曹學文1，王凱1，尹鵬博1，秦思思1，李玉浩2

（1.中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院，山東 青島 266580；2.濱州學院 化工與安全學院，山東 濱州 256600）

摘 要：目的 通過研究美國腐蝕工程師協會（NACE）于2016年提出的適用于多相流管線的內腐蝕直接評價標準 SP0116-Multiphase flow internal corrosion direct assessment methodology for pipelines（以下簡稱MP-ICDA），探究該評價方法在國內的現場應用步驟，為國內內腐蝕直接評價方法提供參考。方法 以我國東海某海底管線的實際運行工況為基礎，建立Norsok M506內腐蝕預測模型，利用流體動力學理論，模擬分析管線內腐蝕狀況，結合評價標準的預評價、間接檢測、詳細檢查及后評估四個步驟進行內腐蝕直接評價。結果 管線整體內腐蝕速率超過0.25 mm/a，腐蝕程度較嚴重。管道1.5～2.5 km低洼處及兩側立管處腐蝕速率明顯增大，其腐蝕高危點與段塞流動狀態、高持液率等流動參數有關。現場在線檢測數據與模型預測結果基本一致，由此證明了模型的可靠性。根據腐蝕程度等級及標準規定的內腐蝕再次評估周期，確定管線再評估時間間隔為1年。結論 ICDA能夠準確預測管線內腐蝕狀態與風險大小，為無法實施內檢測的管線提供了有效的內腐蝕評估方法，其對預測多相流管道腐蝕發生的位置與風險等級具有一定的指導作用與借鑒意義。流體的動力學參數對腐蝕速率影響較大，應用MP-ICDA方法時應選取合適的內腐蝕預測模型及管線運行參數。在海底管線正常運行期間，可對ICDA的結果進行多次循環校核，從而提高腐蝕預測的準確程度。

關鍵詞：多相流；內腐蝕；直接評價；海管；MP-ICDA；Norsok M506

海底油氣輸送管道因具有輸量大、方便快捷等特點，已成為海上油氣田開發與生產不可或缺的生命線。在油氣輸送過程中，天然氣中含有的CO2氣體與凝析水或液膜結合，具有較強的腐蝕性，易導致管壁腐蝕，甚至引起油氣輸送管線腐蝕失效，進而引發危險事故[1-2]。Jepson等[3]闡述了段塞流型對油氣輸送管線的腐蝕機理，探究了段塞流動狀態對腐蝕的影響規律。Muhammadu等[4]和Majed等[5]相繼討論了數值計算在腐蝕研究中的應用，分析了CO2腐蝕預測模型，對比了實驗數據與數值模擬的可靠性。國內學者路民旭教授通過高溫高壓反應釜和電化學工作站，探究了高溫高壓狀態下 CO2的腐蝕規律[6-7]。李悅欽教授采用壁厚檢測與數值模擬結合的方法，討論了CO2腐蝕-沖蝕共同作用對多相流管線的影響[8]。管道內部的腐蝕狀況需要通過智能內檢測的方式辨別管內缺陷和管壁變形，但許多在役管線因受管道設施、工藝條件及智能內檢測器的適用性等方面影響，無法實施內檢測作業。因此，需通過內腐蝕直接評價（ICDA）的方法對管線內部腐蝕狀況進行合理預測，對管道的完整性進行評價，判別腐蝕程度等級，并提出針對腐蝕缺陷的控制與預防措施。美國腐蝕工程師協會（NACE）于 2016年提出了適用于多相流管線的內腐蝕直接評價標準：SP0116-Multiphase flow internal corrosion direct assessment methodology for pipelines（以下簡稱 MP-ICDA）[9]。該方法已在國外取得現場成功應用[10-12]，但在國內還缺乏現場的應用經驗。文中結合我國東海某混輸海底管道的實際運行狀況，對MP-ICDA進行了系統的研究與應用，重點分析了ICDA的關鍵環節——間接檢測，為國內內腐蝕直接評價方法的實施提供一定的參考與指導作用。

1 MP-ICDA步驟

內腐蝕直接評估方法用于評定管道內部腐蝕敏感位置的原理在于，假設積液的存在是腐蝕存在的首要條件[13]，對于某些起伏較明顯的管道，水相在重力和氣相流體帶動兩方面的作用下，無法被攜帶走而積聚，與介質中的酸性氣體反應，導致金屬腐蝕。采用內腐蝕直接評估方法推薦的多相流模型[14]，可通過評估積水優先位置，判斷內腐蝕發生的敏感位置。如圖1所示，內腐蝕直接評價方法主要包括預評價、間接檢測、詳細檢測與后評價四個步驟：

