南海某海底管道內腐蝕壽命評估

練 斌 陳振棟 庾永釗 李萬炯 楊 陽 只 偉

（1. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.中海油油氣田腐蝕防護中心，天津 300452；3. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；4.中海油（天津）管道工程技術有限公司，天津 300452）

0 引言

海底管道是輸送海上油田原油、天然氣的樞紐，是海上平臺的生命線，海底管道的狀態(tài)影響著海上油田生產的作業(yè)安全，同時也對海洋環(huán)境的影響也至關重要。但海底管道管道由于存在CO2和H2S等腐蝕性氣體，造成海管內部腐蝕，海底管道內腐蝕是影響管道服役安全和完整性的重要威脅，由腐蝕引起的海底管道故障頻發(fā)，近年來管道腐蝕直接評估已成為管道腐蝕管理的重要手段，是掌握管道腐蝕狀況、合理安排腐蝕控制措施、科學管控腐蝕風險的重要途徑。

1 項目概況

南海某海底管道建造于2018年，2019年投產，至今已在役3年，長度為195km，水深63.7～92.2m，設計壽命為30年。結構類型為24in單層鋼管，設計壓力15MPa，設計溫度68℃，防腐層厚度3.1mm。該海管輸送介質為經脫水、脫烴合格后的天然氣。

該海管投產至今未進行管道內檢測。自2020年11月20日第一次通氣以來，不斷有黑粉雜質被清出，成分為鐵的化合物。針對上述海管目前出現(xiàn)的黑粉問題開展內腐蝕直接評估工作，結合評估海底管道的輸送工況與特點，確定海管內腐蝕程度和存在的風險，為海底管道完整性管理工作提供技術支撐。

1.1 生產數(shù)據

通過查詢該條海管2019年5月～2022年5月的輸量數(shù)據，海管輸氣量呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，輸氣量的增加有利于攜出水積液，避免腐蝕加劇。

通過查詢該條海管歷史數(shù)據，海管進出口溫差較大，約為30℃，這是由于單層管溫降較快引起。

統(tǒng)計此海管投產以來進出口壓力變化，該條海管進出口壓差較小，壓力無明顯波動，說明壓力所代表的腐蝕環(huán)境較為穩(wěn)定。

1.2 組分信息

通過查詢歷史數(shù)據可以得知，2019年至今，東方13-2CEPB至崖城13-1AWA海管輸送介質組分中二氧化碳濃度變化不大，趨勢比較穩(wěn)定，含量均在3.1%～8%范圍內；硫化氫2019年5月未測得，2019年5月至今，硫化氫含量基本在0.3～5.2ppm范圍內。

2 腐蝕敏感性分析

根據已知的氣體組分數(shù)據，獲取管道天然氣中包含腐蝕性氣體CO2，含量在3.09～7.67%，H2S 0～5.2ppm、CO2：H2S的分壓比遠大于500，根據油氣田腐蝕的基本原理和大量前期研究積累，目標管線腐蝕仍以CO2腐蝕為主。下面分析目標管道工況條件下影響CO2腐蝕的主要因素。

2.1 溫度對CO2腐蝕行為的影響

根據溫度對腐蝕特性的影響，把鐵的CO2腐蝕劃分為三類：（1）溫度T<60℃，腐蝕產物膜FeCO3，軟而無附著力，主要發(fā)生的是均勻腐蝕；（2）60℃100℃以上，膜細致、緊密、附著力強的FeCO3和Fe3O4膜，腐蝕速率降低[1]。

2.2 CO2分壓對腐蝕行為的影響

CO2分壓是影響CO2腐蝕速率的重要因素，隨著CO2分壓的增加，腐蝕速率顯著提高。由于管道內部壓力的存在，氣相介質中的CO2分壓值為氣相中CO2的摩爾體積比與總壓的乘積，相同CO2含量條件下，操作壓力越高，CO2分壓越大。根據亨利定律，氣相中的CO2分壓值，是影響水相中CO2實際含量或活度的直接因素，也進一步成為影響腐蝕速率高低的直接因素。

