某海底天然氣管線的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)

李全華，張 勇，曲興剛，白 寧

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司惠州油田作業(yè)區(qū)，深圳 518067；2.必維(天津)安全技術(shù)有限公司，天津 300061)

某海底天然氣管線的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)

李全華1，張 勇1，曲興剛1，白 寧2

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司惠州油田作業(yè)區(qū)，深圳 518067；2.必維(天津)安全技術(shù)有限公司，天津 300061)

為了評(píng)價(jià)惠州油田HZ21-1A至FPSO海底天然氣管線的內(nèi)腐蝕狀況及剩余服役壽命，采用內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(ICDA)方法對(duì)其進(jìn)行了干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(DG-ICDA)。管線設(shè)計(jì)壽命10年，目前已超過設(shè)計(jì)使用年限10余年，且無法進(jìn)行通球清管作業(yè)，而內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法(ICDA)無需進(jìn)入管道內(nèi)部，可有效識(shí)別管道內(nèi)部腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，評(píng)價(jià)過程包括預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢測(cè)、詳細(xì)檢測(cè)和后評(píng)價(jià)4部分。評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該管線滿足繼續(xù)使用5年的要求。

海底管道；內(nèi)腐蝕；ICDA；剩余服役壽命

1 內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(ICDA)方法簡(jiǎn)介

內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(ICDA)方法是一種無需進(jìn)入管道內(nèi)部，又可有效識(shí)別管道內(nèi)部腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的完整性評(píng)價(jià)方法，其在國外已應(yīng)用于工程實(shí)際，并形成相關(guān)規(guī)范及軟件。干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(DG-ICDA)方法的基本理念是：干氣管道積液的地方最可能發(fā)生腐蝕，如果最可能發(fā)生腐蝕的部位沒有受到腐蝕損壞，那么其他不太可能積液的位置更不會(huì)遭受嚴(yán)重腐蝕，則管道的完整性可被確認(rèn)。近年來國內(nèi)對(duì)該方法已經(jīng)有若干研究成果。美國49CFR192規(guī)定，不能進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)的輸油輸氣管道，應(yīng)進(jìn)行內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)。

惠州油田HZ21-1A至FPSO海底天然氣管線于20世紀(jì)90年代投產(chǎn)，設(shè)計(jì)壽命10年，現(xiàn)已超過設(shè)計(jì)使用年限10余年，且無法進(jìn)行通球清管作業(yè)，被列為重大安全隱患管線。對(duì)于長(zhǎng)期服役后的海底管道內(nèi)腐蝕狀況及其剩余服役壽命也缺乏直觀認(rèn)識(shí)，不利于管道完整性管理工作的開展，因此，依據(jù)NACE《干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(DG-ICDA)》標(biāo)準(zhǔn)對(duì)該海底管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行了評(píng)價(jià)，合理評(píng)估了管線超過設(shè)計(jì)使用年限后服役的可靠性，給出了管道完整性管理的措施與建議，以降低業(yè)主在管道超出設(shè)計(jì)年限使用過程中的風(fēng)險(xiǎn)。

本研究將介紹依據(jù)DG-ICDA評(píng)估路線對(duì)該管線進(jìn)行的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)過程包括預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢測(cè)、詳細(xì)檢測(cè)和后評(píng)價(jià)4部分。

2 惠州油田HZ21-1A至FPSO海底天然氣管線的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)

2.1 預(yù)評(píng)價(jià)

2.1.1 數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)規(guī)范化整理

預(yù)評(píng)價(jià)階段需要收集管道的基本資料，進(jìn)行綜合分析以確定ICDA是否可行，并對(duì)評(píng)價(jià)對(duì)象進(jìn)行分區(qū)。需要收集的資料包括歷史和當(dāng)前的運(yùn)行數(shù)據(jù)、設(shè)計(jì)資料、建設(shè)記錄、運(yùn)行與維護(hù)歷史、線路圖、腐蝕調(diào)查報(bào)告、氣質(zhì)分析報(bào)告以及以前的完整性評(píng)價(jià)報(bào)告和維修記錄等。

