油气站场工艺管道智能化监控技术的研究与应用

陈敏，湛立宁，卢俊文，周璐璐，王肖逸，吴婷

河北省特种设备监督检验研究院唐山分院（河北唐山 063000）

0 引言

油气站场作用是对原油中的油、气、水进行三相分离和净化处理，从而获得合格的原油、天然气、稳定轻烃和液化石油气。由于原油中含有硫化物、环烷酸、氯化物等腐蚀介质和采油注入的CO2，而工艺管道均为金属材质，故腐蚀破坏一直是影响管道长周期运行的主要因素，管道腐蚀失效占站场失效事故的35%[1]。为保证管道长周期运行，对站场工艺管道进行智能化监控，建立数字化管道数据库，采用在线腐蚀监测技术是常用方法之一[2]。目前通常采用的是挂片监测、腐蚀探针监测等方法，但这些监测技术有一定局限性。例如，腐蚀探针监测需要在管道上开孔安装，不适合在高温、高压部位使用，只能监测均匀腐蚀速率，无法监测局部腐蚀；挂片监测也需在管道上开孔或设置旁路，拆装较困难，每半年或一个停工周期采集一次数据，导致监测数据滞后[3]。而在线测厚技术能够实时反映管道腐蚀状态，且电磁超声探头无需和管道外壁接触，其最大提离高度可达6 mm，最高使用温度600 ℃，无需耦合剂即可完成测厚，弥补了传统腐蚀监测的局限性[4]。

在线电磁超声测厚原理是铁磁性材料在外磁场作用下产生磁致伸缩效应，使其磁化强度矢量与外磁场方向平行，磁畴长度发生微小变化，借助激励线圈中的交变电流产生交变磁场，在磁场作用下产生超声波；而磁致伸缩效应是可逆的，在外力作用下或尺寸变化时，产生逆磁致伸缩效应，伴随产生感应电场，两种伸缩效应产生的电磁振动耦合在一起，形成电磁超声，根据电磁超声横波反射时间差来计算管道壁厚[5]。

某油气站场（以下简称试验站场）工艺管道采用了智能化监控技术，在该站场压力管道安装监检中，与建设单位、施工单位一起进行了数据采集和分析，建立了管道完整性管理系统和腐蚀检测平台，投用3年期间发现多处腐蚀缺陷，均做出了正确处理，保证了装置的长周期运行。

1 数字化管道数据库

管道施工资料应伴随其全生命周期，纸质竣工资料长期保存期间，图纸可能存在丢失、掉色、损毁等问题，且纸质竣工图查阅效率较低，为保证管道全生命周期内数据信息完整及可追溯性，建立数字化管道数据库非常必要[6]。管道建设不同阶段分别采集数字化信息，为此开发了两个数字信息管理系统，分别是建设期和运行期完整性管理系统，重点分别放在建设期施工数据和运行期腐蚀防护数据管理方面。

建设期完整性管理系统主要收集竣工资料，包括电子版施工图和管道设备规格表，必须保证电子数据和纸质数据一致[7]。采购阶段赋予每根钢管和管件二维码标识，施工阶段通过二维码记录安装位置、时间、作业人员等信息，且赋予每道焊口唯一编号。竣工后采用自动绘图技术完成电子版单线图绘制，单线图中应包含管道走向和坐标位置、标高、长度和管道元件位置；并且将管材规格、管件规格、焊口位置、施焊人员、焊接工序、焊接时间、环境参数等数据录入单线图附件，同时将无损检测底片扫描上传至建设期管理系统，且射线底片和焊口相对应，便于随时查阅和永久保存。在单线图中将管道弯头、阀门、三通、变径、焊口等位置作为关键点管理，单击某个关键点，即可显示该点对应参数[8]。

运行期完整性管理系统主要收集介质组分含量、工艺运行数据、检验维护记录等信息。管道投用后，将管道运行参数录入运行期管理系统，包括运行压力、温度、介质组分、介质流速等，每3个月更新一次数据，将实际运行期间各参数均值录入，直至1 年后形成完整的运行数据库，同时录入运行期间管道腐蚀数据。以上数据作为运行基础数据，当管道运行出现异常时和基础数据进行比对。

2 腐蚀监测平台

在建设期完整性管理系统基础上，管道投用后建立并逐步完善运行期管理系统，由于运行期管理系统大部分为动态数据，尤其是介质中各组分含量和壁厚减薄数据，为此建立腐蚀监测平台，通过在线测厚数据和介质组分化学分析数据来监控管道腐蚀状态。在线测厚监控流程如图1所示。

图1 在线测厚监控流程

2.1 在线测厚装置

2.1.1 装置组成

在线测厚装置由测厚传感器、无线网关、主服务器组成，测厚传感器采用卡箍方式固定在管道外壁的监测部位，测厚数据通过无线方式传输给网关，每个网关控制的传感器数量不超过7个，网关与传感器的距离不超过400 m，网关通过局域网向主服务器传递数据，控制终端通过访问主服务器，可以将数据纳入运行期管理系统，通过腐蚀监测平台与数字化管道数据库比对，计算出管道腐蚀速率和剩余寿命，在线测厚装置组成如图2所示。

