柳鵬 閆化云

1中海石油（中國）有限公司湛江分公司

2中海油（天津）管道工程技術有限公司

海底管道是海上油氣田的“血管”，是油氣田正常生產的保障。海底管道發(fā)生泄漏不僅影響油田正常生產，而且還可能帶來嚴重的環(huán)境污染，因此海底管道內腐蝕檢測與控制一直是防腐工程師高度關注的問題[1]。據統計，在南海西部油田，近15次海底管道泄漏事件中，有8次泄漏為腐蝕導致，占比超過了50%。在所有海底管道中，輸送多相流的海底管道由于工況復雜且流態(tài)多變[2]，一直是海底管道內腐蝕分析和控制的重點和難點。

為了提高海底管道的輸送效率和減少內腐蝕，清管是一種有效的方式[3]。清管獲取了大量腐蝕數據和腐蝕產物，但是如何有效利用清管數據進行內腐蝕分析，為油氣田的內腐蝕控制提供有效策略，一直沒有得到海上油氣田運營者的足夠重視和研究。本文根據中國南部海域某條多相流海底管道的清管信息及智能內檢測數據，對海管內腐蝕原因進行分析，并制定了針對性的控制措施。

1 海底管道現狀

中國南部海域某條海底管道為四個平臺的中心混輸海底管道，一旦泄漏將導致四個平臺全部停產。該海底管道2008年投產，結構為雙層保溫管，內管內徑為10 in （1 in=2.54 cm），壁厚12.7 mm，內管材質X65，長度為27.1 km；入口運行溫度69 ℃，出口運行溫度34 ℃，入口運行壓力2.5 MPa，出口運行壓力1.4 MPa；輸送介質為氣體1 000 m3/d（標況），原油650 m3/d，生產水10 m3/d；經海底管道進出口取樣測試，CO2含量（體積分數）范圍：2.5%～3.0%，原生硫化氫質量濃度范圍：900～1200 mg/L。

在現場實驗室將油水混合物放置于69 ℃水浴中48 h，無游離水析出。采用離心法測試原油中泥沙量小于0.01%。由于無法取到原油中的生產水，因此不能進行水質全分析，無法按照常規(guī)方法開展內腐蝕隱患分析[4]。

從2008年12月開始，每隔3個月進行一次掛片檢測，腐蝕速率小于0.025 4 mm/a，按NACE RP-0775—1991標準屬于低度腐蝕。腐蝕速率變化曲線如圖1所示。

圖1 海底管道掛片檢測腐蝕速率變化曲線Fig.1 Corrosion rate change curve of submarine pipeline coupon detection

2 清管及內檢測

2.1 清管歷程

油氣管道的內檢測一般同清管同時進行，以便降低內檢測的操作難度，避免發(fā)生卡堵情況[5]。清管過程一般會依次通泡沫球、機械直板球，用于清理管壁附著物、測徑和內檢測[6]。

2014年11月，為了確保海底管道運行安全，決定采用國外某公司的漏磁檢測器（MFL）開展第一次智能內檢測。在開始智能內檢測前，首先進行管道清洗，清洗介質為經脫氧殺菌處理的海水，采用清管器為泡沫球和不同類型的聚氨酯直板清管器，共清理出823 kg泥沙類物質，具體清管次數與清管產物統計和現場作業(yè)情況如表1和圖2所示。

表1 清管次數與清管產物統計Tab.1 Statistics of pigging times and pigging products

圖2 海底管道清管作業(yè)現場清管產物照片Fig.2 Photos of pigging products at pigging operation site of submarine pipeline

作業(yè)人員從最后一次清管產物中取樣，立即送至陸地實驗室進行了清管產物組成分析（質量分數），分析結果如表2所示。

表2 海底管道清管產物組成分析Tab.2 Composition analysis of pigging products of submarine pipeline

2.2 智能內檢測

經過30次清管和1次測徑球檢測后，海底管道內部狀況滿足智能內檢測要求。2014年11月29日，以脫氧海水作為輸送介質，采用ROCORRMFL-A型漏磁檢測器[7]對該海底管道進行智能內檢測，檢測結果列于表3和圖3、圖4中。

表3 2014年11月智能內檢測結果統計Tab.3 Statistics of intelligent internal detection results in November 2014

圖3 腐蝕缺陷數量隨海底管道距離變化的趨勢Fig.3 Variation trend of corrosion defect numbers with distance of submarine pipeline

圖4 腐蝕缺陷位置和深度隨海底管道距離變化的趨勢Fig.4 Variation trend of location and depth of corrosion defects with distance of submarine pipeline

3 內腐蝕原因分析與控制措施

3.1 內腐蝕原因

對內檢測數據進行整理分析如下:

