[논문]부식된 해저 원유 파이프라인의 사용적합성 평가

최옥석; 김동우; 서정관; 하연철; 김봉주; 백점기

doi:10.3744/snak.2015.52.2.153

부식된 해저 원유 파이프라인의 사용적합성 평가
Serviceability Assessment of Corroded Subsea Crude Oil Pipelines 원문보기

大韓造船學會論文集 = Journal of the society of naval architects of korea, v.52 no.2, 2015년, pp.153 - 160

최옥석 (부산대학교 선박해양플랜트 기술 연구원 (부산대-로이드선급 국제공동연구소)) , 김동우 (대우조선해양) , 서정관 (부산대학교 선박해양플랜트 기술 연구원 (부산대-로이드선급 국제공동연구소)) , 하연철 (부산대학교 선박해양플랜트 기술 연구원 (부산대-로이드선급 국제공동연구소)) , 김봉주 (부산대학교 선박해양플랜트 기술 연구원 (부산대-로이드선급 국제공동연구소)) , 백점기 (부산대학교 선박해양플랜트 기술 연구원 (부산대-로이드선급 국제공동연구소))

Abstract ▼ AI-Helper

Pipelines are one of the most important structures in subsea equipment. It is the main equipment for transportation of crude oil and natural gas to the downstream facilities. Crude oil and natural gas leak will be carry out not only political and financial issues but also pollution to the environment. Inaccurate predictions of corrosion behavior will make hazardous consequences. The serviceability assessment of corroded structures is essential especially for subsea pipelines. As corrosion is concerned, the effects of failure due to significant reduction will make it hard to the pipeline operator to maintain the serviceability of pipelines. In this paper, the serviceability assessment of corroded crude oil pipeline is performed using the industry design code (Shell92, DNV RP F101, ASME B31G, BS 7910, PCORRC) and FEA depending on corrosion area. In last step, the future integrity of the subsea crude oil pipeline is assessed to predict the remaining year in service of crude oil pipelines.

주제어

AI 본문요약
AI-Helper

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문제 정의

상대적으로 높은 잔존파열강도 결과를 보여준 FE해석결과 및 다른 설계기준 적용 시 보수 예측의 최소기간은 더욱 빨라지게 될 것이다. 본 논문은 관련 설계공식 및 해석법의 정도 검증이 아닌 잔존 파열강도를 예측하는 것이 목적이므로 가장 보수적으로 평가하고 있는 기준을 사용하여 해석 절차의 적절성을 표현하였다.
지금까지 계산된 결과를 바탕으로 본 논문에서는 선형적인 부식률을 바탕으로 원유 파이프라인의 잔존수명을 예측하였다. 현재 오일 및 가스 산업에서 쓰고 있는 선형 부식률 0.

가설 설정

4와 같은 1/8 해석모델에 대칭조건을 적용하여 모델링을 수행하였다. 하중은 파이프내부에 균일하중이 작용한다고 가정하고, 면외 수직한 방향으로 하중을 부여하였다. 부식모델링은 균일 부식(uniform corrosion)모델을 적용하였다(Kim, et al.