2.3 流速對CO2腐蝕行為的影響

流速對鋼的CO2腐蝕有著重要的影響。高流速易破壞腐蝕產物膜或妨礙腐蝕產物膜的形成，使鋼始終處于裸露的初始腐蝕狀態(tài)下，于是腐蝕速率高。圖2、圖3中，隨著實驗的進行，改變流速，流速增加，腐蝕速率增加。根據現(xiàn)有工藝參數(shù)和日產量，可以估算管道內部氣相流速約為3.84～4.4m/s，該流速條件尚無法引起較顯著的沖刷腐蝕。

2.4 H2S含量對CO2腐蝕行為的影響

根據管道介質中CO2和H2S含量的測試報告[2]結果，CO2：H2S的分壓比遠大于500，腐蝕過程由CO2控制。存在微量的H2S，對于腐蝕有一定的抑制作用。同時，微量H2S的存在不會顯著增大腐蝕速率，反而會使腐蝕速率有所降低。

2.5 小結

綜上所述，目標海底管道的主要內腐蝕風險集中在CO2-H2S腐蝕引起的管壁減薄。針對目標評估管道的實際工況，生產流體中包含的CO2和H2S，是引起管道內壁腐蝕減薄的主要腐蝕介質，腐蝕主要由CO2控制。

3 內腐蝕評估

3.1 原則和依據

內腐蝕直接評價方法[3]（ICDA）是一種在管道某一給定長度范圍內評價腐蝕可能性的方法。水在管道中的積聚是引起管道內腐蝕的先決條件，管道積水與腐蝕位置如圖所示，水平管與傾斜下降管通常不會積液；在傾斜上升管中，重力阻滯液體向下游流動，會發(fā)生積液，從而引起內腐蝕。隨后，NACE又針對液體石油管道和濕天然氣管道頒布了相應了內腐蝕直接評估方法的標準[4]。

3.2 建立模型和校核

以該海管實際情況，建立如圖1所示的模型。

圖1 海管運行模型

出口壓力69barg，輸氣量270.022Sm3/d，出口溫度20.4℃，入口輸氣量 772.2277Sm3/d，入口溫度49.3℃。經計算，海管入口壓力為93.06barg，出口壓力為72.2barg，出口溫度為21.63℃。實際生產工況中，海管入口壓力為92.9barg，出口壓力為72.1barg，出口溫度為21.5℃。

3.3 相平衡計算

利用unisim軟件中的Peng-Robinson方程得出管輸天然氣的氣液平衡相圖，分析管道輸送過程中凝析油的形成機理。圖2為天然氣的露點線，在該曲線內部表示有凝析液析出，曲線外部表示沒有凝析液析出。根據以下計算結果可以看出，控烴前DF13-2的組分中含有 C6～C8，因此在天然氣運行過程中隨著壓力與溫度的變化，會有凝析液析出，導致海管存在一定量的積液。

圖2 天然氣平衡相圖

利用unisim軟件中的Peng-Robinson方程得出管輸天然氣的氣液平衡相圖，經分析發(fā)現(xiàn)，天然氣運行過程中隨著壓力溫度的下降會有凝析液析出。經計算，該海管當組分中含有 C6～C8時，則會有凝析液析出。

3.4 腐蝕速率計算

利用ECE計算水露點控制合格情況下的腐蝕速率，腐蝕速率為0～0.03mm/a，具體如圖3所示。

圖3 腐蝕速率圖

3.5 剩余壽命計算

海管的設計壽命30年，且腐蝕余量為3.1mm，利用Predict軟件計算海管的剩余壽命，并與海管的設計壽命進行比較，看是否滿足要求，經計算后的結果如圖4所示。可以看出，按照目前的腐蝕速率計算，海管的可使用壽命為38.75年，大于海管的設計壽命30年，滿足要求，考慮到海管2019年投產，計算得到海管的剩余壽命為35.75年。

圖4 腐蝕速率與使用壽命圖

4 結語

（1）經模擬計算，當前條件下，海管的腐蝕速率為0～0.03mm/a，整體腐蝕速率不高；

（2）經分析計算，只要嚴格控制水露點，海管預測的可服役年限為38.75年，滿足設計壽命30年的要求，截止2022年底，海管的剩余壽命為35.75年；

（3）管道無任何藥劑保護，且CO2分壓較高，處于CO2腐蝕嚴重區(qū)域，一旦水露點不合格，腐蝕速率會迅速加劇，建議在后續(xù)完整性管理中嚴格控制水露點，避免出現(xiàn)水露點不合格的情況。