淺談海上油氣田管道腐蝕與評定方法

曹柳忠(中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

淺談海上油氣田管道腐蝕與評定方法

曹柳忠(中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

海上油氣田生產工藝管線內腐蝕現象日益嚴重，問題突出，已成為威脅平臺安全生產的主要因素，必須以高度重視。本文將分析引起管線內腐蝕的主要原因，通過管線壁厚檢測數據的統計分析，根據相關腐蝕管道的剩余強度評定方法與標準，給出適合海上油氣田管道的評定方法及應對措施。

內腐蝕;剩余強度;措施;評價方法

管道內防腐技術是保證管道安全運行和延長管道使用壽命的重要措施。在對番禺30-1平臺生產工藝管線進行無損檢測時，發現內部腐蝕嚴重，腐蝕特點明顯，本文主要介紹了含管道上兩種常見缺陷類型、缺陷管道剩余強度評價的工程方法。對于發生了腐蝕的管線，必須對其剩余強度進行評估，才能做出正確決策——繼續服役、維修或更換。提出進行定期的腐蝕監測與適時的維修保養，建立相應的腐蝕數據庫和管道腐蝕剩余強度評定與預測技術。

1 番禺30-1平臺生產工藝管線腐蝕情況介紹

番禺30-1平臺是一座集生產、計量、油氣處理和輸送的鉆采綜合平臺。生產的天然氣和凝析油分別脫水合格后，混合進入海底管道（20寸，365km）輸送到位于珠海橫琴島的天然氣終端處理廠進一步處理。水深約200m，氣藏深度為1700～2800m，砂巖多含鈣質，依靠地層壓力自噴衰減式開采，井口壓力：3.5～21.61MPa，井口溫度：40～105℃，單井產氣量（1X104m3/d），氣田屬于高壓、高溫氣田，地層含有CO2氣體，CO2的含量4%，分壓在0.26～1.68MPa之間，壓相對較高，根據CO2腐蝕特點，管線內的PH在5.5，氣田設計年處理量為16X108m3。因此，番禺30-1氣田開發存在CO2腐蝕生產工藝管線的風險。

2 平臺生產工藝管線腐蝕情況機理種類介紹

管線內腐蝕造成主要成因：輸送過程中，管內輸送介質為油、氣、水多相介質，管內流體流態復雜，在流速及CO2、H2S等酸性氣體含量較高時，酸性氣體的存在是造成輸送管道的內腐蝕的主要原因，即使采用常規添加緩蝕劑和內涂層防腐技術進行內防腐，也會因流體對管壁的劇烈沖刷而使緩蝕劑膜破損及內涂層剝落失效。油氣管道內常出現的幾種腐蝕類型的腐蝕機理：CO2腐蝕,H2S腐蝕,多相流腐蝕。

3 番禺30-1平臺生產工藝管線腐蝕檢測結果與數據分析

經過了大量的管線檢測和數據統計，30-1平臺的生產工藝管線都存在不同程度腐蝕的問題，主要是出現在焊縫處和彎頭外圓薄弱處?；?0%為彎頭薄弱處，30%為焊接工藝不符合。部分腐蝕嚴重管線統計表格：

表3－1 X射線探傷機

腐蝕程度：嚴重腐蝕，腐蝕速率大于0.25/年，腐蝕裕量為大于等于3mm。

從檢測數據來分析，大多管線內腐蝕程度已超過規定的腐蝕裕量。

4 現用的管道腐蝕評判幾種標準

正確評價這些缺陷對管道強度、壽命和安全性的影響對保障油氣管道的安全運行,避免經濟損失和保護生態環境具有重要的意義。介紹國外油氣管道焊接、腐蝕、機械損傷等缺陷評估的主要方法：

ASME B31G的原始方法（ASME B31G-1984）對管壁上單一缺陷的最大許可深度為公稱厚度的80%。當缺陷深度小于公稱壁厚的10%時，可以忽略缺陷的存在。它可以計算最大容許縱向腐蝕長度和管道降壓下的最大安全工作壓力。在實際應用中，發現它過分保守，它所預測的失效壓力低于實際壓力很多。雖然這樣的預測結果在工程使用上比較安全，但是另一方面也造成了不必要的經濟浪費，因此提出了改進，產生了ASME B31G-1991，它采用了拋物線形和矩形面積以及拋物線形和矩形兩種形狀面積的平均值來表征腐蝕缺陷的面積。但是腐蝕缺陷底部的形狀是很復雜的，對腐蝕坑深度剖面測量得越細致，則對金屬損失的描述越真實。

最新版ASME B31G—2009標準的分級評價方法以及較之前兩版ASME B31G-1991的先進性。采用4個等級進行腐蝕管道的剩余強度評價,更便于評價人員根據現場操作難易程度、資料詳細程度以及評價精度等要求選擇不同的評價等級進行操作;其保守性明顯降低,預測結果更加接近真實值;但與RSTRENG相比,它仍存在一定的保守性。新版ASME B31G—2009仍不適于評價大口徑、高強度的管道,在評價范圍方面有待進一步提高。

5 根據實際選用的管道評判標準

油氣管線剩余強度、剩余壽命評價是管線完整性評價的重要組成部分，剩余強度評價是對管道當前的承載能力做出科學評價；而剩余壽命預測則是對管道未來的剩余服役壽命進行預測，為制定管道檢測周期提供科學依據。

現行的三種常用評價方法：

ASME B31G-1991有很強的保守性，但這種方法在預測中高強度等級管道的剩余強度也會出現不安全的評價結論。為目前腐蝕管道評價中使用最為廣泛的一種標準。標準規定：缺陷最大深度超過壁厚的80%，則需及時更換；最大深度小于壁厚的10%的缺陷可以忽略不計。

DNV RP-F101及PCORRC（Pipeline CORRO-sion Criteri? on）兩種方法的差別不大，比較適用于中、高強度等級管道（X60及其以上）的剩余強度評價，在應用于中、低強度等級的管道（X55及其以下）時，都會產生不安全的評價結果。

PCORRC的評價結果略好于DNV-RP-F101方法?；诠鼙诤穸鹊氖Ｓ鄩勖A測方法和基于剩余強度的腐蝕剩余壽命預測方法，從現場實用性出發的腐蝕剩余壽命預測方法以及基于可靠性的管道腐蝕剩余壽命預測方法。

可見，我們可以根據現場管線材料的強度，選擇適合的評判標準，平臺低壓燃料氣管線是X52材質以下的，可以選用B31G來評價，井口至海管的生產管線材質是X52-70范圍，那么就應該選用PCORRC評價標準，這樣就可以合理評價管線剩余壽命。

[1]傅健影，海中興.工業管道腐蝕及其防護.北京機械工業出版社，1997.88

[2]API579(2000)，Recommended Practice For Fitness-For-Service,ISSUE6,2000.

[3]帥捷，于杰貴.管道及儲罐強度設.石油工業出版社，2006.06.