随着海洋石油开发技术的进步,一些边际小油田相继投产,部分老油田也面临滚动开发,从而使一些超出设计寿命的海管继续服役,即延寿使用。数据显示,目前国内海管延寿使用的数量正在不断增加。这些延寿海管在运行期间经受着内部介质、外部海流等荷载、内部腐蚀、海水腐蚀、保温失效、钢材老化、紧固件疲劳及突变效应等因素的多重影响,势必会产生损伤和抗力衰减,从而导致在延寿使用时失效。南海东部海域的XJ30-2至XJ24-3海底管线于1994年投产,设计寿命25年,当前已临近使用寿命,随着新油藏的发现,平台和海管都将延期服役。本文综合分析这条海管各项参数和生产历史,针对其延期面临的主要威胁因素,进行了如下研究:(1)针对缺陷海管无法清管和实施内检测的历史问题,开展刮管可行性分析,进行了数据拟合和沉积机理分析。进一步通过数据分析、材质优选,制定安全流动保障措施,以渐进方式开展了机械清管,顺利刮除沉积物,同时查证海底管道为CO2腐蚀。(2)通过对关键位置母材(直管段、过渡段、弯管段、直立管段)腐蚀产物和形态组织分析、化学分析,初步检查管线内腐蚀程度。通过材料力学分析,判断海管不同管段的冲击韧性是否符合API5L要求。通过焊缝弯曲实验进一步确定了海管的疲劳极限。(3)通过室内高压动态缓蚀率实验,在70℃至90℃范围内,腐蚀速率最低降为0.04mm/a,缓蚀率多维持在80%～95%之间,仅个别条件下缓蚀率在50%～70%之间;通过室内微生物腐蚀实验,表明海底管道SRB繁殖主要在海底管道的后半段;同时发现海底管道中的CO2气体不影响SRB的繁殖,而缓蚀剂和杀菌剂联合的情况下,缓释效率会更高效。(4)在上述研究的基础上,依据DNV RP-F101标准和PCORRC方法计算该海底管线最大腐蚀区的抗内压剩余强度分别为62.63MPa和60.69MPa。通过有限元模拟分析腐蚀缺陷处的应力分布情况,间接得到海管最大腐蚀区的剩余强度为40.25MPa。所得剩余强度远大于当前和未来海管的操作压力,且不同管段壁厚减薄均处于安全水平,结合ROV外勘数据,证明该海管可安全使用,也说明管线的原始设计和选材非常保守安全,生产中完整性管理也非常科学有效。本文以以延寿对象面临的关键问题即设计缺陷和内腐蚀展开分析,分别采用理论分析、实验研究、数值仿真等方法研究和综合评估管线状态,得出延寿的依据,对加强海底管线完整性管理具有指导意义。