(中石化長(zhǎng)輸油氣管道檢測(cè)有限公司,江蘇 徐州 221008)

隨著經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，近年來(lái)國(guó)內(nèi)對(duì)原油的需求量有較大幅度增加，而國(guó)內(nèi)大部分油田已進(jìn)入開采的中后期，原油產(chǎn)量遠(yuǎn)不能滿足需求，因此需要進(jìn)口原油來(lái)解決原油缺口問(wèn)題。進(jìn)口原油由國(guó)外到國(guó)內(nèi)的運(yùn)輸方式包括海上運(yùn)輸和陸上運(yùn)輸，海上運(yùn)輸以油輪運(yùn)輸為主，陸上運(yùn)輸以管道運(yùn)輸為主[1]。進(jìn)口原油多為含硫原油[2]，水含量較低，進(jìn)入國(guó)內(nèi)后，一般通過(guò)管道輸送至輸油站或煉化企業(yè)。管道輸油過(guò)程中，起伏管段低洼點(diǎn)易產(chǎn)生積水，腐蝕性介質(zhì)易溶于水，進(jìn)而會(huì)對(duì)管道內(nèi)壁造成腐蝕。

1 管道的內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)流程

某進(jìn)口原油海底輸送管道因結(jié)構(gòu)問(wèn)題無(wú)法進(jìn)行管內(nèi)腐蝕檢測(cè)，為了掌握管道的內(nèi)腐蝕狀況，通過(guò)內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)技術(shù)對(duì)其進(jìn)行了內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的預(yù)測(cè)。內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)主要包括預(yù)評(píng)價(jià)、間接評(píng)價(jià)、詳細(xì)檢查和后評(píng)價(jià)4個(gè)步驟。對(duì)于海底管道，因不具備開挖檢測(cè)條件，需采用其他有效方法驗(yàn)證評(píng)價(jià)結(jié)果的準(zhǔn)確性。該文依據(jù)NACE相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)推薦的液體石油管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)(LP-ICDA)法[3]，預(yù)測(cè)進(jìn)口原油管道的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置；采用腐蝕預(yù)測(cè)模型對(duì)當(dāng)前工況下的腐蝕速率進(jìn)行預(yù)測(cè)，并通過(guò)上游管道的內(nèi)腐蝕檢測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)其腐蝕速率進(jìn)行驗(yàn)證，從整體上評(píng)價(jià)進(jìn)口原油輸送管道的內(nèi)腐蝕狀況。進(jìn)口原油海底輸送管道的內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)流程見圖1。

圖1 內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)流程

2 數(shù)據(jù)采集

2.1 待評(píng)管道基本情況

待評(píng)輸送管道(目標(biāo)管道)投產(chǎn)于2006年，管道深埋在海床下1.5～2.0 m處，設(shè)計(jì)壓力5.1 MPa，設(shè)計(jì)外輸能力27 Mt/a。管道采用API 5L X60材質(zhì)，輸送介質(zhì)為進(jìn)口原油，目標(biāo)管道為單層管，外徑為φ762 mm。管道正常工作溫度15～36 ℃，入口壓力2.5 MPa，出口壓力0.15 MPa。

2.2 原油取樣分析

在管道入口和出口取樣點(diǎn)分別取油樣，進(jìn)行水含量、密度、硫含量、機(jī)械雜質(zhì)及黏度等的檢測(cè)分析，結(jié)果如表1所示。

表1 原油物性檢測(cè)結(jié)果

由表1可以看出，管道輸送原油的硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.77%～2.18%，原油中含有微量機(jī)械雜質(zhì)，存在一定的固體積聚風(fēng)險(xiǎn)。

2.3 CO2和H2S含量現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)

現(xiàn)場(chǎng)采用氣體檢測(cè)管分別檢測(cè)管道入口和出口處的CO2和H2S含量，檢測(cè)結(jié)果見表2。

表2 腐蝕性氣體檢測(cè)結(jié)果

2.4 細(xì)菌培養(yǎng)

原油輸送管道中通常存在硫酸鹽還原菌(SRB)、鐵細(xì)菌(IB)和腐生菌(TGB)。為了解目標(biāo)管道的細(xì)菌腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，現(xiàn)場(chǎng)取樣并進(jìn)行處理后，參照有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)[4]，采用絕跡稀釋法中的二次重復(fù)菌量計(jì)數(shù)法測(cè)試其細(xì)菌含量，結(jié)果見表3。內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)中應(yīng)考慮細(xì)菌腐蝕帶來(lái)的影響。