本次試驗(yàn)的HZ21-1A至FPSO PLEM燃?xì)夂５坠艿绤?shù)為：公稱直徑152.4mm；管道長(zhǎng)度1.748km；管道外徑168.3mm；壁厚12.7mm；管道結(jié)構(gòu)為單層管；輸送介質(zhì)為天然氣；材料等級(jí)為API 5L Gr B；屈服強(qiáng)度241MPa；腐蝕余量3mm；外涂層為0.028FBE；制造工藝為SMLS；1990年建成，設(shè)計(jì)壽命10年；設(shè)計(jì)壓力 3.79MPa(550 psi)；最大流量 10 620m3/h。

對(duì)HZ21-1A至FPSO管線的工藝操作歷史日?qǐng)?bào)記錄進(jìn)行了收集，對(duì)評(píng)價(jià)相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行了提取匯總，包括管道的入口壓力、入口溫度、出口壓力、出口溫度及流量等數(shù)據(jù)(如圖1～圖4所示)。

HZ21-1A至FPSO燃?xì)夤芫€的日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)包括1990—2014年共25年的數(shù)據(jù)，其中2008年及以前僅有流量數(shù)據(jù)，缺失溫度和壓力數(shù)據(jù)；2009年臺(tái)風(fēng)導(dǎo)致管道發(fā)生斷裂事故，從2009年9月到2011年10月間管道處于斷裂進(jìn)水狀態(tài)。另外，管道偶爾會(huì)由于臺(tái)風(fēng)或生產(chǎn)計(jì)劃處于關(guān)停狀態(tài)，流量為零。

依據(jù)搜集到的管道燃?xì)饨橘|(zhì)組分分析報(bào)告，海底管道輸送燃?xì)庵杏心柡繛?.246％的CO2。

圖1 HZ21-1A至FPSO燃?xì)夤芫€運(yùn)行溫度

圖2 HZ21-1A至FPSO燃?xì)夤芫€運(yùn)行壓力

圖3 HZ21-1A至FPSO燃?xì)夤芫€流量

圖4 HZ21-1A至FPSO燃?xì)夤芫€高程圖

2.1.2 可行性分析

管道的ICDA可行性分析見表1，經(jīng)管道預(yù)評(píng)價(jià)的ICDA可行性分析，本項(xiàng)目涉及的海底管道符合干氣管線的ICDA方法適用標(biāo)準(zhǔn)，因此，可以采用干氣管線內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法，即DGICDA方法進(jìn)行評(píng)價(jià)。

表1 預(yù)評(píng)價(jià)可行性分析

2.2 間接檢測(cè)

2.2.1 積液高風(fēng)險(xiǎn)位置預(yù)測(cè)

間接檢測(cè)的目的是用流動(dòng)模擬結(jié)果預(yù)測(cè)最可能發(fā)生內(nèi)腐蝕的位置。間接檢測(cè)的主要內(nèi)容包括3個(gè)方面：①使用所收集的數(shù)據(jù)資料進(jìn)行多相流計(jì)算，確定持液的最大臨界傾角；②繪制管道高程剖面圖和傾角分布圖；③對(duì)比分析流動(dòng)模擬計(jì)算結(jié)果和管道高程剖面和傾角分布圖，判斷內(nèi)腐蝕可能出現(xiàn)的位置。

管道臨界傾角是個(gè)動(dòng)態(tài)值，與管道壓力、溫度和輸量有關(guān)，本項(xiàng)目依據(jù)燃?xì)夤艿赖倪\(yùn)行參數(shù)日?qǐng)?bào)，計(jì)算了每天的臨界傾角；依據(jù)管道高程剖面圖，計(jì)算了對(duì)應(yīng)位置的實(shí)際傾角；并將臨界傾角與管道實(shí)際傾角進(jìn)行比較，確定了易發(fā)生積液的位置。

同時(shí)依據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)查詢了管道操作壓力下的水露點(diǎn)，并與周圍環(huán)境溫度進(jìn)行比較，判斷出現(xiàn)冷凝水的可能性。并且依據(jù)評(píng)判結(jié)果，結(jié)合天然氣組分及CO2、H2S含量，應(yīng)用FAME+軟件及相關(guān)規(guī)范分析了腐蝕機(jī)理，計(jì)算了腐蝕速率。

DG-ICDA理論基礎(chǔ)是分層流。管徑0.1～1.2m(4～48 in)、壓力小于 7.6MPa(1 100 psi)的管道已經(jīng)證實(shí)為分層流，可直接利用臨界傾角計(jì)算公式

