某海底混輸管線內腐蝕評估方法研究

陳 波 羅立輝

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司深水工程建設中心，廣東 深圳 518000；2. 安科（北京）工程技術研究院有限公司，北京 102209）

0 引言

經濟的發展離不開油氣能源的供應，隨著鉆采技術的進步，海上油氣開采比重在逐年的增加，鋪設在海底的管道面臨非常惡劣的服役環境，一旦失效泄露會造成非常嚴重的后果，不僅造成經濟損失，更重要的是污染海洋，破壞生態環境。因此，如何科學檢測、評價海上服役管道的安全運行是目前亟需解決的問題[1]。

管道內腐蝕直接評估方法近年來已成為管道腐蝕管理的重要手段，該技術因無清管限制、不停輸等優點被廣泛的應用，同時該方法綜合考慮了輸送介質組分及流體狀態等因素的影響，通過篩選和建立科學的多相流模型、腐蝕評估模型、腐蝕速率預測模型等[2]，進行模擬分析獲取可能存在腐蝕風險的區域，以確定管道完整性狀況。本文基于NACE SP0116-2016[3]MP-ICDA標準，預測管道的內腐蝕高風險位置，結合目標海管混輸實例，解析在輸送介質為多相混輸，并含有較高的CO2及少量H2S等腐蝕性介質的情況下管道內腐蝕情況及其剩余服役壽命評價方法，并與內檢測結果互相驗證，從而為無法內檢測或詳細檢查的管道提供科學的評價工具，為保障管道的安全運行提供數據支撐。

管道內腐蝕直接評估過程包含4個步驟，即預評價（Pre-Assessment）、間接檢測（Indirect Inspection）、詳細檢查（Detailed Examination）和后評價（Post Assessment）[4]。

1 預評估

多相流管道內腐蝕直接評估預評估的主要工作是收集管道歷史和當前的運行參數，包括目標管線的高程數據、設計數據、工藝流程、生產數據、監測和檢測數據、藥劑使用記錄、維修和維護歷史，以及與管道完整性管理相關的資料等。數據可從管道的設計資料、運行維護記錄、氣液分析報告、檢測報告等資料中收集得到，根據收集數據判斷多相流管道內腐蝕直接評估的可行性。

1.1 數據收集

根據對目標海管調研獲取管道的各項參數，根據現場的檢測報告獲知，管道氯離子（Cl-）含量在16631～20701mg/L，重碳酸鹽（HCO3-）離子含量在276～412.29mg/L，檢測水樣pH范圍6.87～7.7，海管設計參數如表1所示。

1.2 腐蝕性氣體信息

CO2和H2S含量是識別目標管道內腐蝕風險，進行內腐蝕直接評估以及預測腐蝕發展趨勢的重要因素。對海管氣質組分進行腐蝕性氣體分析檢測，結果如表2所示，入口CO2含量為13.572%，H2S含量為25ppm，出口CO2含量為46.449%，H2S含量為50ppm，腐蝕性氣體含量較高。

1.3 微生物信息

在無氧或極少氧情況下，硫酸鹽還原菌（SRB）能利用金屬表面的有機物作為碳源，并利用細菌生物膜內產生的氫，將硫酸鹽還原成硫化氫，從氧化還原反應中獲得生存的能量。對于管道而言，對硫酸鹽還原菌數量開展測試，能夠從側面表征管道所面臨的細菌腐蝕風險。

表1 目標海管的設計參數

表2 目標管道海管入口和出口氣質組分分析

目標管道于2016年在入口和出口進行了SRB檢測，結果如表3所示，此次檢測SRB數量為70個/mL。對細菌腐蝕風險進行分級：（1）輕度：未檢出SRB細菌；（2）中度：0＜SRB數量≤100個/mL；（3）重度：100＜SRB數量≤5000個/mL；（4）極重度：SRB數量＞5000個/mL。因此，當前目標管道SRB腐蝕風險為中度。

表3 目標管道SRB檢測結果

目標管道殺菌劑的添加與清管一起進行，時間周期約為每季度一次，結合SRB的檢測結果，表明目標管道存在細菌腐蝕風險但SRB沉積風險較低。

綜合分析了目標管線的相關數據與記錄，根據目標管道的基本情況，油氣介質中主要包含13%～46.4%的CO2，25～50ppm的H2S，是管道內腐蝕的主要腐蝕劑來源。根據管道介質中CO2和H2S含量的測試和計算結果，CO2：H2S的分壓比大于500，腐蝕過程屬于典型的CO2控制，H2S的存在可能對于腐蝕速率和壁厚減薄過程產生一定緩解作用，使管道內腐蝕風險低于僅含有CO2的類似管道。因此，目標管道的風險評估重點是CO2-微量H2S腐蝕造成的管壁減薄風險。

根據管道產量和含水率變化情況，進行更為細致的時間分區。在本次評估中在服役時間上進一步分為三個階段予以考慮。

2 間接檢測

通過多相流模型預測管道內部輸送介質的流態變化，并依據輸送介質流態的變化確定內腐蝕直接評估子區，進而對各子區內的腐蝕速率評判預測，并基于腐蝕速率計算得到管道的壁厚損失百分比，預測管道最有可能發生內腐蝕的位置。

