渤西南長輸海底管道某管段內腐蝕直接評價研究

， 　， ， 　(. 中海油有限天津分公司 渤西作業公司， 天津　30045；. 中海油(天津)管道技術工程有限公司， 天津　30045)

海底管道是海洋石油生產系統中輸送原油和天然氣的重要設施，一旦發生事故不僅會影響油田的正常生產，還會造成巨大的經濟損失和環境污染[1-3]。海底管道失效位置的查找及修復難度大，其安全運營具有重要意義[4]。有關文獻研究表明，若天然氣管道中含有CO2、H2S或氯化物等腐蝕性組分且同時伴有積水，則極易造成管道內腐蝕，進而導致管壁穿孔，將嚴重威脅管道運輸的安全性和完整性[5-6]。據統計，內腐蝕是導致管道失效的主要原因之一，因此采用適當的方法預測內腐蝕的位置及其數量十分必要[7]。目前公認的油氣管道腐蝕檢測的方法是內檢測，但對于無法進行內檢測和不能中斷輸送的管道，內腐蝕直接評價法(ICDA)才最為有效。

本文在分析內腐蝕介質、管內積液和清管產物的基礎上，采用內腐蝕直接評價法計算并確定出渤西南長輸海底管道某易積液管段腐蝕風險點，同時利用Predict和Norsok M506兩種腐蝕預測軟件預測其內腐蝕傾向，并計算出該管段剩余腐蝕壽命，可為類似工程的腐蝕評價提供借鑒。

1　渤西南長輸海底管道概況

1.1　受評管段簡介

渤西南長輸海底管道用于渤西終端至渤南終端天然氣輸送，于2011年投用，設計使用年限為25 a。待評價管段為QK18-1至BZ13-1主管線上的一段三通管段，長19 km，其公稱直徑為100 mm(4″)，材質為X65，壁厚11.1 mm，內腐蝕余量4 mm。針對該海底管道不具備開展智能內檢測條件的特殊情況，采用直接評價法展開內腐蝕研究，以間接確認其內腐蝕部位與腐蝕程度。

1.2　管線運行工況

受評的海底管段的主要運行參數和設計參數見表1。

表1　受評海底管段主要參數

從表1可知，該管段的實際運行壓力低于設計壓力，但實際運行溫度低于設計溫度。當運行壓力低于設計值時，管道內介質輸送量降低，容易形成積液從而導致管道腐蝕。溫度過低，容易在管道內部結蠟，同時會令輸送介質黏度增加。

1.3　內腐蝕介質

管道的內腐蝕介質主要來源為管內輸送的介質。接受評價的管段為天然氣輸送管線。天然氣中含有的水蒸氣遇冷后極易在管道較粗糙的表面附著，形成電化學腐蝕環境。同時，天然氣中的CO2是強腐蝕介質，會加速管道的腐蝕。文獻研究表明，影響CO2腐蝕的主要因素有溫度、CO2分壓、流速和甲醇的含量[8-10]。收集的資料顯示，受評管段的CO2分壓為0.207 MPa，屬于中度腐蝕條件。天然氣的流速為0.02～1.56 m/s，根據曼得漢流型圖可知該管段流型為分層流。冬季清管后甲醇體積分數約為60%。

2　受評管段內腐蝕評價研究

2.1　內腐蝕直接評價法

海底管道內部發生腐蝕將會給管道的長期運行帶來風險，特別是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。美國腐蝕工程師協會認證的內腐蝕直接評價法是一種較好的方法[11-12]。ICDA評價的步驟主要包括預評價、間接檢測、詳細檢查和后評價[13]。該方法能有效辨識出由內腐蝕而導致管道惡化的位置。ICDA方法的基本理念是判斷優先積水位置，最先積水的地方最可能先發生腐蝕。根據NACE SP 0206—2006《干氣管道內腐蝕直接評價標準》[14]，腐蝕性的水在管道中的積聚是引起天然氣管道內腐蝕的主要原因和先決條件，水平管與傾斜下降管通常不會積液。在傾斜上升管中，重力阻滯液體向下游流動，會發生積液，從而引起內腐蝕。管道積水與腐蝕示意圖見圖1。

圖1　管道積水與腐蝕示意圖

2.2　間接檢測

2.2.1清管積液分析

對相同輸送介質、相同工況下的可清管管段收集的積液進行水質分析，結果見表2[15]。分析結果表明，積液的總礦化度為121.32 mg/L、總硬度為3.36 mmol/L、總堿度為1.10 mmol/L、pH值為6.25。經過結垢軟件預測，管段不會有CaCO3垢產生，但不排除因清管導致清管沉積物在三通處沉積，形成垢下腐蝕。同時進行了SRB(細菌培養)檢測[16]，結果表明其菌量為0 pcs/mL。

表2　積液水質分析

2.2.2清管產物物相分析

對從輸送相同介質、相同工況下的可清管管段收集的殘渣進行了X射線衍射(XRD)分析，結果見圖2。

圖2　清管殘留物XRD衍射圖譜

圖2表明，清管產物的主要成分為FeCO3，它是發生CO2腐蝕的典型產物[17]。

2.3　內腐蝕直接評價

2.3.1一般流程

ICDA方法關鍵流程見圖3。

圖3　ICDA方法關鍵流程圖

2.3.2實際傾角計算

管道的實際傾角θ1按式(1)計算，并按式(2)將計算所得弧度轉化為角度[18]。

(1)

