超設計使用年限海底管線ICDA研究

李全華 楊 萍 伏春達

（1. 中海石油（中國）有限公司惠州作業(yè)公司，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

能源需求的激增與技術水平的進步促使油氣的勘探開采向海洋拓展，深海油氣資源的勘探是石油工業(yè)的一個重要的前沿陣地[1]。海洋環(huán)境的復雜性為服役的海底管道帶來很大的影響，而由于管道位于海中，其損傷程度、服役狀態(tài)都很難監(jiān)測或檢測，海管的安全性無法把控，因此，如何準確快捷的評價海水中服役的管道狀態(tài)顯得尤為重要[2-4]。

內腐蝕直接評價近年來已成為管道腐蝕管理的重要手段，該技術無清管限制、不停輸?shù)葍?yōu)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(tài)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，進行模擬分析獲取可能存在的腐蝕風險的區(qū)域，可以有效預測管道內腐蝕風險的位置，以確定管道完整性狀況[5,6]。本文基于NACE SP0208-2008[7]ICDA方法，預測某超期服役管道的內腐蝕情況，為管道的結合安全運行提供數(shù)據(jù)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）[8]。

1 預評估

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(shù)，目標管道為API 5L X42，管徑273.05mm，壁厚12.7mm，雙層保溫，最大設計壓力為9180kPa，最大操作壓力為2788kPa，最大設計流速5565m3/d，最大操作流速11774m3/d全長4.951km，最大設計溫度107℃。

對目標管道的分離水樣進行檢測，結果如表1所示，水樣的pH為6.96～7.96，屬于近中性，其中對腐蝕影響較大的Cl-含量為18000～19000mg/L，HCO-3含量為341.45mg/L。

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(fā)展趨勢的重要因素。對管道氣質組分進行腐蝕因子分析檢測，表2為目標管道入口和出口氣質組分分析結果。結果表明，入口CO23.5%，H2S 30ppm，出口CO25%，H2S 17ppm，腐蝕因子含量較高。

根據(jù)管道產量和含水率變化情況，進行更為細致的時間分區(qū)。在本次評估中在服役時間上進一步分為五個階段予以考慮。

2 間接檢測

間接檢測的目的是采用流體模型分析和管道高程剖面圖，評價內腐蝕評估區(qū)間內腐蝕發(fā)生的可能性沿管道里程的分布。投產初期的評估需要將臨界速率、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(fā)生內腐蝕的可能性最大，通過該項分析可確定詳細檢查的位置。

3 內腐蝕高風險位置預測

在進行內腐蝕評估時，應計算固定長度的管道傾角或高程的變化。傾角計算的精度對內腐蝕評估的有效性非常重要。

高程測量必須包含所有傾角變量相關信息，最小測量間隔取決于具體待評價的管道、地形和其他特征，高程圖的不確定性必須依據(jù)高程數(shù)據(jù)的精度做出估計。高程剖面圖受多個點的影響，通過式（1）進行計算：

表1 目標管道的水樣分析結果 單位（mg/L）

表2 目標管道入口和出口氣質組分分析結果

其中，θ為管道傾角。

針對本次評估的目標管道，以50m為評估數(shù)據(jù)單元里程單位，置信區(qū)間±50m，根據(jù)里程、高程數(shù)據(jù)，計算管道坡度隨里程的變化。計算求得的目標管道實際坡度隨里程的變化如圖1所示。

圖1 目標管道里程-高程/計算傾角圖

目標管線經歷了投產初期含水率較低，隨著投產時間的延長，含水率不斷升高。可獲得管道運行期間不同時間分區(qū)的積水部位如圖2～圖6所示，其中著色部位表示積水位置，高度對應著積水可能性的大小。可以看出當處于第五時間分區(qū)時，管道內大部分位置都已經是積水，出現(xiàn)了水包油的狀況，且積水風險不斷增加。這些積水部位會引起初期腐蝕，使該處一直成為薄弱區(qū)被腐蝕逐漸形成蝕坑。