多相流介質管道內腐蝕直接評估間接檢測的主要評估步驟如下：間接檢測評估流程如圖1所示。

圖1 檢測評估流程

2.1 目標管道實際傾角計算

根據NACE SP0 206-2006[5]推薦做法，管道傾角θ通常是按照度數或弧度給出的，傾角的正弦值表示管道高程Δh相對管道長度Δl的變化。用傾角的反正弦值來表示一定長度管道的高程變化：

式中Δh為高程的變化量；Δl為距離變化。

所求的傾角單位為弧度，將其轉化為角度：

計算求得目標管道實際隨里程變化，如圖2所示。針對本次評估管道，根據實際需求和基礎數據支撐情況，里程上的腐蝕評估分段方式采用每50m選取一個評估點，置信區間為±50m。

圖2 目標海管里程-高程

2.2 關鍵風險因素

2.2.1 壁厚損失

（1）流態模擬

利用CO2/H2S軟件對目標管道三個時間分區分別進行流態模擬，如圖3～圖5所示。其中第二時間分區分為較低輸氣量和較高輸氣量兩種工況條件分別考慮。分析流態沿里程變化，自管道服役至今，目標管道流態以斷塞流為主；在第二時間分區輸氣量較低階段，海管在KP 0～5km范圍以分層流為主；

圖3 目標管道第一時間分區沿里程流態變化

圖4 目標管道第二時間分區沿里程流態分布

圖5 目標管道第三時間分區沿里程流態分布

（2） 腐蝕速率預測

腐蝕預測模型發展至今可分為經驗型、半經驗型和理論型。經驗型以實驗室數據和現場數據為依據總結出來的模型；半經驗模型是目前應用較多的一種預測模型，其先建立簡單的具有一定物理意義的機理模型表達式，然后對其他未知參數進行類似經驗型腐蝕速率預測模型建立時采用與實驗室和現場數據進行數學擬合來得到最終的模型表達式；理論型預測模型根據現有對腐蝕過程中的化學、電化學、物質轉換、熱力學等的認知，通過建立數學表達式的方式計算得到預測腐蝕速率模型。半經驗型模型中以SHELL公司的de Waard模型[6]應用最為廣泛，在de Waard模型的基礎上，各個大的石油公司以及科研機構都作出了自己的半經驗型預測模型，這其中有名的有BP公司的Cassandra模型，Intertech公司的ECE模型和InterCorr International的Predict模型等[7]。

在本試驗中利用ECE專業模擬軟件，對目標管道進行腐蝕速率沿線預測。如圖6～圖8所示。

根據評估原則，對于第一時間分區管道，根據目標管道的典型生產工藝參數及腐蝕因子檢測報告表明：管線的腐蝕速率的范圍為：0.35～0.77mm/a。

圖6 目標管道第一時間分區沿里程腐蝕速率預測結果（ECE）

對于第二時間分區，根據目標管道的典型生產工藝參數及腐蝕因子檢測報告獲得CO2和H2S含量的代表參數。腐蝕預測結果顯示：在較低輸氣量階段，管線的腐蝕速率范圍為0.31～0.49mm/a；在較高輸氣量階段，腐蝕速率范圍為0.32～0.52mm/a。

圖7 目標管道第二時間分區（較低氣量）沿里程腐蝕速率預測結果（ECE）

對于第三時間分區，根據目標管道的典型生產工藝參數及現場檢測獲取的腐蝕性介質含量。腐蝕預測結果表明：管線的腐蝕速率的范圍為：0.51～0.94mm/a。

圖8 目標管道第三時間分區沿里程腐蝕速率預測結果（ECE）

2.2.2 固體積聚風險預測

對于油水/油氣水混輸管道的內腐蝕直接評估，判斷是否存在固體積聚的風險是標準中明確規定的必不可少的一個環節。而一旦管道內出現固體積聚，往往會誘發管道內部產生垢下腐蝕。因此，借助適宜的多相流模型對油氣水三相介質固體積聚情況進行模擬，對于多相流混輸介質管道內腐蝕直接評估至關重要，然而由于混輸介質管道的內腐蝕直接評估起步較晚，目前現行的標準中并沒有明確給出混輸介質固體積聚預測的推薦方法和模型，目標管道輸送介質中氣體的存在會顯著增大多相流體中水相和管壁間歇接觸的幾率，同時也會有利于固相顆粒的流動。因此出于保守和簡化計算的目的，可以將介質簡化為油水兩相。

參考NACE SP0208-2008[8]液體石油管道內腐蝕直接評估標準提出的油水兩相分層流模型，對本次評估的目標管道進行固體積聚風險評價。在兩相分層流模型中，油相在管道頂部流動，水相在管道底部流動，如果砂沉積速率小于原位水流速時，就會發生固體沉積。對于目標管道中可能出現的段塞流流態，相對于分層流，其固體顆粒沉積的可能性更低。因此，采用分層流來預測管道內實際流態下固相積聚風險更為保守。

