张少洋 郝 林 王 健 李艳丽

（中海油安全技术服务有限公司，天津 300450）

0 引言

为保障天然气海底管道安全运行，提升管道全生命周期完整性管理水平，需定期开展管道完整性评估[1-2]。海底管道完整性评估方法包括内检测、压力试验和内腐蚀直接评价[3]。宜优先选择基于内检测数据的适用性评价方法进行完整性评估[4]，但某些管道受收发球装置、运行工艺、介质流向等因素影响，无法开展内检测，并且随着海底管道里程增长，检测球磨损增加，容易丢失，管道三通、椭圆度、凹陷等情况更加复杂，容易发生卡堵，内检测风险大大增加。长距离输气管道（容积不小于1000m3），压力试验介质宜为淡水或经过处理的海水，因此对于有连续生产要求的管道，压力试验方法亦不可取。在内检测和压力试验均不适用的情况下，可采用内腐蚀直接评价方法评估管道的腐蚀高风险位置和腐蚀速率，进而计算管道剩余寿命，确定再评估周期。

1 原理

干气管道内腐蚀直接评价（DG-ICDA）的原理：管内积水处最易发生腐蚀，若是最易积水的点位未受腐蚀破坏，则其他不易积液的点位遭受腐蚀的可能性更低，此时可确认管道完整性[5-6]。实际倾角超过临界倾角的点位即为腐蚀高风险位置。

DG-ICDA理论基础是层流，对于压力小于7.6MPa、直径在100～1200mm的干气管道，已经证实内部介质流型为层流，其临界倾角可直接使用以下规范公式计算[7]，其他管道，如能验证内部介质流型为层流亦可使用此公式。

式中：

θ为临界倾角，度；

ρg为操作工况下的气体密度，kg/m3；

ρl为操作工况下的积液密度，一般取水的密度，kg/m3；

vg为操作工况下的气体流速，m/s；

g为重力加速度，m/s2；

ID为管道内径，m。

本次评估的干气海底管道长约190km，下游有1处三通，管道外径610mm，运行温度高于水露点，最高运行压力为10.1Mpa，超出7.6MPa，因此在计算临界倾角前需要判断介质流型是否为分层流。

2 流型计算

采用PipePhase仿真软件对管内介质流型进行模拟，计算模型如图1所示，计算参数如表1、表2、表3所示。

图1 pipephase计算模型

表1 管道运行工艺数据

表2 天然气组分数据

表3 天然气组分质量流

根据管道运行不同时期含水量，计算流型结果如表4所示。

表4 各管段介质内流型

计算结果表明：管内介质为气相（水含量较低时）或分层流（水含量较高时），可直接利用临界倾角公式计算。

3 管道临界倾角计算

根据气体状态方程计算操作工况下的气体密度，如下式所示：

根据气体状态方程计算操作工况下的气体流速，如下式所示：

式中Z为气体压缩系数，取值如表5所示。

表5 天然气压缩系数

由于管道里程长，出口端、入口端工艺参数变化较明显，并且三通的分流效应对其下游管段的工艺参数影响较大，故分别计算管道入口端临界倾角和出口端临界倾角图谱，结果如图2、图3所示。

图2 入口工况临界倾角图谱

图3 出口工况临界倾角图谱

根据图谱计算结果，管内介质流量、流速对临界倾角影响相对较大，压力及温度变化对临界倾角影响相对较小。结合管道运行工艺参数分析如下：

（1）管道入口压力记录在7.95～10.01MPa之间，温度在47.8～49.4℃之间，流量在281.5749×104～941.4059×104m3/d之间，对应临界倾角在1.25～15.9°之间，临界倾角平均值为10.11°，中位数为10.78°；

（2）管道出口1压力记录在6.39～8.29MPa之间，温度在16.7～24.3℃之间，流量主要在115.6129×104～719.6269×104m3/d之间，对应临界倾角在0.2～12.5°之间，临界倾角平均值为1.57°，中位数为1.18°。

4 内腐蚀高风险位置

管道入口位置附近、实际倾角（如图4所示）超过临界倾角的位置及三通至出口位置管段为内腐蚀高风险区域。原因如下：

图4 管道高程及实际倾角变化曲线

（1）根据管道运行工况，平管段管道最大倾角为0.37°，位于KP55处，小于入口临界倾角1.25°；平管段三通下游最大倾角为0.13°，位于KP168处，小于出口临界倾角0.2°，管道内即使出现少量液态水，平管段也不会出现积水现象，即不会形成腐蚀环境；

（2）若因水露点控制不当带入液态水，如果不能被气“带走”将聚集在低洼位置，单层不保温钢管，如果介质含水量较高（水露点较高），当外界环境温度较低时，管道内部介质在上游位置温度下降较快，易形成冷凝水，并聚集在低洼位置；

（3）根据管道高程及倾角曲线、各运行工况下的积水临界倾角，如水露点控制不当，管内出现液态水，则实际倾角超过临界倾角的位置很有可能发生积水，视为腐蚀高风险点位；

（3）管道膨胀弯至立管段，一般倾角较大，且随着立管升高，逐渐增大到90°，在产生少量液态水情况下，会在立管下端积水，即使累积形成段塞流排出，也会在管道内壁留下残留水，造成内腐蚀，随着立管升高，积水量减少，腐蚀速率降低；

（4）在三通之后至出口的管段，管道内介质流量骤降，导致临界倾角大大减小，当实际倾角大于临界倾角时，顺流方向上坡面及其底部易产生积水，形成腐蚀环境。

5 结语

本文对1条长距离干气海底管道开展了内腐蚀直接评价，通过工艺计算确定该管道内部介质为气相或液相层流，并直接利用规范公式计算各运行工况下的积水临界倾角，结合管道实际高程和倾角识别腐蚀高风险位置。

结论为：在当前运行工艺下，管道实际倾角小于临界倾角，在水露点控制得当情况下，不会因积水发生腐蚀。如水露点控制不当，则管道入口位置附近、实际倾角超过临界倾角的位置及三通至出口位置管段为内腐蚀高风险区域。

后续可在本文分析基础上，根据CO2分压，基于Dewaard-Milliams或NORSOK M-506模型计算管道腐蚀速率；再基于DNV抗力系数法计算管道剩余强度和寿命，进一步完善管道完整性评估内容。