（1）所有缺陷壁厚減薄均未超過80%，最大深度位于標記距離7 791 m附近，坑深42%。

（2）假設腐蝕速率恒定，最大腐蝕速率為0.889 mm/a。

（3）所有檢測缺陷主要分布于5～7點鐘位置，說明腐蝕主要發(fā)生在海底管道底部，最大可能就是原油中攜帶的泥沙類固體和殘存水聚集處[8]。

（4）所有缺陷在管道內沿程分布，后部腐蝕較輕。

（5）存在9處非腐蝕性缺陷，需下次智能內檢測進一步確認。

（6）清管產物中未發(fā)現硫化氫腐蝕而生成的鐵硫化物，說明硫化氫腐蝕較輕或時間較長，鐵硫化物已被空氣氧化。

（7）在2～4 km處缺陷分布相對較多，占據管道所有缺陷30%左右。

由以上信息可得出造成內腐蝕的原因主要是由于流體在海底管道中流速較慢（0.15～0.25 m/s），導致原油中的泥沙類固體發(fā)生了沉積，沉積量應沿著管道流向逐漸增加至穩(wěn)定后，然后減小[9]，最大值應在2～4 km處；同時由于在海底管道投產前期采用海水試壓，底部殘存的清管試驗海水導致海底管道發(fā)生內腐蝕；雖然海底管道清管產物中未發(fā)現鐵硫化物或SRB，但是并不能排除微生物腐蝕（MIC）的風險，海底管道泥沙類固體沉積為微生物繁殖創(chuàng)造了良好的條件，需要通過注入殺菌劑進行控制[10]。

3.2 內腐蝕控制措施

為避免本次智能清管引入的殘存海水引起內腐蝕，在清管結束后，采用帶鋼刷雙向直板球以生產介質為流體進行清管，清除殘存海水；為避免泥沙沉積，將原泡沫球清管球更改為雙向直板10-A型清管球。

將清管頻率由每3個月1次更改為每月1次；每月在清管過程中沖擊加入殺菌劑2 000 mg/L。

為了確保殺菌劑有效接觸海底管道底部，需要采用20 m3/h的離心泵，在10 min內將殺菌劑注入到海底管道油水混合物中，形成殺菌劑局部段塞，確保殺菌效果。

3.3 內腐蝕控制效果及分析

為了保障該海底管道運行安全，2018年6月，委托同一家國外公司采用同種類型內檢測器對該海底管道進行內檢測，本次清管內檢測作業(yè)共清出泥沙類物質23 kg，較2014年清出量降低了97%，說明2014年后執(zhí)行的清管策略是有效的。內檢測結果見表4。

表4 2018年6月第2次內檢測結果Tab.4 Results of the second internal detection in June 2018

為了檢驗內腐蝕控制的效果，對兩次智能內檢測結果進行了比較。以2014年檢測結果中最深的20個腐蝕坑順序排列，同時也列出了經過3年7個月的連續(xù)生產后新增加的內腐蝕缺陷。對比結果列于表5和表6中。

2018年內檢測結果顯示：非腐蝕性缺陷消失，全部顯示為腐蝕性缺陷，因此內腐蝕控制不必考慮工程缺陷問題。

從表中可以看出：

（1）與2014年檢測最嚴重20處腐蝕缺陷相比，2018年檢測結果中：坑深增加的12處，占比60%；坑深不變的3處，占比15%；另外，5處坑深反常，是由于檢測儀器自身檢測偏差造成的。

（2）2018年內檢測結果顯示：在3年零7個月時間內，內腐蝕已經得到有效抑制，以最大減薄量（標記距離2 026.91 m和5 215.17 m）計算，腐蝕速率最大為0.240 mm/a。

（3）最大減薄處（標記距離7 791.54 m）減薄量為2%，腐蝕速率降低至0.068 mm/a，內腐蝕已經得到有效控制。

（4）2018年檢測結果與2014年結果相比，大于10%的缺陷新增加15 351處，且主要在5～7點鐘方向，說明該海底管道內腐蝕還在發(fā)展，造成這種情況的原因可能是2014年清管殘留的海水造成的。

4 結論

根據以上分析及兩次內檢測數據對比可以得出以下結論：

（1）本條混輸海底管道腐蝕位置集中于5～7點鐘方向，主要腐蝕原因為原油中攜帶的泥沙類固體和殘存水聚集于底部引起。

表5 2014年內檢測最嚴重部位與2018年內檢測結果對比Tab.5 Comparison between the most serious parts internal detected in 2014 and the results detected in 2018

表6 2018年智能內檢測新增嚴重部位對比Tab.6 Comparison of new serious parts of intelligent internal detection in 2018

（2）將原泡沫球清管球更改為雙向直板10-A型清管球，增加清管頻率，且在清管過程中沖擊加入殺菌劑，能夠有效控制本條混輸海管的內腐蝕。