表3 細(xì)菌含量測(cè)試結(jié)果

3 內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)及腐蝕速率預(yù)測(cè)

3.1 內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別

通過(guò)對(duì)目標(biāo)管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的收集分析及現(xiàn)場(chǎng)取樣檢測(cè)，了解管道的運(yùn)行現(xiàn)狀，分析目標(biāo)管道在運(yùn)行過(guò)程中存在的腐蝕因素。分析重點(diǎn)包括CO2腐蝕、H2S腐蝕、溶解氧腐蝕、細(xì)菌腐蝕及垢下腐蝕等。

3.2 基于LP-ICDA的內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的預(yù)測(cè)

3.2.1 基于LP-ICDA的間接評(píng)價(jià)流程

LP-ICDA間接評(píng)價(jià)是采用流體模型分析結(jié)合管道高程剖面圖，評(píng)價(jià)評(píng)估區(qū)間內(nèi)腐蝕發(fā)生的可能性沿管道里程的分布。間接評(píng)價(jià)流程如圖2所示。該評(píng)價(jià)需要將臨界速率、水分或固體積聚的臨界傾角與管道高程比較分析，在最長(zhǎng)周期內(nèi)，腐蝕性介質(zhì)積聚可能性最大的位置發(fā)生內(nèi)腐蝕的可能性最大。

圖2 基于LP-ICDA的間接評(píng)價(jià)流程

3.2.2 管道坡度計(jì)算

管道的坡度是影響管道內(nèi)部積水和固體積聚的關(guān)鍵因素之一。利用管道的里程、高程數(shù)據(jù)計(jì)算管道沿線的坡度變化，結(jié)果如圖3所示。該進(jìn)口原油輸送管道的坡度為-3.68°～3.01°。

圖3 管道坡度隨里程的變化

3.2.3 油水分離可能性預(yù)測(cè)

為了形成油包水的流動(dòng)形態(tài)，水傳輸?shù)淖畲笠旱沃睆絛max必須小于液滴從油水乳狀液中分離出來(lái)的尺寸dcrit。當(dāng)dmax>dcrit時(shí)，水不能進(jìn)入油相，油水分離及發(fā)生內(nèi)腐蝕的可能性增加；當(dāng)dmax=dcrit時(shí)，對(duì)應(yīng)的角度為目標(biāo)管道油水分離臨界角。根據(jù) NACE SP0208標(biāo)準(zhǔn)提供的公式計(jì)算dmax和dcrit。因dcrit與管道傾角相關(guān)，其值沿管道里程發(fā)生變化，具體數(shù)值如圖4所示。經(jīng)計(jì)算dmax=0.006 8D，由圖4可知，全里程范圍內(nèi)，dmax>dcrit，即容易發(fā)生油水分離。

圖4 管道dcrit隨里程的變化

3.2.4 積水風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)

目標(biāo)管道積水風(fēng)險(xiǎn)的預(yù)測(cè)可通過(guò)計(jì)算管道內(nèi)原位水流速(Uw)來(lái)判斷，計(jì)算Uw的目的是識(shí)別水相(或液滴)能否進(jìn)入油相，對(duì)可能的積水位置進(jìn)行識(shí)別和檢查。在易發(fā)生積水的位置，水相相對(duì)流速接近0，內(nèi)腐蝕可能性增加。

經(jīng)計(jì)算，Uw沿里程的分布如圖5所示。其中Uw接近0的位置易發(fā)生積水，管道積水風(fēng)險(xiǎn)較高的具體位置如圖6所示。

圖5 管道原位水流速沿里程的分布

圖6 管道積水風(fēng)險(xiǎn)較高的位置

3.2.5 固體積聚風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)

在流速足夠高時(shí)，由于擾動(dòng)比較大，所有的固體相都處于懸浮狀態(tài);當(dāng)流速降低時(shí)，密度大于液體的固體開始沉降，并在管道底部淤積，形成可移動(dòng)的沉積層。當(dāng)顆粒驅(qū)動(dòng)力低于阻止顆粒移動(dòng)的力時(shí)，顆粒就在管道底部沉淀下來(lái)不再移動(dòng)。

