管道检测技术流程，从而进一步完善完整性管理。
(3) 通过检测评价技术流程和方案的现场应用，优化站场埋地管道综合检测方法及检测步骤，使得站场埋地管道检测评价的技术及方法更科学、合理、有效，为站场完整性管理提供了技术依据。
2018, Vol. 47 Issue (2): 104-109
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