徐學(xué)武

（中海石油（中國）有限公司 湛江分公司，湛江524057）

WZ11-1WHPA平臺至WZ12-1PAP平臺海底管道于2007年投產(chǎn)，所處海域水深30～37m，油氣水三相混輸，長18.3km，管徑0.304 8m，單層保溫?zé)o縫鋼管，材級API 5LX65，設(shè)計壁厚11.1mm，腐蝕裕量4mm，設(shè)計CO2含量4.43%、不含硫化氫，析蠟點(diǎn)41℃，最大操作溫度70℃，最大允許操作壓力7.8MPa，設(shè)計壓力8.2MPa，設(shè)計壽命15a，埋深1.5m。2008年5月，WZ12-1PAP平臺停產(chǎn)大修，發(fā)現(xiàn)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟、沙等雜質(zhì)析出嚴(yán)重。2010年發(fā)生腐蝕穿孔事件（防水帽破損進(jìn)水，導(dǎo)致聚乙烯泡沫保溫層保溫效果變差，管口接頭馬蹄脂填充不均勻，上部松、下部實(shí)，造成該處海管表面直接與海水接觸，發(fā)生局部腐蝕），當(dāng)時進(jìn)行了打外卡（注膠式）修復(fù)。根據(jù)2012年7月監(jiān)測數(shù)據(jù)，下海管溫度61℃，含水19.34%，氣相H2S 61×10-6；上岸溫度47℃，氣相H2S 160×10-6、分壓0.304 kPa。由于H2S應(yīng)力腐蝕斷裂（SSCC）和氫致開裂（HIC）的產(chǎn)生及嚴(yán)重程度決定于輸送氣體介質(zhì)中的H2S分壓，當(dāng)＞300Pa時 必須對管材提出抗SSCC和HIC的要求。隨著輸氣壓力的提高，要滿足分壓≤300Pa，則須將H2S的含量降到非常低的程度［1］。因此，該海管已處于危險的SSCC區(qū)邊緣，腐蝕速率≥0.076mm／a。

為了解該管道的缺陷類型和嚴(yán)重程度，油田于2013年進(jìn)行了管道內(nèi)檢測作業(yè)，工作范圍包括數(shù)據(jù)收集、現(xiàn)場調(diào)研、清管及內(nèi)檢測可行性研究、編制施工方案、現(xiàn)場實(shí)施、分析評估等內(nèi)容。海底管道內(nèi)檢測是指通過管道附屬的發(fā)射和接收裝置，使內(nèi)檢測器完成管道內(nèi)部全程或部分行走并采集腐蝕、變形等信息的作業(yè)。管道中可以被檢測到的缺陷主要有三類：①幾何形狀異常（凹陷、橢圓變形、位移等）；②金屬損失（腐蝕、劃傷等）；③裂紋（疲勞裂紋、應(yīng)力腐蝕開裂等）［2］。

1 內(nèi)檢測作業(yè)

根據(jù)清管效果和管道結(jié)構(gòu)屬性，得知管道通過性良好，完全滿足檢測器的運(yùn)行要求。于是選擇了風(fēng)、浪、流、涌較小的水文氣象窗口進(jìn)行了幾何檢測和金屬損失檢測作業(yè)。

圖1 內(nèi)檢測作業(yè)組織機(jī)構(gòu)Fig.1 In-line inspecting organization

1.1 內(nèi)檢測前的準(zhǔn)備工作

海管內(nèi)檢測作業(yè)風(fēng)險較高，需提前進(jìn)行人員、物料、機(jī)具、設(shè)備、方案等全方位準(zhǔn)備。具體包括以下方面：

（1）建立施工項(xiàng)目人員組織機(jī)構(gòu)

包括業(yè)主方和檢測方，建立直線型組織矩陣。如圖1所示。

（2）設(shè)備動員前檢查測試

海管內(nèi)檢測主要施工設(shè)備包括機(jī)械測徑球、鋼刷清管球、磁力清管球、電子幾何檢測器、金屬損失檢測器等。動員前應(yīng)在基地對設(shè)備的各個電子部件進(jìn)行檢查測試，充分調(diào)查內(nèi)檢測器的技術(shù)精度指標(biāo)，確保各個部件包括探頭、軟件等保持正常工作狀態(tài)。此外，還需對金屬損失檢測器（CDP）進(jìn)行一次拉伸試驗(yàn)，這是試驗(yàn)室對設(shè)備進(jìn)行的最終的功能測試，包括現(xiàn)場計算機(jī)設(shè)備和程序。拉伸試驗(yàn)的另一個目的是進(jìn)行CDP的校正工作。在管子上設(shè)置特定的缺陷，對CDP的檢測效果進(jìn)行校正，并通過兩次同樣的試驗(yàn)來進(jìn)行互相驗(yàn)證。