計算原位水流速度的目的是識別水相（或液滴）能否進入碳烴相，對可能的局部積聚位置進行識別和檢查。在可能的積聚位置，水相相對流速接近0，發生積聚，內腐蝕可能性增加。

根據NACE SP0208-2008標準推薦的模型和公式，計算目標管道在三個時間分區的原位水流速，如圖9～圖11所示。由于目標管道運行期間流速整體較高，而坡度較小，因此在三個時間分區內，未出現水流速接近于0的位置，即目標管線固體積聚風險較低。

圖9 目標管道第一時間分區原位水流速

圖10 目標管道第二時間分區原位水流速

圖11 目標管道第三時間分區原位水流速

2.3 管道風險位置預測

按照NACE SP0116-2016標準，管道內腐蝕風險位置主要包含以下幾類：（1）管道各評估子區內部預測腐蝕速率結果高于評估子區內預測腐蝕速率平均值的位置；（2）管道內腐蝕評估子區間介質流動狀態發生突變的位置；（3）固體積聚和細菌滋生易于發生的位置。

通過對各時間分區的腐蝕速率、介質流動狀態以及固體聚集等因素的探究，除子區內腐蝕速率大于平均值的位置以外，還要考慮子區間流態發生突變的位置，待評管段除第二時間分區較低氣量情況外，管道沿線流態大部分為段塞流，而段塞流內腐蝕是多相混輸管道的主要腐蝕形式和破壞因素之一[9]。因而，流態由分層流向段塞流轉變的位置風險相對更高。綜合三個時間分區的流態突變位置預測結果，出現有流態由分層流向段塞流轉變的位置即為潛在的內腐蝕高風險位置

綜合腐蝕和流態預測結果，綜合考慮腐蝕和流態突變兩個方面，對內腐蝕高風險位置進行預測，結果如表4所示。可以看出，腐蝕高風險位置主要集中于管道前段。

3 剩余壽命評價與再評估周期

目標管道為海底管道，采用雙層管結構，尚未進行過詳細檢查工作，因而不能掌握管道實際的腐蝕速率和實際缺陷尺寸。因此結合軟件預測的腐蝕速率，估算管道的剩余壽命。

根據NACE Pipeline Corrosion Intergrity Management的推薦做法，計算管道剩余壽命（RL）應取失效前時間（TF）和泄漏前時間（TL）以及管道設計壽命中的較小值[10]。

表4 目標管道內腐蝕高風險位置

式中：

TF：失效前時間；TL：泄漏前時間；C：校準系數，無因次；t：公稱壁厚，英寸。

OD：外徑，英寸；d：腐蝕深度，英寸；GR：腐蝕發展速率，英寸/年。

根據ASME B31G-2009，管道失效壓力可按照以下公式進行計算。

其中，D：外徑；L：缺陷長度；d：缺陷深度；t：管道壁厚；M：FoLias系數；Sflow：流變應力，取（SMYS+69）MPa；SF：管道失效應力。

假設缺陷均勻生長，即缺陷長度=2*缺陷深度。依據ECE軟件的預測結果，當前海管的腐蝕速率在0.51～0.94mm/a范圍，累計壁厚減薄為1.86～3.67mm，假設缺陷長度=2*缺陷深度，根據公式計算剩余壽命為12.3～22.7年。結合ASME B31.8S-2010[11]和API 1160[12]對于再評估周期的規定進行判斷。估算海管剩余壽命仍不超過海管的設計壽命10年，再評估周期不超過5年但考慮到并未掌握到海管實際缺陷尺寸和腐蝕速率，同時結合海管設計壽命為10年，因此目標管道剩余壽命不應超過海管設計壽命，仍為10年。

4 內檢測驗證

對目標管道進行內檢測，檢測結果如圖12所示，可以看出，內檢測圖中缺陷位置集中分布于縱軸六點鐘方向，表明該管道的腐蝕基本集中于管道環向六點鐘方向，這與腐蝕預測完全匹配，并且缺陷位置在管道前段更為集中，這與預測的腐蝕高風險點分布基本吻合；從圖中可以看出缺陷壁厚損失主要為1.59～3.021mm，除此之外，內檢測結果顯示在管道1.5～2.0km區間內，有腐蝕深度3.18～4.611mm的缺陷存在，但未超過管道腐蝕余量，這與模型ECE計算出的損失壁厚較為吻合。

圖12 內檢測缺陷位置分布

5 結論

（1）通過MP-ICDA及腐蝕預測模型ECE對目標海管的內腐蝕進行了評估預測，結果表明：目標海管的腐蝕高風險位置，腐蝕速率以及壁厚損失等預測結果與內檢測試驗結果相比基本吻合，該預測模型能良好的對管道的腐蝕狀態做出評估；

（2）結合ASME B31.8S-2010和API 1160對于再評估周期的規定進行判斷。估算海管剩余壽命仍不超過海管的設計壽命10年，再評估周期不超過5年。