式中：θ—臨界傾角；

ρ1—積液密度；

ρg—天然氣密度(由溫度壓力決定)；

g—重力加速度；

did—管道內(nèi)徑；

Vg—天然氣流速。

對(duì)于超出此范圍的管道，如果證明氣液流型為分層流仍可使用公式(1)。本項(xiàng)目管道直徑為152.4mm(6 in)，壓力均小于 4.1MPa(600 psi)，符合應(yīng)用臨界傾角計(jì)算公式的條件。

其中天然氣密度根據(jù)范德華方程計(jì)算得到，

式中：P—?dú)怏w的壓強(qiáng)；

V—總體積；

n—摩爾數(shù)；

a—度量分子間引力的參數(shù)；

b—1摩爾分子本身包含的體積之和；

R—普適氣體常數(shù)；

T—絕對(duì)溫度。

燃?xì)夤芫€的日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)記錄比較完整，因此，可以根據(jù)每天記錄的管道工藝參數(shù)計(jì)算出當(dāng)天管道各個(gè)位置的臨界傾角，再與各位置實(shí)際傾角比較，篩選出有較多工作日的臨界傾角小于實(shí)際傾角的位置，也就是最有可能發(fā)生積液的位置。

在本項(xiàng)目中，正常工作狀態(tài)下海管輸送的燃?xì)庵兴繕O低，幾乎可以忽略，只有在停產(chǎn)或者臺(tái)風(fēng)撤離的后期，以及臺(tái)風(fēng)恢復(fù)的前期會(huì)有部分時(shí)間進(jìn)行濕氣輸送。如果燃?xì)庵胁缓郑腿笔Я藢?shí)際發(fā)生積液的必要前提條件。這樣，判斷管道某位置在某一天是否實(shí)際可能發(fā)生積液需要同時(shí)校核以下2個(gè)條件：①將計(jì)算的臨界傾角與管道實(shí)際傾角進(jìn)行比較，實(shí)際傾角大于臨界傾角是發(fā)生積液的第一個(gè)必要條件；②判斷當(dāng)天的燃?xì)馐欠駷闈駳狻?/p>

這需要和前后日?qǐng)?bào)的燃?xì)廨斄窟M(jìn)行人工對(duì)比確定。臺(tái)風(fēng)期間輸量發(fā)生明顯下降是判斷當(dāng)時(shí)是否輸送濕氣的一個(gè)較為有效的判斷條件。由于管道輸量逐年變化較大，因此在判斷校核輸量的具體實(shí)現(xiàn)方式上，將根據(jù)對(duì)每年的輸量數(shù)據(jù)的大小，為每一年的輸量數(shù)據(jù)劃定一個(gè)輸量門檻值。如果某天的輸量小于這個(gè)門檻值，就認(rèn)為有可能在輸送濕氣。這里必須強(qiáng)調(diào)一點(diǎn)，這個(gè)門檻值的設(shè)定是偏于保守的。

通過對(duì)每年的輸量數(shù)據(jù)的大小分析，為管道每年的輸量數(shù)據(jù)劃定的門檻值見表2。

表2 HZ21-1A至FPSO管線輸送濕氣工況的輸量門檻值

通過上述分析，確定了管道路由上各位置實(shí)際可能積液累積天數(shù)比率(管道使用到目前總壽命天數(shù)中，實(shí)際可能發(fā)生積液的累積天數(shù)比率)。管道所有位置的實(shí)際可能積液累積天數(shù)比率統(tǒng)計(jì)如圖5所示。

圖5 HZ21-1A至FPSO管線實(shí)際可能積液累積天數(shù)比率統(tǒng)計(jì)

在分析的日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)中不包括2009—2011年間由于臺(tái)風(fēng)導(dǎo)致斷管進(jìn)水事故期間的日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)，因其不屬于內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)的范圍。斷管進(jìn)水期間的腐蝕速率另外進(jìn)行專門討論。

從圖5可以看出，發(fā)生最大可能積液累積天數(shù)的位置為KP=1.560km處，積液天數(shù)比率(占整個(gè)管道使用時(shí)間)為6.31％。整個(gè)路由中有5段區(qū)間的易積液風(fēng)險(xiǎn)水平較高，其中有2段區(qū)間的易積液天數(shù)顯著高于其他位置，需重點(diǎn)關(guān)注。統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表3(按風(fēng)險(xiǎn)水平高低排列)。

表3 HZ21-1A至FPSO管線實(shí)際可能積液區(qū)間統(tǒng)計(jì)

