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

海底管道是海洋石油生產(chǎn)系統(tǒng)中輸送原油和天然氣的重要設(shè)施，一旦發(fā)生事故不僅會(huì)影響油田的正常生產(chǎn)，還會(huì)造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失和環(huán)境污染[1-3]。海底管道失效位置的查找及修復(fù)難度大，其安全運(yùn)營(yíng)具有重要意義[4]。有關(guān)文獻(xiàn)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(shí)伴有積水，則極易造成管道內(nèi)腐蝕，進(jìn)而導(dǎo)致管壁穿孔，將嚴(yán)重威脅管道運(yùn)輸?shù)陌踩院屯暾訹5-6]。據(jù)統(tǒng)計(jì)，內(nèi)腐蝕是導(dǎo)致管道失效的主要原因之一，因此采用適當(dāng)?shù)姆椒A(yù)測(cè)內(nèi)腐蝕的位置及其數(shù)量十分必要[7]。目前公認(rèn)的油氣管道腐蝕檢測(cè)的方法是內(nèi)檢測(cè)，但對(duì)于無(wú)法進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)和不能中斷輸送的管道，內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)法(ICDA)才最為有效。

本文在分析內(nèi)腐蝕介質(zhì)、管內(nèi)積液和清管產(chǎn)物的基礎(chǔ)上，采用內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)法計(jì)算并確定出渤西南長(zhǎng)輸海底管道某易積液管段腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)，同時(shí)利用Predict和Norsok M506兩種腐蝕預(yù)測(cè)軟件預(yù)測(cè)其內(nèi)腐蝕傾向，并計(jì)算出該管段剩余腐蝕壽命，可為類似工程的腐蝕評(píng)價(jià)提供借鑒。

1　渤西南長(zhǎng)輸海底管道概況

1.1　受評(píng)管段簡(jiǎn)介

渤西南長(zhǎng)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(shè)計(jì)使用年限為25 a。待評(píng)價(jià)管段為QK18-1至BZ13-1主管線上的一段三通管段，長(zhǎng)19 km，其公稱直徑為100 mm(4″)，材質(zhì)為X65，壁厚11.1 mm，內(nèi)腐蝕余量4 mm。針對(duì)該海底管道不具備開(kāi)展智能內(nèi)檢測(cè)條件的特殊情況，采用直接評(píng)價(jià)法展開(kāi)內(nèi)腐蝕研究，以間接確認(rèn)其內(nèi)腐蝕部位與腐蝕程度。

1.2　管線運(yùn)行工況

受評(píng)的海底管段的主要運(yùn)行參數(shù)和設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表1。

表1　受評(píng)海底管段主要參數(shù)

從表1可知，該管段的實(shí)際運(yùn)行壓力低于設(shè)計(jì)壓力，但實(shí)際運(yùn)行溫度低于設(shè)計(jì)溫度。當(dāng)運(yùn)行壓力低于設(shè)計(jì)值時(shí)，管道內(nèi)介質(zhì)輸送量降低，容易形成積液從而導(dǎo)致管道腐蝕。溫度過(guò)低，容易在管道內(nèi)部結(jié)蠟，同時(shí)會(huì)令輸送介質(zhì)黏度增加。

1.3　內(nèi)腐蝕介質(zhì)

管道的內(nèi)腐蝕介質(zhì)主要來(lái)源為管內(nèi)輸送的介質(zhì)。接受評(píng)價(jià)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(xué)腐蝕環(huán)境。同時(shí)，天然氣中的CO2是強(qiáng)腐蝕介質(zhì)，會(huì)加速管道的腐蝕。文獻(xiàn)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(píng)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(jù)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?jǐn)?shù)約為60%。

2　受評(píng)管段內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)研究

2.1　內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)法

海底管道內(nèi)部發(fā)生腐蝕將會(huì)給管道的長(zhǎng)期運(yùn)行帶來(lái)風(fēng)險(xiǎn)，特別是對(duì)于無(wú)法進(jìn)行智能檢測(cè)的管道，長(zhǎng)期運(yùn)行后管道內(nèi)壁的腐蝕狀況難以直接進(jìn)行檢測(cè)。美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)認(rèn)證的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)法是一種較好的方法[11-12]。ICDA評(píng)價(jià)的步驟主要包括預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢測(cè)、詳細(xì)檢查和后評(píng)價(jià)[13]。該方法能有效辨識(shí)出由內(nèi)腐蝕而導(dǎo)致管道惡化的位置。ICDA方法的基本理念是判斷優(yōu)先積水位置，最先積水的地方最可能先發(fā)生腐蝕。根據(jù)NACE SP 0206—2006《干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)》[14]，腐蝕性的水在管道中的積聚是引起天然氣管道內(nèi)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(huì)積液。在傾斜上升管中，重力阻滯液體向下游流動(dòng)，會(huì)發(fā)生積液，從而引起內(nèi)腐蝕。管道積水與腐蝕示意圖見(jiàn)圖1。

