倪威

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000）

海底管道內(nèi)腐蝕是管道服役安全和完整性的重要威脅，造成近年來多起海底管道故障。某平臺油田海管設(shè)計H2S含量為0，近期卻在外輸原油中測出含有H2S。當(dāng)環(huán)境中存在H2S等特殊介質(zhì)及力學(xué)作用時，除了全面腐蝕和局部腐蝕，還可能引起環(huán)境敏感斷裂。因此，急需通過科學(xué)的海管內(nèi)腐蝕風(fēng)險評估了解其腐蝕主要原因及腐蝕狀況，為海管完整性管理工作重點(diǎn)提供科學(xué)依據(jù)。

1 海管內(nèi)腐蝕風(fēng)險識別

海管腐蝕失效的原因有很多，本文從導(dǎo)致腐蝕的直接原因出發(fā)，討論目標(biāo)類型管道可能發(fā)生的內(nèi)腐蝕失效形式。主要為CO2腐蝕、H2S腐蝕、溶解氧腐蝕、微生物腐蝕（或細(xì)菌腐蝕）、垢下腐蝕等。

1．1 實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)采集

該項目于2016年9月投產(chǎn)，生產(chǎn)日報數(shù)據(jù)齊全。根據(jù)天然氣組份報告，生產(chǎn)分離器中CO2mol%為2.109mol%。根據(jù)單井生產(chǎn)日報，井口測出含有H2S，單井最高含量為21ppm。

1．2 完善數(shù)據(jù)信息

因天然氣組份提取點(diǎn)非海管，而為生產(chǎn)分離器。為了評估的準(zhǔn)確性，進(jìn)行生產(chǎn)分離器至海管的流程工藝模擬，進(jìn)而得到海管的天然氣組份數(shù)據(jù)。根據(jù)工藝模擬結(jié)果，到海管入口處僅為油和水組份，并無氣相組份?？紤]CO2溶入原油中，故CO2含量采用生產(chǎn)分離器中數(shù)據(jù)。

實(shí)際生產(chǎn)中，CO2、H2S可溶于原油。基于OLGA模擬要求，擬進(jìn)行標(biāo)況下的氣相的模擬。根據(jù)全動態(tài)多相流OLGA模擬，在管道全程輸送中也未出現(xiàn)氣相。通過工藝流程模擬，海管入口處H2S微乎其微，小于4個數(shù)量級。故本海管計算過程中無氣相數(shù)據(jù)，CO2數(shù)據(jù)采用分離器數(shù)據(jù)，H2S含量可忽略。

1．3 確定管道內(nèi)腐蝕主因

綜上，CO2是管道內(nèi)腐蝕的主要腐蝕劑來源之一。根據(jù)模擬出的天然氣全組分?jǐn)?shù)據(jù)，CO2分壓大于0.345bar（如圖1所示），屬于中等腐蝕。由于目標(biāo)管線在投產(chǎn)至今有固定的通球頻率，而清管能有效清除管壁沉積物、腐蝕產(chǎn)物，使其不存在附加的腐蝕電極，減小垢下腐蝕風(fēng)險。根據(jù)該油田通球產(chǎn)物分析，含有一定的鈣鐵氧硫化物，故管道可能有硫化氫存在或者細(xì)菌腐蝕。綜上所述，CO2腐蝕是引起腐蝕發(fā)展的主要因素。

1．4 確定管道內(nèi)腐蝕評估重點(diǎn)

CO2腐蝕的最大特點(diǎn)是其在一定的溫度范圍內(nèi)容易引起局部腐蝕，對于X56鋼材，在65～90℃時，局部腐蝕速率往往高于均勻腐蝕速率，特別是65～75℃中溫區(qū)，局部腐蝕速率要比均勻腐蝕速率高出3倍左右。由于目標(biāo)管道入口實(shí)際溫度范圍大致位于60～75℃，因此，CO2引起的全面腐蝕、局部腐蝕是目標(biāo)管道最大的腐蝕失效風(fēng)險。根據(jù)通球產(chǎn)物分析，該管道有垢下腐蝕傾向，但由于目標(biāo)管線有固定的通球頻率清管作業(yè)，不易發(fā)生垢下腐蝕。天然氣分析報告中沒有H2S，而通球產(chǎn)物報告中出現(xiàn)了H2S，判斷為管道內(nèi)出現(xiàn)了微生物腐蝕，而微生物的新陳代謝產(chǎn)生了輕微H2S。因此，目標(biāo)管道的評估重點(diǎn)是CO2腐蝕速率造成的管壁減薄風(fēng)險。

圖1 CO2分壓模擬

2 基于ICDA的海管內(nèi)腐蝕直接評估

海底管道內(nèi)部發(fā)生腐蝕給管道長期運(yùn)行帶來風(fēng)險，特別對于無法進(jìn)行智能檢測的管道，長期運(yùn)行后管道內(nèi)壁的腐蝕狀況難以直接進(jìn)行檢測。因此需要利用內(nèi)腐蝕評估、腐蝕預(yù)測等替代性手段判斷管道內(nèi)壁腐蝕狀況。

2．1 評估依據(jù)