（3）召開現(xiàn)場開工會

為保障項(xiàng)目安全有序的實(shí)施，提高現(xiàn)場人員技術(shù)水平，在作業(yè)實(shí)施前應(yīng)召開現(xiàn)場開工會，明確各級崗位職責(zé)和預(yù)期目標(biāo)、講解工作中設(shè)備的使用要求、介紹作業(yè)平臺安全管理程序及通訊方式、JSA。提前對所有參與作業(yè)人員進(jìn)行操作規(guī)程培訓(xùn)，現(xiàn)場模擬演練。

（4）清管作業(yè)

首先使用通過能力不低于日常維護(hù)所使用的清管器進(jìn)行常規(guī)清管；其次使用帶測徑板的清管器進(jìn)行清管，測徑板的直徑為正常管道最小內(nèi)徑的95%。明確發(fā)球順序后，各小組按照既定方案進(jìn)行發(fā)球和收球作業(yè)。并對清管過程收發(fā)球端的油井狀態(tài)、設(shè)備狀態(tài)、海管工況等進(jìn)行了嚴(yán)密監(jiān)控，從5月31日至6月5日總共通球8次，清理出蠟狀物45kg，球體無明顯變形，結(jié)果證明該管道沒有阻礙智能檢測工具的障礙。

1.2 幾何檢測（XGP）

幾何檢測是測量管道因施工及使用過程中產(chǎn)生的變形，對管道閥門、三通、彎頭等管件進(jìn)行測量標(biāo)識，并對上述管件及管道變形給予量化尺寸。本海管由RoGeo-xt內(nèi)檢測工具進(jìn)行了一次幾何檢測。運(yùn)行6.5h，平均速度0.93m／s，最低速度0.75m／s，最大速度1.94m／s，均在工具建議速度（0.5～4.0m／s）范圍內(nèi)，用水推進(jìn)，最大壓力2.5MPa，最大溫度44.6℃，檢測后發(fā)現(xiàn)工具杯片／碟片輕度磨損，無損壞，清出砂土等雜質(zhì)0.5kg。數(shù)據(jù)記錄從-1.607～18 314.319m，并全程繪制了工具速度和溫度曲線。

1.3 金屬損失檢測（CDP）

漏磁通（MFL）能檢測出管道內(nèi)、外腐蝕產(chǎn)生的體積型缺陷，對檢測環(huán)境要求不高，可兼用于液體和氣體輸送管道，但需控制清管器運(yùn)行速度。測試精度與管壁厚度有關(guān)，厚度越大精度越低，其適用范圍一般不超過12mm［3］。如前所述，本海管壁厚11.1mm，小于12mm，因此適合采用漏磁通檢測技術(shù)。管道由RoCorr-MFL內(nèi)檢測工具進(jìn)行了一次金屬缺失檢測。運(yùn)行5h40min，平均速度0.95m／s，最低速度0.70m／s，最大速度1.4m／s，均在工具建議速度（0.5～5.0m／s）范圍內(nèi)，用水推進(jìn)，最大壓力2.6MPa，最大溫度42.5℃，檢測后發(fā)現(xiàn)工具杯片／碟片輕度磨損，無損壞，清出砂土等雜質(zhì)0.25 kg。數(shù)據(jù)記錄從-1.607～18 314.319m，并全程繪制了CDP傳感器損失和工具頂部位置圖，工具速度、溫度和磁化等級曲線。在檢測期間所記錄的磁化等級情況為典型的10～30kA／m之間，達(dá)到金屬缺失檢測規(guī)格。