제안 방법

2와 같은 MFL(Magnetic Flux Leakage) 피깅(pigging) 장비를 이용하여 해저 원유 파이프라인의 부식 데이터를 측정하였다. 계측된 부식 데이터는 해저 원유 파이프라인 전체 길이 중 부식이 일어난 위치와 단면상에서 부식이 일어난 지점과 부식의 크기 (길이, 폭, 깊이)를 측정해서 정리하였다.
2)를 이용하여 계측된 1,992개의 부식데이터 중 해당 구간에 포함되는 200개에 대하여 부식된 깊이, 너비, 길이로 정리하여 표현하였다. 계측된 전체 1,992개의 부식데이터 중 부식영역의 깊이가 파이프 전체 두께의 30% 이상이 되는 데이터 39개만 선정하여 국제기준식과 유한요소해석의 부식모델로 사용하여 파열강도를 계산하였다.
는 파이프의 잔존 파열압력이다. 기존에 계산된 국제설계기준 (DNV RP 101, BS 7910, ASME B31G, PCORRC, Shell92) 및 유한요소 해석결과를 이용하여 Fig. 7과 같이 ERF를 구하였다. 여기서, ERF 값이 1보다 작으면 부식이 일어난 부분이 안전하지만 1보다 크면 보수가 필요하다고 판단할 수 있다.
따라서, 본 논문에서는 먼저 현재 관련 산업체에서 활용되고 있는 국제설계기준인 Shell92 (Klever & Stewart, 1995), DNV RP F101 (DNV, 2010), ASME B31G (ASME, 2009), BS 7910 (BS 7910 2005), PCORRC (Cosham, 2004)의 부식된 파이프라인에 파열강도 평가기법을 분석하였다. 다음으로 현재 운영 중인 해저 원유 파이프라인의 부식 데이터를 이용하여 국제설계기준과 수치해석기법을 이용하여 잔존 파열강도를 비교 분석하였다. 또한, 시스템적인 사용적합성 평가를 수행하기 위하여 운영 중인 해저 원유 파이프라인의 파괴가 일어나는 시점과 위치를 현재 가스 및 오일 산업에서 사용되고 있는 부식률을 적용하여 유지, 보수 계획 시점을 계산하였다.
따라서, 본 논문에서는 먼저 현재 관련 산업체에서 활용되고 있는 국제설계기준인 Shell92 (Klever & Stewart, 1995), DNV RP F101 (DNV, 2010), ASME B31G (ASME, 2009), BS 7910 (BS 7910 2005), PCORRC (Cosham, 2004)의 부식된 파이프라인에 파열강도 평가기법을 분석하였다.
다음으로 현재 운영 중인 해저 원유 파이프라인의 부식 데이터를 이용하여 국제설계기준과 수치해석기법을 이용하여 잔존 파열강도를 비교 분석하였다. 또한, 시스템적인 사용적합성 평가를 수행하기 위하여 운영 중인 해저 원유 파이프라인의 파괴가 일어나는 시점과 위치를 현재 가스 및 오일 산업에서 사용되고 있는 부식률을 적용하여 유지, 보수 계획 시점을 계산하였다.
본 논문에서 소개된 사용적합성 평가를 통해서 실제 운용되고 있는 해저 원유 파이프라인의 부식데이터를 바탕으로 국제 설계기준 및 FE해석법과 함께 해저 원유 파이프라인의 잔존 파열강도를 계산하고 파열되는 예상 년도까지 예측할 수 있었고 다음과 같은 결론을 얻을 수 있었다.
본 논문에서는 현재 산업체에서 널리 사용되고 있는 심해저 원유 수송파이프라인의 파열강도를 계산할 수 있는 5개의 국제설계기준에 대하여 기준특성, 파열강도 예측식 및 부식 형상을 비교분석하여 Table 2와 같이 정리하였다. 설계식의 강도분석을 위하여 범용 유한요소해석코드인 ANSYS 14.
, 2005). 부식의 형상은 운영 중인 원유 파이프라인의 계측된 부식의 길이, 폭, 깊이를 등가하여 직육면체 원통형 모델로 Fig. 4와 같이 파이프라인의 두께 방향 요소를 감소하는 형태로 유한요소 모델에 적용하였다.
유한요소해석의 경계조건은 Fig. 4와 같은 1/8 해석모델에 대칭조건을 적용하여 모델링을 수행하였다. 하중은 파이프내부에 균일하중이 작용한다고 가정하고, 면외 수직한 방향으로 하중을 부여하였다.
시스템적으로 시간에 따른 부식에 대한 사용 적합성평가를 위해서 시간에 따른 부식률 정의가 필요하다. 이를 위해서 현재 가스 및 오일 산업에서 사용되고 있는 선형부식률(linear corrosion rate: 0.1mm/year)을 적용하여 식 (1),(2) 와 같은 시간의존성 한계상태식(time dependent limit state function)을 사용하여 대상 구조물이 부식으로 인해 파열되는 시점 및 위치를 예측하였다.
정량적인 국제규정 잔존파열강도 예측식들의 분석을 위하여 Table 4에서와 같이 깊이를 3.5mm로 고정하고 부식된 길이를 20mm단위로 증가하여 200mm까지의 잔존 파열강도를 비교하였다. 여기서 부식된 깊이를 3.
8 에서 해저 원유 파이프의 설치된 길이에 대한 ERF값을 비교적 보수적인 경향을 보여준 Shell92 기준에 대하여 파열강도를 예측하였다. 정확한 파열시간을 계산하기 위하여 1년 주기로 계산하였다. 보고된 년도에서 28년이 지난 후에 Fig 8과 Table 7에서 보여 지는 것과 같이 117.
해저 파이프라인의 사용 적합성 평가를 위하여 본 논문에서 제안된 사용적합성 절차서(Fig. 1)에 따라서 국제설계기준(Shell92, DNV RP F101, ASME B31G, BS 7910, PCORRC)과 유한요소해석법을 이용하여 파열강도(Pcorr는 부식효과를 고려한 파열강도 Pf를 의미함)를 계산하고, 운영 중인 해저 원유 파이프라인의 최대운용허용압력(Maximum Allowable Operating Pressure; MAOP)을 기준으로 현재 상태와 비교하여 사용적합성 평가를 수행하였다.