1）預評價。該環節需對多相流管線的基本信息進行收集，篩選出有效、可利用的部分，并對ICDA進行可行性分析。

2）間接檢測。間接檢測是 MP-ICDA方法的核心步驟，其目的是通過多相流模擬、腐蝕速率預測以及影響腐蝕分布的因素，來識別每個MP-ICDA區域中最可能發生內腐蝕或者已經發生內腐蝕的MP-ICDA子區域。

3）詳細檢測。采用無損檢測（NDE）技術[15-16]對腐蝕預測模型預測的腐蝕高危點進行現場檢測，驗證模型預測結果的可靠性。

4）后評價。該環節主要分析 MP-ICDA方法對管線實際應用的有效性，并確定再次評估的最小時間間隔。

圖1 多相流內腐蝕直接評價流程

2 案例分析

以我國東海某油氣水多相混輸海管為研究對象，應用MP-ICDA方法，具體分析海管內腐蝕情況。

2.1 預評價

該油氣水混輸管道于2006年投產，設計壽命20年，全長約6 km。管道鋼級為API 5L X52，外徑為219.1 mm，壁厚為12.7 mm，單層不保溫，設計腐蝕裕量為3 mm。設計壓力為3 MPa，最大進口壓力為1.9 MPa，管線無內涂層。圖2為管道沿線高程。管線實際運行參數見表1，外輸氣質分析見表2。

圖2 管道沿線高程

表1 運行參數

表2 氣體組分

經管道預評價分析，該管線的氣液比 GLR=40<5000，屬于MP-ICDA標準適用范圍，因此采用MPICDA對該條管道進行評價。除滿足氣液比條件之外，在應用MP-ICDA標準時，應該符合表3所示的要求。

表3 可行性分析

2.2 間接檢測

MP-ICDA間接檢測階段關鍵部分是腐蝕速率預測。通過多相流模擬得到管段沿線溫度、壓力、氣液表觀流速、持液率及流型等參數，在分析管道水動力特征的基礎上，結合腐蝕發生機理，計算子區域腐蝕速率，以確定腐蝕傾向最為嚴重的位置。MP-ICDA標準推薦了包括 Norsok M506模型在內的多種腐蝕預測模型（ICPM），本文采用多相流仿真OLGA軟件[17-18]腐蝕模塊（Corrosion module）的 Norsok M506[19]模型來模擬分析管線運行狀況，評估管道內腐蝕狀態。

2.2.1 Norsok M506模型

Norsok M506腐蝕預測模型是目前國際上使用最廣泛的經驗模型。該模型綜合考慮了溫度、pH值、表觀流速與剪切力等多方面因素對腐蝕的影響，適用于預測 5～150 ℃溫度范圍內 CO2腐蝕環境下的管道腐蝕速率。

當溫度為5 ℃時：

當溫度為15 ℃時：

當溫度為 20、40、60、80、90、120、150 ℃時：

式中： f C O2為修正后的 CO2分壓（由式（4）算得），Pa；S為壁面剪切力，Pa；Kt為與溫度有關的常數（見表4）；f （pH）t為溫度t時的pH影響因子；CRt為腐蝕速率，mm/a。

式中：T為溫度，K；p為系統總絕對壓力，Pa；PC O 2為CO2分壓，Pa。

表4 Norsok M506模型中Kt取值

2.2.2 流體動力學分析

根據管道基礎數據輸入模型涉及的各項參數：管道入口溫度設置為21 ℃，海床溫度為18 ℃，管線出口壓力設置為1.05 MPa，輸氣量為1340 m3/d，輸油量為35 m3/d，含水率設為0.4%。Norsok M506模型中的CO2摩爾分數（CO2 fraction）設置為2.04%，單相液流中的最大CO2分壓設為1 MPa。根據現場水質檢測數據，HCO3-含量（Bicarbonate）設置為0.0074 mol/L。由于現場實際運行中未加注緩蝕劑，因此模擬時緩蝕劑效率（Inhibitor efficiency）設置為0。

從圖3可以看出，管道沿線溫度、壓力在兩側立管處波動較為明顯，在海底平管處，隨管線里程的增加而緩慢降低，在1.5～2.5 km陡坡處降低減緩。從圖4中可知，管內氣相表觀流速在兩側立管處變化較大，在海底平管處，隨管線里程的增加而緩慢增大，這主要是由地形起伏和流型引起。管內液相表觀流速在平管處波動緩慢，在入口立管段上升較快，這是由于液相重力勢能轉換為動能的緣故。