圖1　管道積水與腐蝕示意圖

2.2　間接檢測(cè)

2.2.1清管積液分析

對(duì)相同輸送介質(zhì)、相同工況下的可清管管段收集的積液進(jìn)行水質(zhì)分析，結(jié)果見(jiàn)表2[15]。分析結(jié)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(jīng)過(guò)結(jié)垢軟件預(yù)測(cè)，管段不會(huì)有CaCO3垢產(chǎn)生，但不排除因清管導(dǎo)致清管沉積物在三通處沉積，形成垢下腐蝕。同時(shí)進(jìn)行了SRB(細(xì)菌培養(yǎng))檢測(cè)[16]，結(jié)果表明其菌量為0 pcs/mL。

表2　積液水質(zhì)分析

2.2.2清管產(chǎn)物物相分析

對(duì)從輸送相同介質(zhì)、相同工況下的可清管管段收集的殘?jiān)M(jìn)行了X射線衍射(XRD)分析，結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2　清管殘留物XRD衍射圖譜

圖2表明，清管產(chǎn)物的主要成分為FeCO3，它是發(fā)生CO2腐蝕的典型產(chǎn)物[17]。

2.3　內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)

2.3.1一般流程

ICDA方法關(guān)鍵流程見(jiàn)圖3。

圖3　ICDA方法關(guān)鍵流程圖

2.3.2實(shí)際傾角計(jì)算

管道的實(shí)際傾角θ1按式(1)計(jì)算，并按式(2)將計(jì)算所得弧度轉(zhuǎn)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(píng)管段的實(shí)際傾角隨里程變化見(jiàn)圖4。

圖4　受評(píng)管段里程-實(shí)際傾角圖

2.3.3臨界傾角計(jì)算

根據(jù)NACE SP 0206—2006，管段臨界傾角按式(3)計(jì)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(shù)，m/s2；did為管道內(nèi)徑，mm。

式(3)中的氣體密度為實(shí)際氣體密度。計(jì)算時(shí)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(shù)。根據(jù)理想氣體方程pV=nRT導(dǎo)出的理想氣體密度計(jì)算公式為：

(4)

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

引入修正系數(shù)后實(shí)際氣體的密度計(jì)算公式為：

(5)

式中，z為實(shí)際氣體的壓縮因數(shù)。任何氣體的壓縮因數(shù)均可由試驗(yàn)來(lái)確定。在理想狀態(tài)條件下，z的值為1。對(duì)于實(shí)際氣體，z是狀態(tài)的函數(shù)。

根據(jù)NACE SP 0206—2006推薦使用的流程和模型計(jì)算臨界傾角。管道評(píng)估以月為評(píng)估時(shí)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(shù)的變化，進(jìn)而獲得臨界傾角的動(dòng)態(tài)變化。通過(guò)對(duì)ICDA區(qū)域進(jìn)行建模，用流動(dòng)模擬結(jié)果預(yù)測(cè)最可能發(fā)生內(nèi)腐蝕的位置，當(dāng)管道實(shí)際傾斜角大于臨界傾角時(shí)，即可能發(fā)生水的積聚而引發(fā)腐蝕。

2.3.4內(nèi)腐蝕敏感位置分析

根據(jù)項(xiàng)目資料，計(jì)算了近3 a三通至CB-A管段臨界傾角，分析存在積液風(fēng)險(xiǎn)和內(nèi)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(wàn)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(fēng)險(xiǎn)和內(nèi)腐蝕敏感位置有27處?；陧?xiàng)目基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，進(jìn)一步分析三通至CB-A管段高風(fēng)險(xiǎn)位置，得到管段積液累積時(shí)間隨液體積聚位置變化情況，見(jiàn)圖5。根據(jù)工程經(jīng)驗(yàn)和計(jì)算得到管段具體位置的腐蝕量，將積液位置分為3個(gè)等級(jí)，其中一級(jí)位置腐蝕風(fēng)險(xiǎn)性最高。共得到本項(xiàng)目腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)116個(gè)，其中一級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)共1個(gè)，里程位置KP19+410；二級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)3個(gè)，里程位置KP7+603、KP19+430、KP19+518；三級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)112個(gè)。

圖5　待評(píng)價(jià)管段積液累積時(shí)間隨液體積聚位置變化

2.4　腐蝕預(yù)測(cè)

