吳秋云, 李成鋼, 楊敬紅, 張敬安, 鄭 輝

(中海油田服務(wù)股份有限公司 物探事業(yè)部, 天津 300451)

管道內(nèi)檢測作為管道完整性管理的關(guān)鍵一環(huán),目前在國內(nèi)受到了越來越多的關(guān)注。伴隨海洋石油的快速發(fā)展, 海底管道內(nèi)檢測作為一項關(guān)鍵的管道檢測手段, 將進入一個高速發(fā)展期, 同時海底管道內(nèi)檢測的結(jié)果分析技術(shù), 是針對內(nèi)檢測檢測結(jié)果進行腐蝕分析、預(yù)測, 管道安全評價的綜合性技術(shù), 其重要愈發(fā)凸顯。

2010年中海油天津分公司完成了渤南油田海底管道的清管及內(nèi)檢測項目。檢測海管長32 km, 直徑355.6 mm, 本文在目標海底管道檢測數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上,對本條海底管道的檢測結(jié)果進行腐蝕分析、規(guī)律總結(jié)和安全預(yù)測。

1 檢測結(jié)果

1.1 管道結(jié)構(gòu)檢測

根據(jù)管道的電子幾何檢測和漏磁檢測, 發(fā)現(xiàn)并記錄管道結(jié)構(gòu)部件, 見表 1。管道電子幾何檢測結(jié)果顯示:本條海管沒有發(fā)現(xiàn)明顯的管道內(nèi)徑變化。

表1 管道部件檢測結(jié)果Tab. 1 Inspection results of pipeline fittings

1.2 管道腐蝕檢測

本次腐蝕檢測共發(fā)現(xiàn)腐蝕缺陷4 460處, 根據(jù)缺陷深度占壁厚的百分比進行分類, 具體情況見表2。

根據(jù)腐蝕缺陷的形態(tài)對所檢測的缺陷進行分類, 缺陷分布見表3。

2 結(jié)果分析

2.1 清出物分析

對該管道清管的清出物進行了樣品溶解性分析, 分析結(jié)果見表4。溶解性試驗結(jié)果顯示: 目標海管通球垢樣以可溶于鹽酸的無機物(鹽)為主, 占到了全部垢樣的84.8%。

對樣品運用能譜分析、X光衍射法進行了無機組分分析, 分析結(jié)果見表5。組分分析結(jié)果顯示: 海管通球垢樣以 CO2的腐蝕產(chǎn)物(FeCO3: 89%)為主, 另外還有少量H2S的腐蝕產(chǎn)物(FeS: 4%)。

由此可見本條海管的腐蝕主要是以 CO2腐蝕為主, 附帶有H2S腐蝕。

2.2 腐蝕規(guī)律分析

2.2.1 管道兩端分布有大量的輕度腐蝕

從圖1中可以發(fā)現(xiàn), 管道兩端1 km范圍內(nèi)分布有大量的輕度腐蝕, 缺陷主要分布在管道的 3點～9點(時鐘位置)的范圍內(nèi), 發(fā)生這種現(xiàn)象的主要原因是海管兩端立管附近, 由于存在大量氣液混雜且“干濕”頻繁交替現(xiàn)象, 形成了這一區(qū)域內(nèi)大范圍輕度腐蝕的分布狀況。

表2 壁厚損失分類Tab. 2 Classification of wall thickness loss

表3 腐蝕缺陷形態(tài)分類Tab. 3 Classification of corrosion defects

表4 垢樣溶解性結(jié)果Tab. 4 Dissolution of scale sample

表5 無機組分Tab. 5 Inorganic components

2.2.2 腐蝕在管壁時鐘位置分布前后分布規(guī)律不同

根據(jù)圖 2所示, 腐蝕在管體的分布呈現(xiàn)如下規(guī)律: 管道前半程腐蝕缺陷主要分布在管道2點～10點位置內(nèi), 在此范圍內(nèi)周向分布比較均勻; 管道后半程腐蝕缺陷主要分布在 4點～8點位置內(nèi), 在此范圍內(nèi), 缺陷分布仍呈現(xiàn)明顯的底部集中現(xiàn)象。

分析這種現(xiàn)象的形成, 主要有以下兩方面因素:(1)根據(jù)管道沿程的高程分布, 如圖 2所示, 管道高程從發(fā)球端至收球端逐漸降低, 由于管道介質(zhì)中含水, 因此管道沿程的持水率逐漸升高。(2)根據(jù)管內(nèi)介質(zhì)流體狀態(tài)計算知, 本條管道前半程流態(tài)主要表現(xiàn)為沖擊流, 后半程流態(tài)主要為分層流, 在管道后半程形成了如圖3所示的管內(nèi)介質(zhì)分布特點。

上述兩方面因素形成了管道前后腐蝕在管壁時鐘位置分布前后分布規(guī)律不同的現(xiàn)象。

2.2.3 腐蝕嚴重程度前后分化明顯

腐蝕深度一般按管壁被腐蝕的厚度占管壁厚度的百分比表示,本次管道內(nèi)檢測缺陷深度檢測門限為管道壁厚的 10%, 由圖 4管道沿程腐蝕深度分布圖可以看出, 嚴重腐蝕和中度腐蝕缺陷分布在管道前半程部分, 主要形式是點蝕和坑蝕, 后半程全部為輕度腐蝕。

