進口原油海底輸送管道內腐蝕預測及評價研究*

(中石化長輸油氣管道檢測有限公司,江蘇 徐州 221008)

隨著經濟的快速發展，近年來國內對原油的需求量有較大幅度增加，而國內大部分油田已進入開采的中后期，原油產量遠不能滿足需求，因此需要進口原油來解決原油缺口問題。進口原油由國外到國內的運輸方式包括海上運輸和陸上運輸，海上運輸以油輪運輸為主，陸上運輸以管道運輸為主[1]。進口原油多為含硫原油[2]，水含量較低，進入國內后，一般通過管道輸送至輸油站或煉化企業。管道輸油過程中，起伏管段低洼點易產生積水，腐蝕性介質易溶于水，進而會對管道內壁造成腐蝕。

1 管道的內腐蝕評價流程

某進口原油海底輸送管道因結構問題無法進行管內腐蝕檢測，為了掌握管道的內腐蝕狀況，通過內腐蝕評價技術對其進行了內腐蝕風險的預測。內腐蝕直接評價技術主要包括預評價、間接評價、詳細檢查和后評價4個步驟。對于海底管道，因不具備開挖檢測條件，需采用其他有效方法驗證評價結果的準確性。該文依據NACE相關標準推薦的液體石油管道內腐蝕直接評價(LP-ICDA)法[3]，預測進口原油管道的內腐蝕高風險位置；采用腐蝕預測模型對當前工況下的腐蝕速率進行預測，并通過上游管道的內腐蝕檢測數據對其腐蝕速率進行驗證，從整體上評價進口原油輸送管道的內腐蝕狀況。進口原油海底輸送管道的內腐蝕評價流程見圖1。

圖1 內腐蝕評價流程

2 數據采集

2.1 待評管道基本情況

待評輸送管道(目標管道)投產于2006年，管道深埋在海床下1.5～2.0 m處，設計壓力5.1 MPa，設計外輸能力27 Mt/a。管道采用API 5L X60材質，輸送介質為進口原油，目標管道為單層管，外徑為φ762 mm。管道正常工作溫度15～36 ℃，入口壓力2.5 MPa，出口壓力0.15 MPa。

2.2 原油取樣分析

在管道入口和出口取樣點分別取油樣，進行水含量、密度、硫含量、機械雜質及黏度等的檢測分析，結果如表1所示。

表1 原油物性檢測結果

由表1可以看出，管道輸送原油的硫質量分數為1.77%～2.18%，原油中含有微量機械雜質，存在一定的固體積聚風險。

2.3 CO2和H2S含量現場檢測

現場采用氣體檢測管分別檢測管道入口和出口處的CO2和H2S含量，檢測結果見表2。

表2 腐蝕性氣體檢測結果

2.4 細菌培養

原油輸送管道中通常存在硫酸鹽還原菌(SRB)、鐵細菌(IB)和腐生菌(TGB)。為了解目標管道的細菌腐蝕風險，現場取樣并進行處理后，參照有關標準[4]，采用絕跡稀釋法中的二次重復菌量計數法測試其細菌含量，結果見表3。內腐蝕評價中應考慮細菌腐蝕帶來的影響。

表3 細菌含量測試結果

3 內腐蝕風險及腐蝕速率預測

3.1 內腐蝕風險識別

通過對目標管道基礎數據的收集分析及現場取樣檢測，了解管道的運行現狀，分析目標管道在運行過程中存在的腐蝕因素。分析重點包括CO2腐蝕、H2S腐蝕、溶解氧腐蝕、細菌腐蝕及垢下腐蝕等。

3.2 基于LP-ICDA的內腐蝕風險的預測

3.2.1 基于LP-ICDA的間接評價流程

LP-ICDA間接評價是采用流體模型分析結合管道高程剖面圖，評價評估區間內腐蝕發生的可能性沿管道里程的分布。間接評價流程如圖2所示。該評價需要將臨界速率、水分或固體積聚的臨界傾角與管道高程比較分析，在最長周期內，腐蝕性介質積聚可能性最大的位置發生內腐蝕的可能性最大。

圖2 基于LP-ICDA的間接評價流程

3.2.2 管道坡度計算

管道的坡度是影響管道內部積水和固體積聚的關鍵因素之一。利用管道的里程、高程數據計算管道沿線的坡度變化，結果如圖3所示。該進口原油輸送管道的坡度為-3.68°～3.01°。

