浅谈海上油气田管道腐蚀与评定方法

曹柳忠(中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000)

浅谈海上油气田管道腐蚀与评定方法

曹柳忠(中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000)

海上油气田生产工艺管线内腐蚀现象日益严重，问题突出，已成为威胁平台安全生产的主要因素，必须以高度重视。本文将分析引起管线内腐蚀的主要原因，通过管线壁厚检测数据的统计分析，根据相关腐蚀管道的剩余强度评定方法与标准，给出适合海上油气田管道的评定方法及应对措施。

内腐蚀;剩余强度;措施;评价方法

管道内防腐技术是保证管道安全运行和延长管道使用寿命的重要措施。在对番禺30-1平台生产工艺管线进行无损检测时，发现内部腐蚀严重，腐蚀特点明显，本文主要介绍了含管道上两种常见缺陷类型、缺陷管道剩余强度评价的工程方法。对于发生了腐蚀的管线，必须对其剩余强度进行评估，才能做出正确决策——继续服役、维修或更换。提出进行定期的腐蚀监测与适时的维修保养，建立相应的腐蚀数据库和管道腐蚀剩余强度评定与预测技术。

1 番禺30-1平台生产工艺管线腐蚀情况介绍

番禺30-1平台是一座集生产、计量、油气处理和输送的钻采综合平台。生产的天然气和凝析油分别脱水合格后，混合进入海底管道（20寸，365km）输送到位于珠海横琴岛的天然气终端处理厂进一步处理。水深约200m，气藏深度为1700～2800m，砂岩多含钙质，依靠地层压力自喷衰减式开采，井口压力：3.5～21.61MPa，井口温度：40～105℃，单井产气量（1X104m3/d），气田属于高压、高温气田，地层含有CO2气体，CO2的含量4%，分压在0.26～1.68MPa之间，压相对较高，根据CO2腐蚀特点，管线内的PH在5.5，气田设计年处理量为16X108m3。因此，番禺30-1气田开发存在CO2腐蚀生产工艺管线的风险。

2 平台生产工艺管线腐蚀情况机理种类介绍

管线内腐蚀造成主要成因：输送过程中，管内输送介质为油、气、水多相介质，管内流体流态复杂，在流速及CO2、H2S等酸性气体含量较高时，酸性气体的存在是造成输送管道的内腐蚀的主要原因，即使采用常规添加缓蚀剂和内涂层防腐技术进行内防腐，也会因流体对管壁的剧烈冲刷而使缓蚀剂膜破损及内涂层剥落失效。油气管道内常出现的几种腐蚀类型的腐蚀机理：CO2腐蚀,H2S腐蚀,多相流腐蚀。

3 番禺30-1平台生产工艺管线腐蚀检测结果与数据分析

经过了大量的管线检测和数据统计，30-1平台的生产工艺管线都存在不同程度腐蚀的问题，主要是出现在焊缝处和弯头外圆薄弱处。基本70%为弯头薄弱处，30%为焊接工艺不符合。部分腐蚀严重管线统计表格：

表3－1 X射线探伤机

腐蚀程度：严重腐蚀，腐蚀速率大于0.25/年，腐蚀裕量为大于等于3mm。

从检测数据来分析，大多管线内腐蚀程度已超过规定的腐蚀裕量。

4 现用的管道腐蚀评判几种标准

正确评价这些缺陷对管道强度、寿命和安全性的影响对保障油气管道的安全运行,避免经济损失和保护生态环境具有重要的意义。介绍国外油气管道焊接、腐蚀、机械损伤等缺陷评估的主要方法：

ASME B31G的原始方法（ASME B31G-1984）对管壁上单一缺陷的最大许可深度为公称厚度的80%。当缺陷深度小于公称壁厚的10%时，可以忽略缺陷的存在。它可以计算最大容许纵向腐蚀长度和管道降压下的最大安全工作压力。在实际应用中，发现它过分保守，它所预测的失效压力低于实际压力很多。虽然这样的预测结果在工程使用上比较安全，但是另一方面也造成了不必要的经济浪费，因此提出了改进，产生了ASME B31G-1991，它采用了抛物线形和矩形面积以及抛物线形和矩形两种形状面积的平均值来表征腐蚀缺陷的面积。但是腐蚀缺陷底部的形状是很复杂的，对腐蚀坑深度剖面测量得越细致，则对金属损失的描述越真实。

最新版ASME B31G—2009标准的分级评价方法以及较之前两版ASME B31G-1991的先进性。采用4个等级进行腐蚀管道的剩余强度评价,更便于评价人员根据现场操作难易程度、资料详细程度以及评价精度等要求选择不同的评价等级进行操作;其保守性明显降低,预测结果更加接近真实值;但与RSTRENG相比,它仍存在一定的保守性。新版ASME B31G—2009仍不适于评价大口径、高强度的管道,在评价范围方面有待进一步提高。

5 根据实际选用的管道评判标准

油气管线剩余强度、剩余寿命评价是管线完整性评价的重要组成部分，剩余强度评价是对管道当前的承载能力做出科学评价；而剩余寿命预测则是对管道未来的剩余服役寿命进行预测，为制定管道检测周期提供科学依据。

现行的三种常用评价方法：

ASME B31G-1991有很强的保守性，但这种方法在预测中高强度等级管道的剩余强度也会出现不安全的评价结论。为目前腐蚀管道评价中使用最为广泛的一种标准。标准规定：缺陷最大深度超过壁厚的80%，则需及时更换；最大深度小于壁厚的10%的缺陷可以忽略不计。

DNV RP-F101及PCORRC（Pipeline CORRO-sion Criteri⁃ on）两种方法的差别不大，比较适用于中、高强度等级管道（X60及其以上）的剩余强度评价，在应用于中、低强度等级的管道（X55及其以下）时，都会产生不安全的评价结果。

PCORRC的评价结果略好于DNV-RP-F101方法。基于管壁厚度的剩余寿命预测方法和基于剩余强度的腐蚀剩余寿命预测方法，从现场实用性出发的腐蚀剩余寿命预测方法以及基于可靠性的管道腐蚀剩余寿命预测方法。

可见，我们可以根据现场管线材料的强度，选择适合的评判标准，平台低压燃料气管线是X52材质以下的，可以选用B31G来评价，井口至海管的生产管线材质是X52-70范围，那么就应该选用PCORRC评价标准，这样就可以合理评价管线剩余寿命。

[1]傅健影，海中兴.工业管道腐蚀及其防护.北京机械工业出版社，1997.88

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

[3]帅捷，于杰贵.管道及储罐强度设.石油工业出版社，2006.06.