基于海管內腐蝕直接評價的海管完整性管理建議

倪威

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

海底管道內腐蝕是管道服役安全和完整性的重要威脅，造成近年來多起海底管道故障。某平臺油田海管設計H2S含量為0，近期卻在外輸原油中測出含有H2S。當環境中存在H2S等特殊介質及力學作用時，除了全面腐蝕和局部腐蝕，還可能引起環境敏感斷裂。因此，急需通過科學的海管內腐蝕風險評估了解其腐蝕主要原因及腐蝕狀況，為海管完整性管理工作重點提供科學依據。

1 海管內腐蝕風險識別

海管腐蝕失效的原因有很多，本文從導致腐蝕的直接原因出發，討論目標類型管道可能發生的內腐蝕失效形式。主要為CO2腐蝕、H2S腐蝕、溶解氧腐蝕、微生物腐蝕（或細菌腐蝕）、垢下腐蝕等。

1．1 實際生產數據采集

該項目于2016年9月投產，生產日報數據齊全。根據天然氣組份報告，生產分離器中CO2mol%為2.109mol%。根據單井生產日報，井口測出含有H2S，單井最高含量為21ppm。

1．2 完善數據信息

因天然氣組份提取點非海管，而為生產分離器。為了評估的準確性，進行生產分離器至海管的流程工藝模擬，進而得到海管的天然氣組份數據。根據工藝模擬結果，到海管入口處僅為油和水組份，并無氣相組份。考慮CO2溶入原油中，故CO2含量采用生產分離器中數據。

實際生產中，CO2、H2S可溶于原油。基于OLGA模擬要求，擬進行標況下的氣相的模擬。根據全動態多相流OLGA模擬，在管道全程輸送中也未出現氣相。通過工藝流程模擬，海管入口處H2S微乎其微，小于4個數量級。故本海管計算過程中無氣相數據，CO2數據采用分離器數據，H2S含量可忽略。

1．3 確定管道內腐蝕主因

綜上，CO2是管道內腐蝕的主要腐蝕劑來源之一。根據模擬出的天然氣全組分數據，CO2分壓大于0.345bar（如圖1所示），屬于中等腐蝕。由于目標管線在投產至今有固定的通球頻率，而清管能有效清除管壁沉積物、腐蝕產物，使其不存在附加的腐蝕電極，減小垢下腐蝕風險。根據該油田通球產物分析，含有一定的鈣鐵氧硫化物，故管道可能有硫化氫存在或者細菌腐蝕。綜上所述，CO2腐蝕是引起腐蝕發展的主要因素。

1．4 確定管道內腐蝕評估重點

CO2腐蝕的最大特點是其在一定的溫度范圍內容易引起局部腐蝕，對于X56鋼材，在65～90℃時，局部腐蝕速率往往高于均勻腐蝕速率，特別是65～75℃中溫區，局部腐蝕速率要比均勻腐蝕速率高出3倍左右。由于目標管道入口實際溫度范圍大致位于60～75℃，因此，CO2引起的全面腐蝕、局部腐蝕是目標管道最大的腐蝕失效風險。根據通球產物分析，該管道有垢下腐蝕傾向，但由于目標管線有固定的通球頻率清管作業，不易發生垢下腐蝕。天然氣分析報告中沒有H2S，而通球產物報告中出現了H2S，判斷為管道內出現了微生物腐蝕，而微生物的新陳代謝產生了輕微H2S。因此，目標管道的評估重點是CO2腐蝕速率造成的管壁減薄風險。

圖1 CO2分壓模擬

2 基于ICDA的海管內腐蝕直接評估

海底管道內部發生腐蝕給管道長期運行帶來風險，特別對于無法進行智能檢測的管道，長期運行后管道內壁的腐蝕狀況難以直接進行檢測。因此需要利用內腐蝕評估、腐蝕預測等替代性手段判斷管道內壁腐蝕狀況。