图2 在线测厚装置组成

在测厚传感器中，通过向电磁铁发送脉冲电流，在电磁铁周围产生交变磁场，从而在被测工件趋肤层内感应生成涡流，在交变磁场作用下产生洛伦磁力，导致工件金属晶格发生弹性振动并产生超声波，电磁超声横波在工件内来回反射，同时线圈可以感应到回波信号，由两次相邻回波信号的时间间隔即可得出工件厚度。电磁超声测厚传感器如图3所示。

图3 电磁超声测厚传感器

2.1.2 选定测厚部位

试验站场设计有油气集输、天然气净化、硫磺回收、凝析油处理和天然气增压等装置，是工艺较为完整的酸性气田处理厂，负责处理上游单井开采的高含硫油气介质。工艺管道包括含水油管道、净化油管道、湿天然气管道、干天然气管道、采暖伴热管道、排污油水管道、放空管道等，站内管道均采用地面铺设方式。油田伴生气中含有水、硫化氢、二氧化碳等腐蚀性介质，易在管道内壁发生腐蚀失效[9]。

为真实反映管道腐蚀状态，在线测厚应选出有代表性的腐蚀监测部位和测厚点，考虑各方面影响因素，试验站场管道腐蚀监测部位见表1。

表1 试验站场管道腐蚀监测部位

从表1 中可以看出，在线测厚部位均为管道的弯头、三通、直管段低点及设备进出口部位。优选出测厚部位后，进一步确定测厚传感器安装位置即在线测点，选择测厚部位剩余壁厚最薄的那一点作为在线测点，才能反映管道的腐蚀趋势。为确定在线测点位置，采用电磁涡流技术对监测部位进行面扫查，对扫查结果中壁厚最薄区域，采用离线测厚找出壁厚最薄点作为在线测点。

2.1.3 装置精度测试

为测试在线测厚结果的精度，在线测厚传感器安装前，采用人工测厚方法对在线测点进行测厚，并记录测厚结果。在线测厚装置安装完毕，于投用前调试期间记录在线测厚数据，与人工测厚数据比对，计算出在线测厚的相对误差，计算公式如式（1）：

式中：W为在线测厚相对误差，%；δr为人工测厚值，mm；δZ为在线测厚值，mm。

平均误差计算公式如式（2）：

式中：ΔW为平均误差，%；δb为平均厚度，mm；δa为公称壁厚，mm。

依据式（1）和式（2）计算的在线测厚误差见表2。

表2 在线测厚误差统计表

从表2 中可知，在线测厚与离线测厚相对误差最大值为3.27%，在线测厚平均误差最大值为2.86%，满足智能化监控技术的精度要求，可用于在 线监测。

2.1.4 装置安装

确定了在线测厚部位及在线测点后即可安装测厚传感器，为保证高温状态或表面粗糙状态下能够测量管道壁厚，测厚传感器探头与管道外壁保持6 mm 垂直距离（即探头提离高度6 mm），传感器与管道外壁的接触面用永久磁铁制作，将传感器吸附在管道外壁测点后，再用管箍方式将其固定。将9个测厚部位分成两组，在每组的中心区域各安装一个网关，再通过局域网将网关与主服务器连接，然后即可进行调试工作，在线测厚传感器安装如图4所示。

图4 在线测厚传感器安装示意图

2.2 化学分析

通过对管道内流通介质和腐蚀产物化学分析，可以间接了解管道腐蚀现状，化学分析包括人工取样分析和自动监测两种方法，分析项目包括硫含量、铁离子含量、氯离子、氨氮含量、站场水样pH 值等。在每个腐蚀回路上设置一个取样口，每天人工取样分析一次，将检测数据上传至腐蚀监测平台。腐蚀监测平台有每个腐蚀回路的信息表，点击对应的化学分析栏目，即可显示该腐蚀回路的化学成分数据，信息表中包含检测日期和各项化验项目数值，当铁离子质量浓度大于3 mg/L 或pH 值不在7～9.5 之间时，说明处于酸性环境下的腐蚀产物较多，存在加剧腐蚀的风险[10]。

2.3 腐蚀监测平台建立

腐蚀监测平台由管道完整性管理系统的数据库、介质化学分析数据、管道在线测厚数据组成。为更好地利用化学分析数据监测管道腐蚀状态，建立pH 值和Fe2+、Fe3+浓度控制表，当两项化验结果的录入值高于控制标准时，系统自动报警。将管道材质、输送介质、运行温度、压力相同且相互连接的管道划定为一个腐蚀回路，通常是指两个截断阀之间的管道。由于同一腐蚀回路的腐蚀机理相同，可以按照每条腐蚀回路开展数据收集和整合工作[11]。腐蚀监测平台如图5所示。