投產后期目標管道含水率較高，借助多相流模型預測不同含水率階段的管道積液和沉積物積累風險，確定腐蝕高風險位置[9,10]。同時，由于管道首先經歷含水率逐漸升高的過程，在最早期含水率較低時，發(fā)生積水和沉積的高風險位置，是腐蝕最早容易發(fā)生的部位，以水相浸潤管道底部為主，也成為后期腐蝕發(fā)展的基礎，如圖2所示。而其他位置則主要為油相浸潤管道底部，油相對管壁有保護作用，使管壁不易發(fā)生腐蝕。隨著含水率提高，容易出現(xiàn)積水的部位增多，如圖3至圖6所示。但腐蝕是個累積過程，越早出現(xiàn)的腐蝕風險點所累積的腐蝕發(fā)展深度越嚴重。因此，根據(jù)這一原則，判斷含水率升高后的腐蝕高風險位置。

圖2 時間分區(qū)一管道投產初期的積水部位（1%）

圖3 時間分區(qū)二含水率上升后的積水部位（5%）

圖4 時間分區(qū)三含水率上升后的積水部位（10%）

圖5 時間分區(qū)四含水率上升后的積水部位（20%）

圖6 時間分區(qū)五含水率上升后的積水部位（30%）

基于上述分析，隨著服役時間的增加，目標管線全里程大多數(shù)位置都存在積水風險，但高風險位置主要集中于里程點：A（0.0 0 +0.05km）、B（0.55±0.05km）、C（3.70±0.05km）、D（4.70±0.05 k m）、E（1.6 0±0.05 k m）、F（0.2 0±0.0 5 k m）、G（2.2 5±0.0 5 k m）、H（3.40±0.05km）。圖7為預測的目標管線積水高風險位置。

圖7 預測目標管線積水高風險位置

4 內腐蝕發(fā)展速率預測

由于CO2腐蝕影響因素很多，如果一次性考慮所有因素，將使預測變得異常復雜，利用中海油CO2腐蝕圖譜協(xié)助評估。一般第一步通過CO2分壓和溫度判斷腐蝕嚴重程度；第二步結合流速、含水率進行判斷；第三步結合Cl-濃度和HCO3-進行判斷。圖8為CO2腐蝕速率風險分析圖譜。表3為腐蝕程度分區(qū)表。

圖8 碳鋼CO2腐蝕分區(qū)圖

表3 腐蝕程度分區(qū)表

利用CO2/H2S腐蝕預測軟件和CO2局部腐蝕預測模型進行腐蝕發(fā)展預測。由石油公司或研究機構建立的多達數(shù)十個內腐蝕預測模型，只有少數(shù)幾個模型考慮了H2S含量對內腐蝕的影響，而且這少數(shù)幾個涉及H2S影響的內腐蝕預測模型的預測結果往往存在較大差異，有時甚至出現(xiàn)相反規(guī)律。因此，本次評估借鑒了CO2/H2S共存條件下的內腐蝕預測軟件，根據(jù)已知的腐蝕環(huán)境參數(shù)，計算溶液得到CO2/H2S共存條件下的腐蝕速率。

根據(jù)上述模型和軟件預測整條管道的腐蝕狀況，并分別利用CO2局部腐蝕風險模板和CO2/H2S全面腐蝕速率預測模型進行局部腐蝕風險和全面腐蝕速率預測。同時，結合Norsok模型和Ohio大學的Free Corr模型，估計CO2局部腐蝕的發(fā)展狀況[11-13]。考慮兩方面引起局部腐蝕的因素，一是管道含水率較低時存在的積水位置引起的初期腐蝕；二是考慮由于流態(tài)變化，導致局部腐蝕產物膜破損而引起的局部腐蝕位置，這些位置在管道任一地段均有可能發(fā)生，重點考察那些在含水率較高時，相對滯留的區(qū)域（假設都是穩(wěn)態(tài)的層流）[14]。同時，根據(jù)溫度和CO2的分壓來判斷是否處于局部腐蝕的敏感區(qū)間；另外，仍需考慮由于垢下沉積物引起的局部腐蝕風險。