圖3 管道坡度隨里程的變化

3.2.3 油水分離可能性預測

為了形成油包水的流動形態，水傳輸的最大液滴直徑dmax必須小于液滴從油水乳狀液中分離出來的尺寸dcrit。當dmax>dcrit時，水不能進入油相，油水分離及發生內腐蝕的可能性增加；當dmax=dcrit時，對應的角度為目標管道油水分離臨界角。根據 NACE SP0208標準提供的公式計算dmax和dcrit。因dcrit與管道傾角相關，其值沿管道里程發生變化，具體數值如圖4所示。經計算dmax=0.006 8D，由圖4可知，全里程范圍內，dmax>dcrit，即容易發生油水分離。

圖4 管道dcrit隨里程的變化

3.2.4 積水風險預測

目標管道積水風險的預測可通過計算管道內原位水流速(Uw)來判斷，計算Uw的目的是識別水相(或液滴)能否進入油相，對可能的積水位置進行識別和檢查。在易發生積水的位置，水相相對流速接近0，內腐蝕可能性增加。

經計算，Uw沿里程的分布如圖5所示。其中Uw接近0的位置易發生積水，管道積水風險較高的具體位置如圖6所示。

圖5 管道原位水流速沿里程的分布

圖6 管道積水風險較高的位置

3.2.5 固體積聚風險預測

在流速足夠高時，由于擾動比較大，所有的固體相都處于懸浮狀態;當流速降低時，密度大于液體的固體開始沉降，并在管道底部淤積，形成可移動的沉積層。當顆粒驅動力低于阻止顆粒移動的力時，顆粒就在管道底部沉淀下來不再移動。

確定固體是在管道底部沉淀還是沿管道移動，關鍵是計算沉積速率(Ubc)，分析驅動和阻止移動層固體積聚力量的平衡。基于多相流模型計算管道沿線的Ubc，將其與計算得到的Uw比較，當Uw

圖7 管道Uw-Ubc的差值沿里程的分布

圖8 管道固體積聚風險較高的位置

3.2.6 內腐蝕高風險位置預測

綜合考慮管道沿里程的積水風險和固體積聚風險較高的位置，確定最終的內腐蝕高風險位置，如圖9所示。圖9中標注的位置發生CO2-H2S-H2O腐蝕、細菌腐蝕及垢下腐蝕的風險較高，建議管道運營方重點關注這17處位置。

圖9 管道內腐蝕高風險位置

3.3 腐蝕速率預測及驗證

根據目標管道的實際工況，參照NACE相關標準的推薦做法[5]，采用以De Waard模型為核心的腐蝕預測軟件[6]，同時考慮細菌腐蝕和垢下腐蝕的影響，預測目標管道當前工況下的腐蝕速率為0.25～0.29 mm/a。其上游管道與該管道輸送介質相同，運行工況近似，可利用其內腐蝕檢測數據對該預測結果進行驗證。上游管道內腐蝕檢測結果表明，其最大內腐蝕速率為0.33 mm/a，與目標管道腐蝕速率預測結果基本吻合，驗證了腐蝕速率預測結果的準確性。

4 剩余強度評價

根據腐蝕速率預測結果和管道運行的時間，可預測管道的壁厚最大減薄量，以其作為缺陷的最大深度，按照相關標準推薦的公式計算目標管道的剩余強度[7]。計算結果顯示，在當前工況下，僅考慮內腐蝕的影響，進口原油海底輸送管道失效壓力為21.21 MPa，遠高于設計壓力(5.1 MPa)，說明目標管道的剩余強度滿足設計強度需要。假設管道的腐蝕按當前最高腐蝕速率繼續進行，在僅考慮內腐蝕的情況下，預測的管道剩余壽命為20 a。根據相關標準規定[8]，同時考慮管道再評價周期不超過剩余壽命一半的要求，確定該進口原油海底輸送管道的再評估周期為5 a。

5 結 論

(1)通過采集與校核目標管道相關數據，識別目標管道面臨的內腐蝕風險，選擇合適的多相流模型及腐蝕預測模型對管道的內腐蝕高風險位置及腐蝕速率進行了預測。

(2)利用上游管道的內腐蝕檢測數據驗證了目標管道腐蝕速率預測結果的準確性。

(3)內腐蝕評價結果顯示，當前管道存在內腐蝕減薄，現有管道壁厚尚能滿足設計強度要求。在僅考慮內腐蝕的情況下，預測的管道剩余壽命為20 a，建議5 a后再次開展內腐蝕評價。