2 內(nèi)檢測結(jié)果分析

經(jīng)過幾何檢測和金屬缺失檢測，總共發(fā)現(xiàn)了7345處計算壁厚損失≥10%的金屬缺失缺陷（ANOM-CORR）。其中有5個金屬損失腐蝕異?！?0%：86%的在13 101.690m；85%的有2處：在4 998.460m和6 692.003m；84%的 有2處：在7 643.154m和8 112.247m。此外，還有2處銑缺陷（ANOM-MILL）、1處修復(fù)缺陷（ANOM-RE PA）、1處計算最大內(nèi)徑減少2.4%的凹陷缺陷（ANOM-DENT）。在采用基于ASME B31G編號的標(biāo)準(zhǔn)POF聚集缺陷交互作用方法的腐蝕評估標(biāo)準(zhǔn)后，有1處ERF（預(yù)計修復(fù)因素＝MAOP／TDFP：最大允許運(yùn)行壓力與通過金屬損失評估法計算出的安全運(yùn)行壓力的比值）值大于1。

2.1 管道金屬缺陷的深度分布

內(nèi)檢測獲得的金屬缺陷深度的分類、數(shù)量見表1。具體深度分布見圖2。由表1可知，絕大多數(shù)缺陷為輕度損失，占95.2%，內(nèi)部和非內(nèi)部都有，但以內(nèi)部為主；嚴(yán)重及以上只占0.37%，全是非內(nèi)部位置。由圖2（橫坐標(biāo)表示內(nèi)檢測器記錄的管道長度，單位：m、縱坐標(biāo)表示金屬損失缺陷數(shù)量，單位：個）可以看到，較嚴(yán)重的金屬損失集中分布在6～14km，主要處于管道的1／3～2／3位置，輕度和中度金屬損失幾乎發(fā)生在全段，且損失數(shù)量呈沿程逐漸降低趨勢。說明整條海管發(fā)生了全面腐蝕，中間管段腐蝕最厲害。

表1 海管金屬損失缺陷統(tǒng)計（個）Tab.1 Metal-loss defect statistic

圖2 金屬損失的深度分布Fig.2 Depth distribution of metal-losses

2.2 管道金屬缺陷的時鐘方位

圖3顯示了相對管線長度所有金屬損失缺陷的時鐘方向，此時鐘方位是下游方向管道缺陷的矩形特征邊緣。較嚴(yán)重的腐蝕主要發(fā)生在6～9點(diǎn)鐘方位，一般的腐蝕主要發(fā)生在5～7點(diǎn)鐘方位，這說明了該管道的底部是腐蝕重災(zāi)區(qū)。主要是底部位置由于流速的影響長期積砂、結(jié)蠟，導(dǎo)致緩蝕劑被隔離起不到很好的保護(hù)作用，從而發(fā)生垢下腐蝕和微生物腐蝕。

圖3 所有金屬缺陷的時鐘方位Fig.3 Time clock of all metal-losses

2.3 最嚴(yán)重的金屬損失缺陷

按照以下優(yōu)先級規(guī)則，排出了最嚴(yán)重金屬損失缺陷25個，都屬于非內(nèi)部表面位置。

（1）缺陷處的壁厚損失最大深度≥80%；

（2）ERF值≥1；

（3）ERF值≥0.95且＜1.0；

（4）缺陷處的最大深度≥20%且≤80%。

其中，根據(jù)缺陷距離焊縫的位置劃分，靠近焊縫的有19處，結(jié)合處有6處；根據(jù)缺陷的聚集類型劃分，聚集缺陷有4處，單獨(dú)缺陷21處；根據(jù)缺陷形狀劃分，周向溝槽有11處，蝕坑有10處，其他有4處。ERF值大于1（1.33）的缺陷位于8 112.26m，距離最近焊縫11.3m，時鐘06：42方位，長121mm，寬183mm，最大深度76mm。

2.4 數(shù)據(jù)分析參數(shù)及計算

本次檢測，將所有的金屬缺失進(jìn)行了內(nèi)部和非內(nèi)部分類，壁中缺陷可以被劃為非內(nèi)部。對于相互靠近的獨(dú)立腐蝕缺陷采用相互作用原則，一個缺陷是由一個特征在流動方向長度L和圓周方向?qū)挾萕的矩形；對于一個同心擴(kuò)大的缺陷矩陣成為“放大的缺陷”，它產(chǎn)生的尺寸在流動方向上被放大為2倍的EL值，并在圓周方向上放大2倍的EW值。分析報告的數(shù)據(jù)閾值如下：