分析這一現(xiàn)象的原因主要有以下兩點: (1)根據(jù)流態(tài)分析, 前半程主要表現(xiàn)為沖擊流, 沖擊流導(dǎo)致管道內(nèi)壁腐蝕保護膜脫落, 易形成點蝕; (2)管道入口溫度為 60℃左右, 管道出口溫度為 30℃左右, 根據(jù)腐蝕發(fā)展的規(guī)律, 管道前半程更利于點蝕的發(fā)生和發(fā)展, 這成為了管道前半程腐蝕深度較后半程高的一個原因。

圖1 管道沿程管體腐蝕分布圖Fig. 1 Corrosion distribution along the pipeline

圖2 管道沿程高程圖Fig. 2 Pipeline elevation chart

圖3 后半程管內(nèi)介質(zhì)分布圖Fig. 3 Medium distribution chart of the second half pipeline

3 結(jié)果評價

3.1 腐蝕速率分析

預(yù)測管線的腐蝕變化趨勢及腐蝕對管線結(jié)構(gòu)完整性的危害是評價管線剩余壽命的關(guān)鍵步驟[1]。以本次檢測發(fā)現(xiàn)最深腐蝕點為例, 其壁厚損失達 53%,剩余壁厚為7.47 mm。如果把此腐蝕當作一個勻速進行的過程來看待, 則其壁厚方向平均腐蝕速率約為1.5 mm/a, 按照此腐蝕坑腐蝕速率估計, 在2013年1月其壁厚損失將會達到管道壁的80%(根據(jù)ASME標準, 壁厚損失超過 80%不可接受)。如果考慮點蝕的加速效應(yīng), 時間可能會更短。

3.2 維修因子分析

維修因子(Estimated repair factor)[2]表征的是管道需要進行維修維護的程度, 其計算公式為

圖4 管道沿程腐蝕深度分布圖Fig. 4 Corrosion depth distribution along the pipeline

式中,FER表示維修因子;Di表示管道內(nèi)徑;Do表示管道外徑;FD表示管道設(shè)計因子;L表示缺陷長度;M表示膨脹因子;PD表示管道設(shè)計壓力;P1表示管道最大允許操作壓力;P2表示理論缺陷失效壓力;SF表示缺陷管道爆破應(yīng)力;Sflow表示流動應(yīng)力;SMYS表示管道最小屈服應(yīng)力;d表示缺陷深度;t表示管道壁厚。

當FER小于1時, 表明管道目前仍處于安全狀態(tài),FER大于或等于1, 管道需要進行維護[3]。

經(jīng)對該管道全部缺陷點的FER計算, 發(fā)現(xiàn)本條海管4 460個缺陷FER均小于1, 表明本條管道目前處于安全狀態(tài)。

選取3個有代表性的缺陷, 對其進行FER的計算與預(yù)測分析。

A: 最深缺陷點。

B: 目前最高FER點。

C: 目前第二高FER點。

表6 缺陷點維修因子變化預(yù)測Tab. 6 Forecast of estimated repair factor

根據(jù)本條海管最具代表性的三個缺陷點的FER未來四年的預(yù)測計算可知: 2009年最高FER點的FER將最早達到“1”, 時間大約在2012年3月, 然后依次是最深缺陷點和次高FER點, 分別預(yù)計在2013年的4月和2013年的6月。

跟另外兩個缺陷點相比較, 最深缺陷點具有深度大、面積小的特點, 這一缺陷的FER變化曲線提升相對較快, 其FER預(yù)計在2013年8月超過目前最高FER缺陷點的FER。另外考慮到本缺陷屬于點腐蝕, 具有腐蝕加速的特性, 因此建議將此處列為最需關(guān)注的缺陷。

圖5 FER變化趨勢圖Fig. 5 FER tendency chart

4 結(jié)論及建議

通過本次海管內(nèi)檢測工作, 對目標海管的腐蝕、幾何變形等情況有了深入了解, 海管內(nèi)檢測是目前充分了解海管腐蝕、變形狀態(tài)最有效的方法[4]。

根據(jù)海管清管情況、整體腐蝕情況以及腐蝕趨勢預(yù)測結(jié)果, 推薦針對本條海管建立如下運維策略:(1)針對重點腐蝕點的腐蝕發(fā)展監(jiān)控, 依據(jù)腐蝕發(fā)展趨勢預(yù)測結(jié)果, 建議在2012年對該管道進行一次金屬損失內(nèi)檢測, 監(jiān)控管道腐蝕的發(fā)展; (2)針對高FER腐蝕缺陷點建議建立應(yīng)急預(yù)案、準備相應(yīng)的應(yīng)急維修物資, 以應(yīng)對緊急情況的發(fā)生; (3)建議建立本條管道定期通球制度。

[1]帥健.腐蝕管線的剩余壽命預(yù)測[J].石油大學(xué)學(xué)報,2003, 27(4): 91-92.

[2]ASME B31G-2009, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines[S].

[3]API Std 1163, In-line Inspection Systems Qualification Standard[S].

[4]NACE RP 0102-2002, Recommended Practice for ILI Operations [S].