圖3 管道沿線溫度、壓力的變化

圖4 管道沿線氣液相表觀流速的變化

從圖5可以看出，管內氣液相流型在管道多處出現了段塞流和氣泡流流型，其余位置均為分層流。在管道低洼處，由于液體積聚較多，氣體較少，氣體進入液體之中形成氣泡流；當氣體較多時，也會形成段塞流。管內介質液相pH值在兩側立管處變化較明顯，平管處基本維持在4左右。因CO2的存在，使得流體酸性較強，對管線具有較強的腐蝕性。從圖6中可以看出，管內持液率在出入口立管處以及1.5～2.5 km陡坡處出現劇烈的變化，其余位置持液率較為穩定。水膜速度變化與管內持液率趨勢大致相反。

結合仿真得到的管道沿線腐蝕速率變化（見圖7）可知，水膜速度與管道腐蝕速率變化趨勢基本一致，水膜速度增大，管道腐蝕速率亦隨之增大。管道沿線腐蝕速率在1.5～2.5 km陡坡段出現峰值，這與此處流型、持液率以及氣液相表觀流速等因素均有關。整體來看，在管線地勢由高到低時，腐蝕速率增大，且管道低洼處腐蝕風險較高。在分層流條件下，流速較低，氣相在上，液相在下，只發生電化學反應，腐蝕速率較低，呈輕度腐蝕。在段塞流條件下，氣液流速變化較大，對管道的腐蝕嚴重，在管道低洼處有積液，CO2腐蝕速率較大。因此，管道低洼處及兩側立管處腐蝕風險較高。由于管內介質有腐蝕性，未采取防腐措施，管道整體腐蝕速率大于0.25 mm/a。根據GB/T 23258—2009《鋼制管道內腐蝕控制規范》[20]，該海管腐蝕程度處于嚴重腐蝕。

圖5 管道沿線流型、液相pH的變化

圖6 管道沿線持液率、液膜速度的變化

圖7 管道沿線腐蝕速率的變化

2.3 詳細檢查

依據間接檢測階段確定的腐蝕速率分析可知，海管詳細檢查點依次為海管立管段及 1.5～2.5 km陡坡處。受工藝條件限制，平管不能實施內檢測作業，因此采用立管檢測的方法進行局部腐蝕檢測。采用國際先進的遠程渦流（RFT）智能檢測器帶纜檢測立管，發現立管存在多處腐蝕缺陷導致的壁厚減薄，如圖8所示。檢測數據顯示出有12處發生壁厚減薄，其中有7處中等壁厚減薄（20% WL～39% WL），5處高程度壁厚減薄（40% WL～59% WL），缺陷點平均剩余壁厚為63%。從管道投產至今，經計算得出立管段平均腐蝕速率約為0.44 mm/a，與模擬結果基本一致。

圖8 立管內檢測結果

2.4 后評估

MP-ICDA方法的有效性取決于詳細檢測的結果與腐蝕預測結果的相關程度。圖7與圖8數據的對比結果表明，內腐蝕預測模型結果與立管內檢測結果基本一致，在MP-ICDA標準規定的誤差允許范圍內。因此該模型是有效的，也再次驗證了MP-ICDA的可靠性。該海管腐蝕程度較為嚴重，建議加強評估頻率，再評估間隔為1年。

3 結論

1）通過Norsok M506內腐蝕預測模型對海底管線進行內腐蝕模擬仿真與高腐蝕風險點預測，結果表明，該海底管線整體腐蝕程度較為嚴重，腐蝕高危點與段塞流動狀況、高持液率等流動參數有關，立管段與低洼段腐蝕速率較大。因此應及時采取通球清管作業與加注緩蝕劑的措施清除管道積液，控制管壁內腐蝕。

2）根據現場立管在線檢測數據可知，間接檢測的結果與模型預測結果基本一致。由此證明了模型的可靠性，進而表明MP-ICDA方法能夠較準確地反映管線實際內腐蝕狀態，這對預測海底多相流管道腐蝕發生的位置與風險等級具有一定的指導作用與借鑒意義。

3）MP-ICDA方法的關鍵環節是間接檢測階段的腐蝕速率預測，流體的動力學參數對腐蝕速率影響較大。因此應用MP-ICDA方法時應選取合適的內腐蝕預測模型及管線運行參數。在海底管線正常運行期間，可對ICDA的結果進行多次循環校核，從而提高腐蝕預測的準確程度。

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