2.2.2 腐蝕速率分析

2.2.2.1 基于ECE5軟件的腐蝕速率分析

由電化學(xué)腐蝕機(jī)理可知，對(duì)于干氣輸送管道，由于沒有電解質(zhì)—水的存在，無法構(gòu)成腐蝕原電池，管道不會(huì)發(fā)生明顯腐蝕，因此管道積液部位即是管道最容易發(fā)生內(nèi)部腐蝕的關(guān)鍵部位。WG Intetech公司開發(fā)的 ECE5軟件可以用來對(duì)發(fā)生積液部位的管道進(jìn)行腐蝕速率分析及預(yù)測(cè)。

在正常操作條件下，天然氣管道傳輸?shù)氖怯缮嫌蚊撍畣卧幚淼那凤柡蜌怏w。但由于脫水裝置操作不穩(wěn)定或其他工藝的擾動(dòng)，有可能會(huì)在管道內(nèi)產(chǎn)生一些接近飽和氣體或夾帶液體的水。這些因素會(huì)導(dǎo)致下游的某些管段積液。本項(xiàng)目涉及的海底管道，在臺(tái)風(fēng)撤離的后期以及臺(tái)風(fēng)恢復(fù)的前期會(huì)有部分時(shí)間進(jìn)行濕氣輸送，在這期間有可能會(huì)造成管內(nèi)積液。

本項(xiàng)目中，海管有2種工作狀態(tài)：①正常工作狀態(tài)，這種情況下海管輸送的燃?xì)庵兴繕O低，幾乎可以忽略，經(jīng)天然氣水露點(diǎn)分析，不存在冷凝水，由于沒有水的存在，也就沒有了腐蝕機(jī)理，可以認(rèn)為正常輸送情況下海管不會(huì)發(fā)生內(nèi)腐蝕，內(nèi)腐蝕速率為0；②在停產(chǎn)或者臺(tái)風(fēng)撤離的后期以及臺(tái)風(fēng)恢復(fù)的前期會(huì)有部分時(shí)間進(jìn)行濕氣輸送，在這種情況下有可能發(fā)生積水。采用ECE5軟件進(jìn)行了腐蝕分析，結(jié)果表明，在發(fā)生積水的情況下，不考慮緩蝕劑作用，內(nèi)腐蝕速率為0.33mm/a。

考慮到海管的實(shí)際最大可能積液累積天數(shù)比率為6.31％，在不考慮緩蝕劑作用及斷管進(jìn)水的情況下，HZ21-1A至FPSO管線的理論預(yù)測(cè)最大累積腐蝕減薄為0.48mm。

采用FAME+軟件計(jì)算出海管兩年斷管進(jìn)水期間的累積腐蝕量為0.60mm，將其考慮在內(nèi)，海管的理論預(yù)測(cè)最大累積腐蝕減薄為1.08mm。再分別考慮緩蝕劑效用為50％及80％的情況，理論預(yù)測(cè)最大累積腐蝕減薄量見表4。

表4 管線理論預(yù)測(cè)最大累積腐蝕減薄量

2.2.2.2 基于腐蝕模擬試驗(yàn)的腐蝕分析

考慮海管沒有進(jìn)行過任何能夠直接反映管壁腐蝕情況的檢測(cè)，因此在實(shí)驗(yàn)室中進(jìn)行了模擬海管實(shí)際操作工況的腐蝕試驗(yàn)，以便和理論分析結(jié)果相互對(duì)照印證。

圖6為試驗(yàn)所用高壓釜示意圖及樣品裝夾位置。樣品按照?qǐng)D6所示位置安裝于高壓釜內(nèi)，為了對(duì)比起見，1#～3#樣品處于釜內(nèi)氣相介質(zhì)中，4#～6#樣品處于液相介質(zhì)中。釜底部放置磁力攪拌子，在磁力的作用下，旋轉(zhuǎn)攪拌，攪拌速度可調(diào)。腐蝕試驗(yàn)結(jié)果見表5。