“接焊縫處”缺陷（J） ≥10%壁厚損失；

“靠近環(huán)形焊縫”缺陷（C） ≥10%壁厚損失；

“環(huán)形焊縫”缺陷（W） ≥10%壁厚損失；

內(nèi)徑缺陷（XGP） ≥2%內(nèi)徑缺陷。

根據(jù)腐蝕壓力的評估方法計算所有腐蝕缺陷，結(jié)果用ERF值表達(dá)，也可根據(jù)ASME B31G編碼對壁厚損失在10%～80%的之間的缺陷進(jìn)行計算。安全系數(shù)的計算以巴羅方程為基準(zhǔn)。

數(shù)據(jù)質(zhì)量取決于所用工具的規(guī)格、管道類型、檢測過程中損壞傳感器的數(shù)量等。在幾何檢測中，所有測量通道運(yùn)行良好，記錄的數(shù)據(jù)完整，但有3個傳感器故障，導(dǎo)致6.01%的傳感器缺失。金屬缺失檢測，所有測量通道包括主要和次要的均運(yùn)行良好，所記錄數(shù)據(jù)完整，質(zhì)量較好，除了在檢測時兩個傳感器載體失敗，造成6.25%的主傳感器損失。除了發(fā)射器和接收器的區(qū)域，獲得磁化等級都在標(biāo)準(zhǔn)磁化值10～30kA／m范圍內(nèi)。

3 腐蝕防護(hù)與安全監(jiān)管措施

內(nèi)檢測完工報告出來后，經(jīng)過專家分析論證，開展了管道完整性評價，并提出如下措施和建議：

（1）因腐蝕疲勞受損，現(xiàn)已從2.7MPa降壓至1.5MPa使用；

（2）暫停常規(guī)清管通球，減緩壓力波動對海管疲勞點(diǎn)的沖擊，以延長使用壽命至替代海管的投用；

（3）重鋪新的海管；

（4）加強(qiáng)運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)測，溫度、壓力、流量等參數(shù)分析；

（5）縮短腐蝕掛片監(jiān)測周期；

（6）輸送流體介質(zhì)組分分析、取樣化驗(yàn)；

（7）強(qiáng)化緩蝕劑管理：調(diào)整加注量、加注周期、加注位置，優(yōu)化選型；

（8）加密巡檢：平臺值班人員瞭望、守護(hù)船和飛機(jī)巡線。

4 結(jié)束語

本次海管內(nèi)檢測進(jìn)展順利并實(shí)現(xiàn)了預(yù)期目標(biāo)。根據(jù)全面腐蝕及曾經(jīng)發(fā)生穿孔故障的特點(diǎn)，作業(yè)公司臨時采取了降壓生產(chǎn)和監(jiān)控使用的有效措施。隨著油井含水率、H2S的濃度的增加，為了防止發(fā)生應(yīng)力腐蝕破裂，必須采取減小或消除一切應(yīng)力、改變介質(zhì)的腐蝕性等防H2S措施，才能保障海管及下游生產(chǎn)裝置的安全［4］。油田管控手段主要有如下兩項(xiàng)：一是負(fù)壓閃蒸脫硫改造，將角尾組含H2S的油井產(chǎn)出物與其他不含H2S的油井分開；二是WZ11-1油田產(chǎn)氣通過旁通管線，以降低海管出發(fā)端輸送壓力。同時，待該海管報廢之后，組織專家研究分析腐蝕機(jī)理，為后續(xù)新建油氣田項(xiàng)目提供借鑒和預(yù)防建議。另外，為貫徹落實(shí)降本增效戰(zhàn)略，還應(yīng)盡快自主開發(fā)并投用一種能夠同時檢測出腐蝕、變形、裂紋和凹坑等缺陷的多功能檢測機(jī)具。

［1］王引真，熊偉，王彥芳，等.油氣管道選材［M］.北京：中國石化出版社，2010：145.

［2］石永春，李劉劍鋒，王文娟.管道內(nèi)檢測技術(shù)及發(fā)展趨勢［J］.工業(yè)安全與保護(hù)，2006，32（8）：46-47.

［3］劉海峰，胡劍，楊俊.國內(nèi)油氣長輸管道檢測技術(shù)的現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢［J］.天然氣工業(yè)，2004，24（11）：147-150.

［4］高榮杰，杜敏.海洋腐蝕與防護(hù)技術(shù)［M］.北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2011：11.