图5 腐蚀监测平台

在线测厚装置每天自动采集一次数据，将采集结果与数字化管道数据库中的原始数据比对，并自动计算出腐蚀速率和剩余寿命，自动绘制壁厚变化曲线和强度校核，当壁厚小于最小壁厚（极限壁厚）时自动报警[12]。腐蚀速率计算公式如下：

式中：Vs为腐蚀速率，mm/a；δ为实测壁厚，mm；δ0为原始壁厚或上次测量壁厚，mm；y为投用时间，a。

剩余寿命计算公式如式（4）：

式中：Rs为剩余寿命，a；δ1为最小壁厚（极限壁厚），mm。

最小壁厚由以下3 种方法计算，系统自动取其中最大值作为有效数据：

1）D0／150 计算的管道壁厚（D0为管道外径，mm）。

2）由式（5）得出的计算壁厚。

式中：δc为计算壁厚，mm；P为设计压力，MPa；[σ]t为设计温度下的材料许用应力，MPa；Φ为焊缝系数，查表可得；Y为温度修正系数，当δ1＜D0／6时，查表可得，反之则按断裂力学理论确定。

3）按表3选取的允许最小壁厚（ASME标准值）。

表3 管道允许最小壁厚 mm

依据GB/T 26610.4—2022《承压设备系统基于风险的检验实施导则第4 部分：失效可能性定量分析方法》标准中的失效可能性定量分析方法，分析每个腐蚀回路的材质在特定环境下的腐蚀敏感性，从而评估管道的腐蚀状态及使用期限，制定科学可行的检测计划[13]。

3 实际应用效果

试验站场工艺管道经安装监检后，2018 年5 月开始运行，2021 年9 月首次定期检验，管道运行3 年期间，腐蚀监测平台共发现3次腐蚀异常状况，分别是闪蒸气压缩机出口管线、过程气再热器出口旁通管线、含硫放空管线，均采取了合理的处置措施。

1）闪蒸气压缩机出口管道发生冲刷减薄现象，其原因是两台压缩机出现偏流现象，其中一台压缩机出口管线介质流速较快、操作压力较高（7.5 MPa），压缩机运行3 个月后，出口第一个弯头背面在线测厚值7.72 mm，原始壁厚7.90 mm，腐蚀速率为0.72 mm/a。腐蚀平台提示预警后，从运行工艺方面进行了改进，杜绝了偏流现象，又运行9 个月后在线测厚值7.53 mm，腐蚀速率降为0.25 mm/a。在线测厚记录的闪蒸气压缩机出口管道壁厚变化曲线如图6所示。

图6 闪蒸气压缩机出口管道壁厚变化曲线

2）过程气再热器至各级反应器连通管线介质为高含硫放空气，管线旁通阀门处于常关状态，游离水沉积于管道底部，硫溶于水后形成酸性腐蚀环境，加快了管道内壁的腐蚀。在线测厚结果为9.55 mm，原始壁厚9.85 mm，运行时间6 个月，腐蚀速率为0.60 mm/a。腐蚀平台提示预警后，通过加强原油脱水效果，且在管道最低点加装排污阀，改造后腐蚀速率降为0.18 mm/a，改造2 年后定期检验实测壁厚为9.10 mm。在线测厚记录的再热器与反应器连通管道壁厚变化曲线如图7 所示。

图7 再热器与反应器连通管道壁厚变化曲线

3）收球筒旁通位置直管段最低点腐蚀较严重，在线测厚结果为7.55 mm，原始壁厚8.85 mm，运行时间24 个月，腐蚀速率为0.65 mm/a。其原因是流通介质中CO2和H2S 含量均较高，且最低点水分无法排除，长期积累过程中与CO2、H2S 形成酸性液体，加剧了管道金属腐蚀，投用3 年后在线测厚值6.90 mm。停产检修中对该管段进行了改造，将排污口移装到管道最低点，改造6 个月后在线测厚值6.74 mm，腐蚀速率降为0.32 mm/a。在线测厚记录的收球筒旁通管道壁厚变化曲线如图8 所示。

图8 收球筒旁通管道壁厚变化曲线

4 结论

1）智能化监控采用在线电磁超声测厚技术，通过测厚传感器、无线网关、主服务器共同完成数据的采集、传输和整理分析工作，在运行状态下实时了解管道腐蚀状况，为智能化管道的完整性管理提供了技术条件。

2）腐蚀监测平台由数字化管道数据库、在线测厚数据和化学分析数据组成，依据在线测厚数据计算管道腐蚀速率和剩余寿命；依据化学分析数据获知腐蚀介质、腐蚀产物含量，从而判断管道腐蚀趋势。

3）智能化监控技术在油气站场应用结果表明，腐蚀监测平台能够及时发现壁厚异常状况，3 年运行期间，共发现一处冲刷减薄缺陷、两处腐蚀减薄缺陷，均提示管理人员做出了正确处理，保证了管道长周期运行。