圖6 試驗(yàn)用高壓反應(yīng)釜

表5 HZ21-1A至FPSO管線腐蝕試驗(yàn)結(jié)果

從表5可以看出，在發(fā)生積水的情況下，不考慮緩蝕劑效用，HZ21-1A至FPSO管線的試驗(yàn)?zāi)M腐蝕速率為0.255 5mm/a。

考慮到海管的實(shí)際最大可能積液累積天數(shù)比率為6.31％，在不考慮緩蝕劑作用及斷管進(jìn)水情況下，HZ21-1A至FPSO管線的試驗(yàn)?zāi)M最大累積腐蝕減薄為0.37mm。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果得到兩年斷管進(jìn)水期間的腐蝕量為0.51mm，將其考慮在內(nèi)，海管的試驗(yàn)?zāi)M最大累積腐蝕減薄為0.88mm。分別考慮緩蝕劑效用為50％及80％的情況，海管的試驗(yàn)?zāi)M最大累積腐蝕減薄量見表6。

表6 管線試驗(yàn)?zāi)M最大累積腐蝕減薄量

2.3 實(shí)際檢測(cè)

根據(jù)DG-ICDA的規(guī)范要求，應(yīng)當(dāng)對(duì)預(yù)測(cè)出的腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置進(jìn)行實(shí)際檢測(cè)，以印證理論預(yù)測(cè)結(jié)果，進(jìn)而推測(cè)管道整體的腐蝕情況。

HZ21-1A至FPSO管線從1996年開始隔年進(jìn)行一次外檢，主要采用ROV巡線的手段。歷次檢測(cè)結(jié)果表明，海管的總體情況較好，沒有泄漏及明顯的外部損傷，整體懸跨情況在可接受范圍內(nèi)，局部懸跨均已經(jīng)進(jìn)行了處理；陽極保護(hù)系統(tǒng)電位正常，陽極損耗情況正常，耗盡陽極也均已及時(shí)更換。

HZ21-1A至FPSO管線近期進(jìn)行了射線掃描檢測(cè)(FMD)，結(jié)果表明海管的腐蝕情況良好，低于預(yù)期水平。

2.4 后評(píng)價(jià)

后評(píng)價(jià)的目的是評(píng)價(jià)DG-ICDA過程的有效性，以及確定再評(píng)價(jià)的時(shí)間間隔。通過對(duì)所發(fā)現(xiàn)的腐蝕部位與之前所預(yù)測(cè)的腐蝕部位進(jìn)行對(duì)比考核，評(píng)價(jià)DG-ICDA的有效性，并進(jìn)行記錄。所作的改進(jìn)也作為評(píng)價(jià)結(jié)果的一部分，結(jié)合到將來DG-ICDA的應(yīng)用中。

如果發(fā)現(xiàn)了管道的廣泛腐蝕，或者腐蝕發(fā)生于管道上部，則常規(guī)干氣輸送假設(shè)應(yīng)當(dāng)重新評(píng)估。按照相關(guān)的檢測(cè)頻率規(guī)定、可能積液位置的監(jiān)測(cè)結(jié)果、腐蝕速率模型和實(shí)驗(yàn)室內(nèi)流體性質(zhì)的測(cè)試等方法確定再評(píng)價(jià)時(shí)間間隔。

海管最大累積腐蝕減薄的理論預(yù)測(cè)值和試驗(yàn)?zāi)M值較為接近，保守起見，可不考慮緩蝕劑效用，并取二者間較大的理論預(yù)測(cè)值，可以認(rèn)為，海管目前的最大腐蝕減薄為1.08mm?？紤]到海管的實(shí)際最大可能積液累積天數(shù)比率為6.31％，通過理論預(yù)測(cè)的腐蝕速率可以計(jì)算得到5年后的腐蝕減薄為1.18mm，遠(yuǎn)小于腐蝕裕量3mm，表明海管還有充分的剩余腐蝕裕量作為安全工作的保障?？梢哉J(rèn)為，海管迄今為止的累計(jì)腐蝕量較小，不會(huì)對(duì)海管完整性構(gòu)成威脅。

3 海管維護(hù)建議

(1)天然氣的干燥度是避免內(nèi)腐蝕的關(guān)鍵因素，應(yīng)充分保證天然氣脫水設(shè)備工作的可靠性，建議應(yīng)定期對(duì)其進(jìn)行檢測(cè)。

(2)定期檢測(cè)管道出入口天然氣的CO2和H2S含量。

(3)定期檢測(cè)管道出入口天然氣水含量。

(4)在條件允許的情況下，開展非接觸式磁力檢測(cè)(MTM)，驗(yàn)證高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)，關(guān)注風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)的腐蝕發(fā)展趨勢(shì)。

