張少洋 郝 林 王 健 李艷麗

（中海油安全技術服務有限公司，天津 300450）

0 引言

為保障天然氣海底管道安全運行，提升管道全生命周期完整性管理水平，需定期開展管道完整性評估[1-2]。海底管道完整性評估方法包括內(nèi)檢測、壓力試驗和內(nèi)腐蝕直接評價[3]。宜優(yōu)先選擇基于內(nèi)檢測數(shù)據(jù)的適用性評價方法進行完整性評估[4]，但某些管道受收發(fā)球裝置、運行工藝、介質(zhì)流向等因素影響，無法開展內(nèi)檢測，并且隨著海底管道里程增長，檢測球磨損增加，容易丟失，管道三通、橢圓度、凹陷等情況更加復雜，容易發(fā)生卡堵，內(nèi)檢測風險大大增加。長距離輸氣管道（容積不小于1000m3），壓力試驗介質(zhì)宜為淡水或經(jīng)過處理的海水，因此對于有連續(xù)生產(chǎn)要求的管道，壓力試驗方法亦不可取。在內(nèi)檢測和壓力試驗均不適用的情況下，可采用內(nèi)腐蝕直接評價方法評估管道的腐蝕高風險位置和腐蝕速率，進而計算管道剩余壽命，確定再評估周期。

1 原理

干氣管道內(nèi)腐蝕直接評價（DG-ICDA）的原理：管內(nèi)積水處最易發(fā)生腐蝕，若是最易積水的點位未受腐蝕破壞，則其他不易積液的點位遭受腐蝕的可能性更低，此時可確認管道完整性[5-6]。實際傾角超過臨界傾角的點位即為腐蝕高風險位置。

DG-ICDA理論基礎是層流，對于壓力小于7.6MPa、直徑在100～1200mm的干氣管道，已經(jīng)證實內(nèi)部介質(zhì)流型為層流，其臨界傾角可直接使用以下規(guī)范公式計算[7]，其他管道，如能驗證內(nèi)部介質(zhì)流型為層流亦可使用此公式。

式中：

θ為臨界傾角，度；

ρg為操作工況下的氣體密度，kg/m3；

ρl為操作工況下的積液密度，一般取水的密度，kg/m3；

vg為操作工況下的氣體流速，m/s；

g為重力加速度，m/s2；

ID為管道內(nèi)徑，m。

本次評估的干氣海底管道長約190km，下游有1處三通，管道外徑610mm，運行溫度高于水露點，最高運行壓力為10.1Mpa，超出7.6MPa，因此在計算臨界傾角前需要判斷介質(zhì)流型是否為分層流。

2 流型計算

采用PipePhase仿真軟件對管內(nèi)介質(zhì)流型進行模擬，計算模型如圖1所示，計算參數(shù)如表1、表2、表3所示。

圖1 pipephase計算模型

表1 管道運行工藝數(shù)據(jù)

表2 天然氣組分數(shù)據(jù)

表3 天然氣組分質(zhì)量流

根據(jù)管道運行不同時期含水量，計算流型結果如表4所示。

表4 各管段介質(zhì)內(nèi)流型

計算結果表明：管內(nèi)介質(zhì)為氣相（水含量較低時）或分層流（水含量較高時），可直接利用臨界傾角公式計算。

3 管道臨界傾角計算

根據(jù)氣體狀態(tài)方程計算操作工況下的氣體密度，如下式所示：

根據(jù)氣體狀態(tài)方程計算操作工況下的氣體流速，如下式所示：

式中Z為氣體壓縮系數(shù)，取值如表5所示。

表5 天然氣壓縮系數(shù)

由于管道里程長，出口端、入口端工藝參數(shù)變化較明顯，并且三通的分流效應對其下游管段的工藝參數(shù)影響較大，故分別計算管道入口端臨界傾角和出口端臨界傾角圖譜，結果如圖2、圖3所示。

圖2 入口工況臨界傾角圖譜

圖3 出口工況臨界傾角圖譜

根據(jù)圖譜計算結果，管內(nèi)介質(zhì)流量、流速對臨界傾角影響相對較大，壓力及溫度變化對臨界傾角影響相對較小。結合管道運行工藝參數(shù)分析如下：

（1）管道入口壓力記錄在7.95～10.01MPa之間，溫度在47.8～49.4℃之間，流量在281.5749×104～941.4059×104m3/d之間，對應臨界傾角在1.25～15.9°之間，臨界傾角平均值為10.11°，中位數(shù)為10.78°；

（2）管道出口1壓力記錄在6.39～8.29MPa之間，溫度在16.7～24.3℃之間，流量主要在115.6129×104～719.6269×104m3/d之間，對應臨界傾角在0.2～12.5°之間，臨界傾角平均值為1.57°，中位數(shù)為1.18°。

4 內(nèi)腐蝕高風險位置

管道入口位置附近、實際傾角（如圖4所示）超過臨界傾角的位置及三通至出口位置管段為內(nèi)腐蝕高風險區(qū)域。原因如下：

圖4 管道高程及實際傾角變化曲線

（1）根據(jù)管道運行工況，平管段管道最大傾角為0.37°，位于KP55處，小于入口臨界傾角1.25°；平管段三通下游最大傾角為0.13°，位于KP168處，小于出口臨界傾角0.2°，管道內(nèi)即使出現(xiàn)少量液態(tài)水，平管段也不會出現(xiàn)積水現(xiàn)象，即不會形成腐蝕環(huán)境；

（2）若因水露點控制不當帶入液態(tài)水，如果不能被氣“帶走”將聚集在低洼位置，單層不保溫鋼管，如果介質(zhì)含水量較高（水露點較高），當外界環(huán)境溫度較低時，管道內(nèi)部介質(zhì)在上游位置溫度下降較快，易形成冷凝水，并聚集在低洼位置；

（3）根據(jù)管道高程及傾角曲線、各運行工況下的積水臨界傾角，如水露點控制不當，管內(nèi)出現(xiàn)液態(tài)水，則實際傾角超過臨界傾角的位置很有可能發(fā)生積水，視為腐蝕高風險點位；

（3）管道膨脹彎至立管段，一般傾角較大，且隨著立管升高，逐漸增大到90°，在產(chǎn)生少量液態(tài)水情況下，會在立管下端積水，即使累積形成段塞流排出，也會在管道內(nèi)壁留下殘留水，造成內(nèi)腐蝕，隨著立管升高，積水量減少，腐蝕速率降低；

（4）在三通之后至出口的管段，管道內(nèi)介質(zhì)流量驟降，導致臨界傾角大大減小，當實際傾角大于臨界傾角時，順流方向上坡面及其底部易產(chǎn)生積水，形成腐蝕環(huán)境。

5 結語

本文對1條長距離干氣海底管道開展了內(nèi)腐蝕直接評價，通過工藝計算確定該管道內(nèi)部介質(zhì)為氣相或液相層流，并直接利用規(guī)范公式計算各運行工況下的積水臨界傾角，結合管道實際高程和傾角識別腐蝕高風險位置。

結論為：在當前運行工藝下，管道實際傾角小于臨界傾角，在水露點控制得當情況下，不會因積水發(fā)生腐蝕。如水露點控制不當，則管道入口位置附近、實際傾角超過臨界傾角的位置及三通至出口位置管段為內(nèi)腐蝕高風險區(qū)域。

后續(xù)可在本文分析基礎上，根據(jù)CO2分壓，基于Dewaard-Milliams或NORSOK M-506模型計算管道腐蝕速率；再基于DNV抗力系數(shù)法計算管道剩余強度和壽命，進一步完善管道完整性評估內(nèi)容。