確定固體是在管道底部沉淀還是沿管道移動(dòng)，關(guān)鍵是計(jì)算沉積速率(Ubc)，分析驅(qū)動(dòng)和阻止移動(dòng)層固體積聚力量的平衡?；诙嘞嗔髂Ｐ陀?jì)算管道沿線的Ubc，將其與計(jì)算得到的Uw比較，當(dāng)Uw

圖7 管道Uw-Ubc的差值沿里程的分布

圖8 管道固體積聚風(fēng)險(xiǎn)較高的位置

3.2.6 內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置預(yù)測(cè)

綜合考慮管道沿里程的積水風(fēng)險(xiǎn)和固體積聚風(fēng)險(xiǎn)較高的位置，確定最終的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置，如圖9所示。圖9中標(biāo)注的位置發(fā)生CO2-H2S-H2O腐蝕、細(xì)菌腐蝕及垢下腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)較高，建議管道運(yùn)營(yíng)方重點(diǎn)關(guān)注這17處位置。

圖9 管道內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置

3.3 腐蝕速率預(yù)測(cè)及驗(yàn)證

根據(jù)目標(biāo)管道的實(shí)際工況，參照NACE相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的推薦做法[5]，采用以De Waard模型為核心的腐蝕預(yù)測(cè)軟件[6]，同時(shí)考慮細(xì)菌腐蝕和垢下腐蝕的影響，預(yù)測(cè)目標(biāo)管道當(dāng)前工況下的腐蝕速率為0.25～0.29 mm/a。其上游管道與該管道輸送介質(zhì)相同，運(yùn)行工況近似，可利用其內(nèi)腐蝕檢測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)該預(yù)測(cè)結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。上游管道內(nèi)腐蝕檢測(cè)結(jié)果表明，其最大內(nèi)腐蝕速率為0.33 mm/a，與目標(biāo)管道腐蝕速率預(yù)測(cè)結(jié)果基本吻合，驗(yàn)證了腐蝕速率預(yù)測(cè)結(jié)果的準(zhǔn)確性。

4 剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)

根據(jù)腐蝕速率預(yù)測(cè)結(jié)果和管道運(yùn)行的時(shí)間，可預(yù)測(cè)管道的壁厚最大減薄量，以其作為缺陷的最大深度，按照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)推薦的公式計(jì)算目標(biāo)管道的剩余強(qiáng)度[7]。計(jì)算結(jié)果顯示，在當(dāng)前工況下，僅考慮內(nèi)腐蝕的影響，進(jìn)口原油海底輸送管道失效壓力為21.21 MPa，遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)壓力(5.1 MPa)，說(shuō)明目標(biāo)管道的剩余強(qiáng)度滿足設(shè)計(jì)強(qiáng)度需要。假設(shè)管道的腐蝕按當(dāng)前最高腐蝕速率繼續(xù)進(jìn)行，在僅考慮內(nèi)腐蝕的情況下，預(yù)測(cè)的管道剩余壽命為20 a。根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定[8]，同時(shí)考慮管道再評(píng)價(jià)周期不超過(guò)剩余壽命一半的要求，確定該進(jìn)口原油海底輸送管道的再評(píng)估周期為5 a。

5 結(jié) 論

(1)通過(guò)采集與校核目標(biāo)管道相關(guān)數(shù)據(jù)，識(shí)別目標(biāo)管道面臨的內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，選擇合適的多相流模型及腐蝕預(yù)測(cè)模型對(duì)管道的內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置及腐蝕速率進(jìn)行了預(yù)測(cè)。

(2)利用上游管道的內(nèi)腐蝕檢測(cè)數(shù)據(jù)驗(yàn)證了目標(biāo)管道腐蝕速率預(yù)測(cè)結(jié)果的準(zhǔn)確性。

(3)內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，當(dāng)前管道存在內(nèi)腐蝕減薄，現(xiàn)有管道壁厚尚能滿足設(shè)計(jì)強(qiáng)度要求。在僅考慮內(nèi)腐蝕的情況下，預(yù)測(cè)的管道剩余壽命為20 a，建議5 a后再次開展內(nèi)腐蝕評(píng)價(jià)。