2．1 評估依據

《多相流內腐蝕直接評估（MP-ICDA）管道方法》標準，適用于多相流管道系統。主要目的是評估管道的完整性，多相流管道內部腐蝕，以及確定管道完整性的位置。MP-ICDA提供了使用多相流建模，該方法的基礎就是將各種因素劃分為3類：其一是流動影響，包括各種流態和氣對腐蝕的影響；其二是根據腐蝕模型確定腐蝕速率，主要與滯留液體的質量、液體的化學性、壓力和溫度有關，同時將腐蝕速率標準化，并用于反映沿管段各腐蝕部位的嚴重性，由此來表示腐蝕的具體分布情況；其三是其他影響因素之中包括緩蝕劑、烴凝析液、細菌、抗微生物劑、固體以及其它產物。

2．2 海管內腐蝕預評估

在內腐蝕評估預評估階段，主要工作是收集當前和歷史數據，確定評估方式、具體工具、軟件和具體評估分區。根據標準，評估所要收集的數據包括：含水情況、管道埋深、穿越情況、傾角特征、管徑壁厚、緩蝕劑、壓力、內涂、操作溫度、產量、清關信息、油品信息、水壓試驗、腐蝕監測信息等。

2．3 海管內腐蝕間接評估

管道內腐蝕評估方法的可靠性取決于利用流動模擬結果來識別最有可能聚集腐蝕性液相介質位置的能力，目標管道高程差最大不超過0.1m，夏冬的溫度和壓力差異不明顯，管線里程較短，因此視該管線為一個評估子區進行評估。持液率可通過多相流模型進行預測，取決于表觀氣體或液體流速、液體和氣體密度、管徑和管段傾角等參數。

利用OLGA和ECE腐蝕預測軟件，模擬獲得的腐蝕速率（mm/y）。油品物流數據采用3個日期模擬，結果顯示最大腐蝕位置腐蝕速率逐漸升高，2016年9月5日0.3mm/y，2017年1月11日0.35mm/y，2017年7月5日高達0.4mm/y。（如圖2所示）。因此，必須采取有效控制措施。

3 旁路腐蝕監測數據分析

圖2 2017年7月5日腐蝕速率

在業主的旁路維護及海管腐蝕評估報告中，摘取關于記錄海管旁路內掛片數據、電感探針數據、電化學站數據、超聲波測厚數據，具體如下：（1）三層掛片數據，最大腐蝕速率為3.29mpy；（2）海管旁路電感探針腐蝕速率平均在0.4807myp；（3）電化學站數據，顯示腐蝕速率在0.1～0.4mm/y；（4）超聲波測厚，測厚部位為海管旁路測試短節，對比海管壁厚15.9mm，海管底部減薄相對較多。投產16個月，減薄厚度在0.3～0.8mm之間，即0.23～0.6mm/y。

根據上述旁路腐蝕監測數據，目標海管局部內腐蝕程度速率較高。

4 海管腐蝕評價結果及完整性管理建議

該海管主要是CO2腐蝕，H2S含量輕微不影響腐蝕，海管以均勻腐蝕為主。多相流內腐蝕直接評估（MP-ICDA）方法模擬出的腐蝕速率與腐蝕旁路監測數據較吻合，腐蝕速率需要引起關注，必須得到有效控制。根據內腐蝕預測結果，目標管道腐蝕風險點壁厚損失小于20%，屬于I級輕度壁厚損失。

基于完整性管理工作相關規范和策略，該海管完整性管理建議如下：

（1）增加海管緩蝕劑配比，密切關注海管旁路腐蝕監測結果。

（2）根據項目公司海底管道完整性解決方案要求及海管運維管理有關要求，建議加強對管道輸送介質的定期檢測分析，為今后再次評估管道內腐蝕狀況積累基礎數據。完善油品有關指標的檢測，如海管天然氣組份、含水量、密度（標注溫度）、API、粘溫數據、凝固點等，并且做好取樣結果記錄。

（3）保持清管作業頻率，以降低垢下腐蝕風險。

（4）根據管道設計壽命、腐蝕裕量，建議再評估周期為5年。

（5）建議跟蹤調研海管檢測新技術的發展動態，在實際條件允許的情況下，安排運用內檢測或者外部檢測技術，對內腐蝕管道壁厚損失狀況進行檢測，以便更好地運維管理該海管。