分別利用Predict腐蝕預(yù)測(cè)軟件和Norsok M506腐蝕預(yù)測(cè)模型對(duì)受評(píng)管段的一級(jí)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)位置(KP19+410)以及3個(gè)二級(jí)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)位置(KP7+603、KP19+430、KP19+518)進(jìn)行腐蝕預(yù)測(cè)，各風(fēng)險(xiǎn)位置在2012～2015年的平均腐蝕速率預(yù)測(cè)結(jié)果見(jiàn)圖6。

圖6　兩種軟件對(duì)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的腐蝕速率預(yù)測(cè)對(duì)比

從圖6可以看出，Norsok M506模型預(yù)測(cè)的腐蝕速率比Predict軟件預(yù)測(cè)的腐蝕速率大。這是由于Predict腐蝕預(yù)測(cè)考慮了醇類對(duì)CO2腐蝕的影響，因此腐蝕速率更準(zhǔn)確。

2.5　剩余壽命預(yù)測(cè)

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

(6)

(7)

式中，Rlife為剩余腐蝕壽命，a；tam為管道測(cè)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(nèi)腐蝕速率；mm/a;p′為設(shè)計(jì)壓力，S為管材的許用應(yīng)力，MPa；E為焊接接頭系數(shù)，取值0.8；YB31為系數(shù)，取值0.4。

受評(píng)管段運(yùn)行時(shí)間大約為4.5 a，最大腐蝕速率0.085 3 mm/a，設(shè)計(jì)壓力9.2 MPa，外徑114.3 mm，X65屈服強(qiáng)度為450 MPa。根據(jù)式(6)、式(7)計(jì)算管段剩余腐蝕壽命Rlife=42.3 a。

3　結(jié)語(yǔ)

對(duì)渤西南長(zhǎng)輸海底天然氣輸送管道中某段不具備展開(kāi)智能檢測(cè)的管段進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)。采用清管積液水質(zhì)分析和清管產(chǎn)物物相分析等間接檢測(cè)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(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)法確定受評(píng)管段存在116處液體易積聚進(jìn)而可能造成管道腐蝕的位置，對(duì)積液位置劃分等級(jí)。受評(píng)管段共存在一級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)1個(gè)，二級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)3個(gè)，三級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)112個(gè)。應(yīng)用腐蝕預(yù)測(cè)軟件確定受評(píng)管段一級(jí)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)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(jù)API 579-1/ASME FFS-1準(zhǔn)則計(jì)算得到管段剩余腐蝕壽命為42.3 a。

參考文獻(xiàn)：

[1]劉永杰，鄧衛(wèi)東，黨舸，等. 南海番禺氣田海底管線內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)與預(yù)測(cè)[J]. 石油化工腐蝕與防護(hù)，2008， 25(4)：20-22.

LIU Y J，DENG W D，DANG G，et al. Assessment and prediction of internal corrosion of marine pipelines in Panyu gas field in South China Sea [J]. Corrosion & protection in petrochemical industry，2008，25(4)：20-22.

[2]趙學(xué)芬，姚安林，趙忠剛. 輸氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法[J]. 焊管，2006，29(2)：68-72.

ZHAO X F，YAO A L，ZHAO Z G. Internal corrosion direct assessment approach for gas transmission pipeline [J]. Welded pipe and tube，2006，29(2)：68-72.

[3]范開(kāi)峰，王衛(wèi)強(qiáng)，孫瑞，等. 天然氣管道腐蝕與防腐分析[J]. 當(dāng)代化工，2013，42(5)：653-656.

FAN K F，WANG W Q，SUN R，et al. Analysis on corrosion and anticorrosion of natural gas pipelines [J]. Contemporary chemical industry，2013，42(5)：653-656.

[4]謝云杰，姚安林，錢(qián)浩，等. 海底管道系統(tǒng)失效可能性評(píng)價(jià)方法研究[J]. 中國(guó)海上油氣，2007，19 (2)：134-138.

XIE Y J，YAO A L，QIAN H，et al. Study on evaluating method for failure probability of subsea oil and gas pipelines [J]. China offshore oil and gas，2007，19(2)：134-138.

[5]丁楠，廖柯熹，張淳. 濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法[J]. 管道技術(shù)與設(shè)備，2013(3)：42-44.

DING N，LIAO K X，ZHANG C. Wet gas internal corrosion direct assessment methodology for pipelines [J]. Pipeline technology and equipment，2013(3)：42-44.

[6]郭秋月，劉磊，郭新鋒. 天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法原理與范例[J]. 焊管，2011，34(3)：65-70.

GUO Q Y，LIU L，GUO X F. Principle and exemplification of the direct assessment on the internal corrosion of dry gas pipeline [J]. Welded pipe and tube，2011，34(3)：65-70.