《多相流內(nèi)腐蝕直接評估（MP-ICDA）管道方法》標(biāo)準(zhǔn)，適用于多相流管道系統(tǒng)。主要目的是評估管道的完整性，多相流管道內(nèi)部腐蝕，以及確定管道完整性的位置。MP-ICDA提供了使用多相流建模，該方法的基礎(chǔ)就是將各種因素劃分為3類：其一是流動影響，包括各種流態(tài)和氣對腐蝕的影響；其二是根據(jù)腐蝕模型確定腐蝕速率，主要與滯留液體的質(zhì)量、液體的化學(xué)性、壓力和溫度有關(guān)，同時將腐蝕速率標(biāo)準(zhǔn)化，并用于反映沿管段各腐蝕部位的嚴(yán)重性，由此來表示腐蝕的具體分布情況；其三是其他影響因素之中包括緩蝕劑、烴凝析液、細(xì)菌、抗微生物劑、固體以及其它產(chǎn)物。

2．2 海管內(nèi)腐蝕預(yù)評估

在內(nèi)腐蝕評估預(yù)評估階段，主要工作是收集當(dāng)前和歷史數(shù)據(jù)，確定評估方式、具體工具、軟件和具體評估分區(qū)。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，評估所要收集的數(shù)據(jù)包括：含水情況、管道埋深、穿越情況、傾角特征、管徑壁厚、緩蝕劑、壓力、內(nèi)涂、操作溫度、產(chǎn)量、清關(guān)信息、油品信息、水壓試驗(yàn)、腐蝕監(jiān)測信息等。

2．3 海管內(nèi)腐蝕間接評估

管道內(nèi)腐蝕評估方法的可靠性取決于利用流動模擬結(jié)果來識別最有可能聚集腐蝕性液相介質(zhì)位置的能力，目標(biāo)管道高程差最大不超過0.1m，夏冬的溫度和壓力差異不明顯，管線里程較短，因此視該管線為一個評估子區(qū)進(jìn)行評估。持液率可通過多相流模型進(jìn)行預(yù)測，取決于表觀氣體或液體流速、液體和氣體密度、管徑和管段傾角等參數(shù)。

利用OLGA和ECE腐蝕預(yù)測軟件，模擬獲得的腐蝕速率（mm/y）。油品物流數(shù)據(jù)采用3個日期模擬，結(jié)果顯示最大腐蝕位置腐蝕速率逐漸升高，2016年9月5日0.3mm/y，2017年1月11日0.35mm/y，2017年7月5日高達(dá)0.4mm/y。（如圖2所示）。因此，必須采取有效控制措施。

3 旁路腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)分析

圖2 2017年7月5日腐蝕速率

在業(yè)主的旁路維護(hù)及海管腐蝕評估報告中，摘取關(guān)于記錄海管旁路內(nèi)掛片數(shù)據(jù)、電感探針數(shù)據(jù)、電化學(xué)站數(shù)據(jù)、超聲波測厚數(shù)據(jù)，具體如下：（1）三層掛片數(shù)據(jù)，最大腐蝕速率為3.29mpy；（2）海管旁路電感探針腐蝕速率平均在0.4807myp；（3）電化學(xué)站數(shù)據(jù)，顯示腐蝕速率在0.1～0.4mm/y；（4）超聲波測厚，測厚部位為海管旁路測試短節(jié)，對比海管壁厚15.9mm，海管底部減薄相對較多。投產(chǎn)16個月，減薄厚度在0.3～0.8mm之間，即0.23～0.6mm/y。

根據(jù)上述旁路腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)，目標(biāo)海管局部內(nèi)腐蝕程度速率較高。

4 海管腐蝕評價結(jié)果及完整性管理建議

該海管主要是CO2腐蝕，H2S含量輕微不影響腐蝕，海管以均勻腐蝕為主。多相流內(nèi)腐蝕直接評估（MP-ICDA）方法模擬出的腐蝕速率與腐蝕旁路監(jiān)測數(shù)據(jù)較吻合，腐蝕速率需要引起關(guān)注，必須得到有效控制。根據(jù)內(nèi)腐蝕預(yù)測結(jié)果，目標(biāo)管道腐蝕風(fēng)險點(diǎn)壁厚損失小于20%，屬于I級輕度壁厚損失。

基于完整性管理工作相關(guān)規(guī)范和策略，該海管完整性管理建議如下：

（1）增加海管緩蝕劑配比，密切關(guān)注海管旁路腐蝕監(jiān)測結(jié)果。

（2）根據(jù)項目公司海底管道完整性解決方案要求及海管運(yùn)維管理有關(guān)要求，建議加強(qiáng)對管道輸送介質(zhì)的定期檢測分析，為今后再次評估管道內(nèi)腐蝕狀況積累基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。完善油品有關(guān)指標(biāo)的檢測，如海管天然氣組份、含水量、密度（標(biāo)注溫度）、API、粘溫數(shù)據(jù)、凝固點(diǎn)等，并且做好取樣結(jié)果記錄。

（3）保持清管作業(yè)頻率，以降低垢下腐蝕風(fēng)險。

（4）根據(jù)管道設(shè)計壽命、腐蝕裕量，建議再評估周期為5年。

（5）建議跟蹤調(diào)研海管檢測新技術(shù)的發(fā)展動態(tài)，在實(shí)際條件允許的情況下，安排運(yùn)用內(nèi)檢測或者外部檢測技術(shù)，對內(nèi)腐蝕管道壁厚損失狀況進(jìn)行檢測，以便更好地運(yùn)維管理該海管。