(5)采用腐蝕掛片、探針持續(xù)監(jiān)測(cè)管道腐蝕情況。

(6)加強(qiáng)FPSO的錨固，防止臺(tái)風(fēng)導(dǎo)致斷管的情況再次發(fā)生。

4 結(jié) 語

對(duì)惠州油田HZ21-1A至FPSO燃?xì)夤芫€進(jìn)行ICDA評(píng)價(jià)，認(rèn)為海管目前的耐腐蝕情況良好，能夠在當(dāng)前工況下繼續(xù)安全工作5年。該項(xiàng)目是惠州油田第一次應(yīng)用ICDA進(jìn)行海管的延壽評(píng)估，證明了ICDA這種低成本、高可靠性的先進(jìn)管道評(píng)價(jià)方法的可行性。

[1]趙學(xué)芬，趙忠剛，陳學(xué)鋒，等.輸氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法[J].腐蝕與防護(hù)，2006，29(10)：513-517.

[2]李寧.天然氣管道內(nèi)腐蝕的原理及直接評(píng)價(jià)[J].腐蝕與防護(hù)，2013，107(4)：362-366.

[3]羅鵬，趙霞，張一玲，等.國外天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)案例分析[J].油氣儲(chǔ)運(yùn)，2010，19(2)：137-140.

[4]高強(qiáng)，費(fèi)雪松，羅鵬，等.干氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法與應(yīng)用[J].油氣儲(chǔ)運(yùn)，2011，30(12)：913-916.

[5]梁軍營，張濤，伍廣.長(zhǎng)輸干燥天然氣管道內(nèi)腐蝕的直接評(píng)價(jià)技術(shù)[J].石油化工腐蝕與防護(hù)，2013，30(6)：41-44.

[6]羅鵬，陳洪源，張一玲，等.長(zhǎng)輸天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)[C]//第五屆全國腐蝕大會(huì)論文集.北京：中國腐蝕與防護(hù)學(xué)會(huì)，2009：1-8.

[7]陳福林，馬靜，劉明亮，等.內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)在長(zhǎng)輸天然氣管道的應(yīng)用[C]//第四屆中國管道完整性管理技術(shù)大會(huì)論文集，杭州：中國石油學(xué)會(huì)，2014：811-816.

[8]劉暢.天然氣集輸管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法研究[C]//第二屆中國管道完整性管理技術(shù)交流暨標(biāo)準(zhǔn)宣貫大會(huì)論文集.深圳：中國石油學(xué)會(huì)，2011：283-284.

[9]劉強(qiáng)，孫海礁.天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)與實(shí)踐[C]//中國油氣管道安全運(yùn)行與儲(chǔ)存創(chuàng)新技術(shù)論壇論文集.西寧：中國石油學(xué)會(huì)，2010：350-352.

[10]劉暢，秦林，舒潔，等.含硫集輸氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)應(yīng)用研究[C]//2014年全國天然氣學(xué)術(shù)年會(huì)論文集.貴陽：中國石油學(xué)會(huì)，2014：319-322.

[11]NACE.Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas[Z].(DG-ICDA)2006-12-01.

Internal Corrosion Direct Assessment Method(ICDA)of Some Submarine Gas Pipeline

LI Quanhua1,ZHANG Yong1,QU Xinggang1,BAI Ning2
(1.Huizhou oil field operation area,Shenzhen branch,CNOOC,Shenzhen 518067,China；2.Bureau Veritas(Tianjin)Safety Technology Co.,Ltd.,Tianjin 300061,China)

In order to assess the internal corrosion condition and remaining service life of submarine gas pipeline from HZ21-1A to FPSO in Huizhou oil field,it adopted ICDA method to assess dry gas pipeline.Pipeline design life is 10 years,at present it has served more than 10 years,moreover it is not suitable for pigging operation.The ICDA method does not need to enter pipeline inside,it can effectively identify pipeline internal corrosion risk.The assessment process includes pre-assessment,indirect testing,detailed testing and post assessment four parts.The assessment results showed that the pipeline meet the requirements to continue to use 5 years.

submarine pipeline;internal corrosion；internal corrosion direct assessment method(ICDA);remaining service life

TE88

B

10.19291/j.cnki.1001-3938.2016.08.014

李全華(1982—)，男，工學(xué)學(xué)士，現(xiàn)為中海石油(中國)有限公司惠州作業(yè)公司完整性主管，主要從事海底管道完整性管理相關(guān)工作。

2016-06-06

羅 剛