[7]劉其鑫，張書(shū)勤，崔銘偉. 濕氣內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J]. 油氣田地面工程，2017，36(3)：71-76.

LIU Q X，ZHANG S Q，CUI M W. Field application of wet gas internal corrosion direct assessment method [J]. Oil-gas field surface engineering，2017，36(3)：71-76.

[8]張學(xué)元，邸超，雷良才. 二氧化碳腐蝕與控制[M]. 北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2001.

ZHANG X Y，DI C，LEI L C. Carbon dioxide corrosion and control [M]. Beijing：Chemical Industry Press，2001.

[9]龍鳳樂(lè)，鄭文軍，陳長(zhǎng)風(fēng)，等. 溫度、CO2分壓、流速、pH值對(duì)X65管線鋼CO2均勻腐蝕速率的影響規(guī)律[J]. 腐蝕與防護(hù)，2005，26(7)：290-293.

LONG F L，ZHENG W J，CHEN C F，et al. Influence of temperature，CO2partial pressure， flow rate and pH value on uniform corrosion rate of X65 pipelines steel[J]. Corrosion & protection，2005，26(7)：290-293.

[10] 董曉煥，姜毅，楊志偉，等. 水溶性緩蝕劑在中低二氧化碳?xì)饩膽?yīng)用[J]. 石油化工腐蝕與防護(hù)，2012， 29(1)：14-17.

DONG X H， JIANG Y，YANG Z W，et al. Application of water soluble corrosion inhibitor in gas well with low CO2[J]. Petrochemical corrosion and protection，2012，29(1)：14-17.

[11] 何素娟，閆化云，趙大偉， 等. 西江油田現(xiàn)役海底管道內(nèi)腐蝕現(xiàn)狀評(píng)估[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn)，2012，31(1)：23-26.

HE S J，YAN H Y，ZHAO D W，et al. Assessment of internal corrosion of submarine pipelines in Xijiang oilfield [J]. Oil & gas storage and transportation，2012，31(1)：23-26.

[12] 朱方輝，付彩利，程碧海，等. 蘇里格氣田濕氣輸送管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)方法初探[J]. 石油管材與儀器，2015，1(3)：59-62.

ZHU F H，F(xiàn)U C L，CHENG B H，et al. Study of internal corrosion assessment approach for wet-gas transmission pipelines in Sulige gas field [J]. Petroleum tubular goods & instruments， 2015，1(3)：59-62.

[13] 張鵬，李欣茜，彭星煜，等. 濕氣管線的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)原理[J]. 石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2007，23(10)：15-19.

ZHANG P，LI X Q，PENG X Y，et al. Direct assessment principle of internal corrosion in wet gas pipeline [J]. Technology supervision in petroleum industry，2007，23(10)：15-19.

[14] 干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)：NACE SP 0206—2006[S].

Internal corrosion direct assessment methodology for pipelines carrying normally dry natural gas CDC-ICDA:NACE SP 0206—2006[S].

[15] 孫彥吉. 海拉爾油田注水管道內(nèi)腐蝕原因分析及對(duì)策[J]. 腐蝕與防護(hù)，2013，34(2)：180-182.

SUN Y J. Corrosion analysis of water injection pipeline in Hailaer oilfield [J]. Corrosion & protection，2013，34(2)：180-182.

[16] 劉玉秀，戰(zhàn)廣深. 硫酸鹽還原菌(SRB)對(duì)碳鋼管道腐蝕的影響[J]. 全面腐蝕控制，2002，16(1)：20-21.

LIU Y X，ZHAN G S. The Influence of sulfate reducing bacteria on carbon steel pipe corrosion [J]. Total corrosion control，2002，16(1)：20-21.

[17] 王鳳平，李曉剛，杜元龍. 油氣開(kāi)發(fā)中的CO2腐蝕[J]. 腐蝕科學(xué)與防護(hù)技術(shù)，2002，14(4)：223-226.

WANG F P，LI X G，DU Y L. A review on carbon dioxide corrosion of steel in oilfield exploitation [J]. Corrosion science and protection technology，2002，14(4)：223-226.

[18] 羅鵬， 趙霞， 張一玲， 等. 國(guó)外天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)案例分析[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn)， 2010，29(2)：137-140.

LUO P，ZHAO X，ZHANG Y L，et al. Analysis of direct assessment cases on internal corrosion of external gas pipelines [J]. Oil & gas storage and transportation，2010，29(2)：137-140.

[19] 適用性評(píng)價(jià)：API 579-1/ASME FFS-1—2016[S].

Fitness-for-service:API 579-1/ASME FFS-1—2016[S].