(2)

式(1)～ 式(2)中，Δh為管段的高程變化量，Δl為管段的距離變化量，m。文中受評管段的實際傾角隨里程變化見圖4。

圖4　受評管段里程-實際傾角圖

2.3.3臨界傾角計算

根據NACE SP 0206—2006，管段臨界傾角按式(3)計算。

(3)

式中，a為臨界傾角，(°)；ρl為液體密度，ρg為氣體密度，kg/m3；vg為表觀氣體速度，m/s；g為重力常數，m/s2；did為管道內徑，mm。

式(3)中的氣體密度為實際氣體密度。計算時分兩步，第一步先按照理想氣體近似處理，第二步引入修正系數。根據理想氣體方程pV=nRT導出的理想氣體密度計算公式為：

(4)

式中，M為氣體的摩爾質量，g/mol；p為管道內的壓力，Pa；T為管道內的溫度，K；R為理想氣體常數，8.314 J/(K·moL)。

引入修正系數后實際氣體的密度計算公式為：

(5)

式中，z為實際氣體的壓縮因數。任何氣體的壓縮因數均可由試驗來確定。在理想狀態條件下，z的值為1。對于實際氣體，z是狀態的函數。

根據NACE SP 0206—2006推薦使用的流程和模型計算臨界傾角。管道評估以月為評估時間單元，采用代表管道每月可能攜液的最極端條件的最大輸氣量，獲得管道每月最大理論臨界傾角隨工藝參數的變化，進而獲得臨界傾角的動態變化。通過對ICDA區域進行建模，用流動模擬結果預測最可能發生內腐蝕的位置，當管道實際傾斜角大于臨界傾角時，即可能發生水的積聚而引發腐蝕。

2.3.4內腐蝕敏感位置分析

根據項目資料，計算了近3 a三通至CB-A管段臨界傾角，分析存在積液風險和內腐蝕敏感位置。以2015-08三通至CB-A管段臨界傾角分析為例，三通至CB-A管段極端積液條件為壓力2.9 MPa、溫度30 ℃、輸氣量0.86萬m3/d。該月的臨界傾角為0.22°，其中臨界傾角大于管道傾角的位置，即存在積液風險和內腐蝕敏感位置有27處。基于項目基礎數據，進一步分析三通至CB-A管段高風險位置，得到管段積液累積時間隨液體積聚位置變化情況，見圖5。根據工程經驗和計算得到管段具體位置的腐蝕量，將積液位置分為3個等級，其中一級位置腐蝕風險性最高。共得到本項目腐蝕風險點116個，其中一級風險點共1個，里程位置KP19+410；二級風險點3個，里程位置KP7+603、KP19+430、KP19+518；三級風險點112個。

圖5　待評價管段積液累積時間隨液體積聚位置變化

2.4　腐蝕預測

分別利用Predict腐蝕預測軟件和Norsok M506腐蝕預測模型對受評管段的一級腐蝕風險位置(KP19+410)以及3個二級腐蝕風險位置(KP7+603、KP19+430、KP19+518)進行腐蝕預測，各風險位置在2012～2015年的平均腐蝕速率預測結果見圖6。

圖6　兩種軟件對腐蝕風險點的腐蝕速率預測對比

從圖6可以看出，Norsok M506模型預測的腐蝕速率比Predict軟件預測的腐蝕速率大。這是由于Predict腐蝕預測考慮了醇類對CO2腐蝕的影響，因此腐蝕速率更準確。

2.5　剩余壽命預測

管道的剩余壽命可以根據在預期服役條件下，所需的最小壁厚、檢查后測量的壁厚值以及估計的預期腐蝕速率加以確定。根據API 579-1/ASME FFS-1—2016《適用性評價》[19]提供的公式計算：

(6)

(7)

式中，Rlife為剩余腐蝕壽命，a；tam為管道測量剩余平均厚度，tmin為管道所需厚度，D0為管道外徑，MA為附加厚度，mm。Crate為管線內腐蝕速率；mm/a;p′為設計壓力，S為管材的許用應力，MPa；E為焊接接頭系數，取值0.8；YB31為系數，取值0.4。

受評管段運行時間大約為4.5 a，最大腐蝕速率0.085 3 mm/a，設計壓力9.2 MPa，外徑114.3 mm，X65屈服強度為450 MPa。根據式(6)、式(7)計算管段剩余腐蝕壽命Rlife=42.3 a。

3　結語

對渤西南長輸海底天然氣輸送管道中某段不具備展開智能檢測的管段進行內腐蝕評價。采用清管積液水質分析和清管產物物相分析等間接檢測手段初步判斷管線腐蝕以CO2腐蝕為主，不存在微生物腐蝕和沖蝕。采用內腐蝕直接評價法確定受評管段存在116處液體易積聚進而可能造成管道腐蝕的位置，對積液位置劃分等級。受評管段共存在一級風險點1個，二級風險點3個，三級風險點112個。應用腐蝕預測軟件確定受評管段一級風險點KP19+410的腐蝕速率分布為0.016 7～0.151 6 mm/a，總平均速率為0.085 mm/a。根據API 579-1/ASME FFS-1準則計算得到管段剩余腐蝕壽命為42.3 a。

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