結合上述各種方法獲得的數(shù)據(jù)，利用腐蝕專業(yè)知識進行分析比對，以ECE軟件預測為主要手段，獲得腐蝕預測結果。

根據(jù)上述對運行周期的分區(qū)方式，分別針對不同時間區(qū)間，對每個里程評估點的全面腐蝕速率預測，然后將預測得到的腐蝕速率沿時間軸進行累加，獲得剩余壁厚估計值，即評估結果；針對其他時間區(qū)間，利用腐蝕預測軟件，在不同的CO2、H2S分壓下分別進行模擬計算，獲得的腐蝕發(fā)展趨勢預測結果如圖9、圖10所示。

圖9 目標管道最高的全面腐蝕速率（單位：mpy）

圖10 目標管道最低的全面腐蝕速率（單位：mpy）

將上述腐蝕預測結果沿時間軸上進行累加，可獲得目標管道的壁厚損失結果。投產至今20年間，考慮緩蝕劑添加后的管道腐蝕最小減薄約為2.4mm，最大腐蝕減薄約為5.4mm。由于內管壁厚12.7mm，預計嚴重部位的剩余壁厚約為7.3mm。

輸油管道直管段的鋼管管壁厚度與壓力的關系如公式（2）[15]：

代入相應的系數(shù)值，

結合目標管道歷史最大運行壓力283psi，約2MPa，當前管道可安全服役。

5 詳細檢查

根據(jù)NACE SP0116 第5.1.5章節(jié)，水下機器人ROV可做為海底管道的詳細檢查工具，ROV是無人有纜水下機器人，能夠在深海領域作業(yè)，對海底管線監(jiān)測具有重要作用[16]。同時參照標準中表2的要求，結合目標管道管長，詳細檢查數(shù)量不能低于4處。

目標管道于次年開展了高風險位置ROV檢測工作，共計25處，具體位置如表4所示。檢測結果為環(huán)空帶無水，管道不存在泄漏的情況，與預測結果相吻合，當前可安全服役。

表4 ROV檢測位置

6 水壓試驗驗證

同時，目標管道于次年開展了水壓試驗。目標海管水壓試驗主要包括增壓、保壓以及降壓三個階段（如圖11所示），在增壓階段，對目標海管先增壓至30%試壓值，穩(wěn)壓30min，記錄現(xiàn)場壓力表有無變化。然后繼續(xù)增壓至60%試壓值，穩(wěn)壓30min后記錄壓力值變化，繼續(xù)增壓至80%試壓值，穩(wěn)30min后記錄壓力值變化；繼續(xù)增壓至100%試壓值，并在這一階段的加壓過程中，以每加壓15psi為間隔，記錄壓力值，泵入的海水體積。達到試壓值后開始進行保壓，并詳細監(jiān)測壓力變化。保壓結束后緩慢將壓至60%后穩(wěn)壓，隨后降壓至0psi，整個試壓結束。

圖11 水壓流程

目標海管的歷史最大運行壓力為283psi，本次水壓試壓最大壓力為其1.38倍，達到400psi，水壓試驗結束后對各穩(wěn)壓階段的壓力變化進行了統(tǒng)計，結果表明：在各穩(wěn)壓、保壓階段，壓力值保持穩(wěn)定，表明試壓管道強度足夠，這與預測結果相吻合，目前可以安全服役。

7 結論與建議

（1）目標管道內腐蝕最小減薄2.3mm，最大腐蝕減薄5.4mm，由于內管壁厚12.7mm，預計最大減薄處的剩余壁厚7.3mm，管道存在一定的內腐蝕風險和后果，在當前運行壓力西，可安全服役；

（2）水壓試驗表明目標管道的剩余強度良好，管道強度目前處于安全可控范圍內；

（3）建議盡快制定智能內檢測計劃，并根據(jù)此信息進行管道剩余壽命預測并確定下一步管道運行風險和管控措施，避免管道事故發(fā)生。