대상 데이터

원유 파이프라인의 정보는 Table 1 과 같다. Fig. 2와 같은 MFL(Magnetic Flux Leakage) 피깅(pigging) 장비를 이용하여 해저 원유 파이프라인의 부식 데이터를 측정하였다. 계측된 부식 데이터는 해저 원유 파이프라인 전체 길이 중 부식이 일어난 위치와 단면상에서 부식이 일어난 지점과 부식의 크기 (길이, 폭, 깊이)를 측정해서 정리하였다.
또한, 정밀한 파이프라인 시스템의 구조 및 부식자료를 확보하기 위하여 말레이시아 트렝가누(Malaysia Terengganu)해안에서 운영되고 있는 해저 원유 파이프라인을 대상구조물로 선정하였다. 원유 파이프라인의 정보는 Table 1 과 같다.

데이터처리

본 논문에서는 현재 산업체에서 널리 사용되고 있는 심해저 원유 수송파이프라인의 파열강도를 계산할 수 있는 5개의 국제설계기준에 대하여 기준특성, 파열강도 예측식 및 부식 형상을 비교분석하여 Table 2와 같이 정리하였다. 설계식의 강도분석을 위하여 범용 유한요소해석코드인 ANSYS 14.5 (ANSYS, 2012)을 사용하였다. 유한요소는 Solid 186 (20-node bride)요소를 선택하였다.

이론/모형

하중은 파이프내부에 균일하중이 작용한다고 가정하고, 면외 수직한 방향으로 하중을 부여하였다. 부식모델링은 균일 부식(uniform corrosion)모델을 적용하였다(Kim, et al., 2013). 이는 균일부식 손상모델이 비교적 보수적으로 평가된다고 알려져 있기 때문이다 (Netto, et al.
재료적인 비선형거동을 모사하기 위하여 Multi-linear 재료 모델링을 적용하였고, 탄소성비선형 유한요소해석을 수행하였다(Benjamin & Andrade, 2003).

성능/효과

깊이가 일정할 때 길이의 값이 작을수록 ASME B31G기준에서 제일 낮은 값을 나타내는 것으로 보여 지고, 길이의 값이 클수록 Shell92기준이 제일 보수적인 값을 나타내는 것을 확인 할 수 있다. 따라서 부식형상 중 깊이는 파열강도에 가장 심각한 영향을 보여주는 경향을 가지고 있다 (Teixeira, et al.
Table 5 에서는 실제 계측 데이터에서 부식된 깊이의 최대값이 5mm정도의 부식된 깊이에 대해서 길이를 15mm단위로 300mm까지 증가하여 비교하였다. 부식된 길이가 30mm까지는 ASME B31G의 값이 제일 보수적이고 전반적으로 45mm부터는 Shell92의 값이 다른 국제규정에 비해서 상대적으로 가장 보수적인 결과를 보여주고 있다.
1Km의 모든 위치에서 ERF 값이 1보다 낮은 것을 확인할 수 있다. 특히, 현재 계측된 시점 (2011년도 기준)에서의 정량적인 부식손상량 및 다양한 국제규정의 잔존파열강도 예측식에 대해서도 모두 충분한 잔존강도가 있음을 확인할 수 있고, 따라서 ERF 측면에서는 시급한 보수계획이 필요하지 않다는 결론을 도출할 수 있다.

질의응답

핵심어	질문	논문에서 추출한 답변
	파이프라인이란 무엇인가?	또한 유지 및 보수 작업에 있어서 운영 적합성이 항시 고려되어진 설계 및 제작 운영이 필요하다. 그 중 원유 및 천연가스의 운송을 위한 파이프라인은 여러 해저 구조물 중에서도 대표적으로 많이 사용되고 있는 구조물이며 운영시 구조적 안전성 평가를 수반하여야 한다
	파이프라인을 통한 운영시, 사용적합성 평가를 진행할 때 가장 중요하게 고려되어야 하는 사항은?	운영 시 노후화로 인한 다양한 손상 중 부식에 의해 영향이 가장 심각한 구조물의 손상원인으로 분석되고 있고, 따라서 부식은 노후화 구조물의 사용적합성 평가 시 가장 중요하게 고려되어야 한다 (Sutherby, 1998). 이런 부식의 원인은 광범위 하고 (Paik & Melchers, 2008; Wang, et al.
	해저 파이프라인과 육상에 설치된 파이프라인을 비교하였을 때, 단점은?	해저 파이프라인은 육상에 설치된 파이프라인들과 비교 하였을 때 상대적으로 더 많은 설치비용을 발생시키게 되고, 파열이 일어났을 경우 더 많은 보수비용을 초래한다(30만~100만달러/km) (Ding, 2008). 이러한 배경 하에 오일 및 가스 산업계에서는 실용적이고 신뢰성 있는 평가기법을 요구하고 있는 실정이다.

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용어 설명: PCR은 세균 특이성이 있는 primer를 이용하여 적은 수의 세균이 있을지라도 쉽게 검출할 수 있는 유용한 방법이며, 이를 이용하여 구강 내 치면세균막이나 타액에서 직접 세균을 검출할 수 있게 되었다[8].

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