含沟槽腐蚀缺陷油管的剩余强度评价

含沟槽腐蚀缺陷油管的剩余强度评价
吴东泽
【摘要】沟槽腐蚀多见于油气田生产系统中,对安全生产造成极大的影响.通过API 579剩余强度评价方法,对缺陷尺寸及油管受力进行分析,不仅可以较为准确的判断含沟槽腐蚀缺陷油管的应力状态,对危险管段进行补强和维修,保证油气田的安全生产;还能避免不必要的管段维修及更换,对降低生产成本、提高经济效益有重要的意义.
【期刊名称】《广州化工》
【年(卷),期】2014(042)010
【总页数】3页(P186-188)
【关键词】油管;沟槽腐蚀;剩余强度
【作者】吴东泽
【作者单位】西南石油大学,四川成都610500
【正文语种】中文
【中图分类】TE42
在石化工业中，沟槽腐蚀是一种特殊的局部腐蚀现象。

沟槽腐蚀现象在我国的各大油气田中非常普遍，吉林、中原、胜利及其他油田均有发现。

例如，吉林油田某油区投产三年后，仅沟槽腐蚀造成的管线穿孔开裂就达20多处［1］，不仅给油田造成了极大的经济损失，还给油田生产带来了安全隐患。

在油气田生产套管及集输管线中，由于管道施工过程中的内部划痕或管道运行中固体颗粒的摩擦，很容易产生沟槽腐蚀。

沟槽沿管道内流动方向呈狭长凹槽，大部分沟槽型腐蚀截面较窄，且呈现上宽下窄的几何特性。

腐蚀表面较为光滑，没有腐蚀产物附着;腐蚀沟槽底部有杂质，包括泥沙、腐蚀产物等［2］。

正是由于沟槽腐蚀的这种特性，腐蚀区域内的腐蚀速率远大于其他局部或全面腐蚀的腐蚀速率，可导致油管或管道在一年或几年内完全失效。

因此，沟槽腐蚀越来越引起油管部门的重视。

为了研究沟槽腐蚀对腐蚀管线的影响，一般采用腐蚀管线的剩余强度评价准则［3］来确定发生腐蚀的管线是否能正常运行。

本文采用API579准则对含沟槽腐蚀缺陷的油管进行剩余强度评价，以确定沟槽腐蚀对油管运行的影响。

1 沟槽腐蚀缺陷评价方法
在API 579剩余强度评价准则中［3］，沟槽腐蚀属于局部腐蚀缺陷评价。

局部腐蚀评价主要分为三级评价方法。

API 579准则对沟槽腐蚀缺陷定义为:沿一个方向
造成的较长的金属损失区域，缺陷区域的长度值明显大于宽度值，而且缺陷底部较尖锐，曲率半径小。

形状如图1～图3所示。

图1 沟槽型腐蚀平面图
图2 A-A断面图
图3 B-B断面图
图1，图2和图3分别给出了沟槽缺陷的轴向长度平面图、轴向断面图和环向断
面图，直观的表示出沟槽缺陷的轴向长度为gl，环向长度为gw，缺陷最大测量深度为 tmm。

缺陷的参数规定为:
1.1 油管沟槽腐蚀一级评价
步骤1:确定评价所需参数。

包括从局部金属损失区到最近的结构不连续处的距离Lmsd，油管的设计运行压力MAWP0，允许剩余强度系数RSFa等。

步骤2:确定需要的最小壁厚tmin。

步骤3:取所有测试点厚度的最小值作为最小测量壁厚tmm，根据壁厚断面的数据确定轴向和周向均匀缺陷长度Lm和C值。

步骤4:计算剩余壁厚比Rt和壳参数λ。

步骤5:校核缺陷尺寸。

按式(5)、(6)、(7)对管道进行评价;若缺陷尺寸不满足评价
要求，则缺陷尺寸不被接受。

步骤6:轴向缺陷校核。

根据图4对轴向缺陷进行校核。

图4 轴向缺陷校核
根据步骤4计算得到的剩余壁厚比Rt和壳参数λ对缺陷进行评价，如果坐标点(λ，Rt)落在图4中曲线的内侧，则该缺陷的轴向长度Lm不可以接受，需要重新计算
管道的允许最大安全运行压力MAWPr的值。

轴向缺陷判定线由式(8)确定:
步骤7:环向缺陷校核。

根据图5对轴向缺陷进行校核。

图5 环向缺陷校核
如图5所示，如果坐标点 (C/D，Rt)落在图中曲线的外侧，则该缺陷的环向长度C 可以接受，管段可以继续服役使用;如果坐标点 (C/D，Rt)落在曲线的内侧，则认
为该缺陷的环向长度C不可以接受。

环向缺陷判定线由式(10)确定。

步骤8:计算管道剩余强度系数RSF:
1.2 局部腐蚀二级评价
步骤1～5:局部腐蚀二级评价的步骤1～5与一级评价基本相同。

步骤6:根据临界壁厚断面图(CTP)计算较为精确的剩余强度系数RSF。

①根据金属损失的多少，按升序排列壁厚读数值。

②以最大金属损失 (tmm)作为评价的起点，并根据第(1)步确定的次序依次进行评价。

③在评价的起点处，将壁厚断面分割成一系列的子组，如图6。

选择子组的数量及范围时，需考虑相应的精度。

图6 局部腐蚀二级评价理解壁厚断面分割示意图
⑤根据式(12)对每个子组的剩余强度系数进行计算。

⑥如图7所示，确定最小的剩余强度系数值。

图7 确定最小的RSF值
步骤7:对步骤6算出的最小剩余强度系数RSF。

如果最先剩余强度系数大于允许
剩余强度RSFa，则缺陷满足局部腐蚀二级评价要求;否则，腐蚀设备进行维修更换、降压使用，或进行局部腐蚀三级评价。

步骤8:与局部腐蚀一级评价步骤7相同。

步骤9:根据式(11)计算管道的剩余强度系数。

2 油管沟槽型腐蚀评价
在油气井中，油管与流体的接触最为密切，因此也最容易产生沟槽腐蚀。

以下为HU2005气井中检测出的两处轴向沟槽型腐蚀缺陷。

两处缺陷的基本参数如表1所示。

表1 缺陷基本参数/m 1000 1500直径/mm 73.03 73.03壁厚/mm 5.51 5.51轴
向应力/MPa 197 158压力/MPa 8.7 9.8最小壁厚/mm 2.54 2.04缺陷长度/mm 9 10 FCA/mm 0.8 0.6缺陷宽度C D/26 D/13缺陷一缺陷二井深
表1中，考虑到沟槽腐蚀区内腐蚀速率远高于油管其他部位，因此未来腐蚀裕量FCA的取值为四倍腐蚀速率。

缺陷尺寸如表2～表3所示。

表2 缺陷一尺寸缺陷x轴/mm 腐蚀深度/mm 缺陷x轴/mm 腐蚀深度/mm 0
5.09 5 2.48 1 2.10 6 2.68 2 2.20 7 2.79 3 2.15 8 2.96 4 2.13 9 5.06
表3 缺陷二尺寸缺陷x轴/mm 腐蚀深度/mm 缺陷x轴/mm 腐蚀深度/mm 0
5.78 6 3.70 1 4.08 7 3.64 2 3.78 8 3.69 3 3.76 9 4.55 4 4.11 10 5.09 5 3.63
根据API 579局部腐蚀缺陷一级评价计算出的各项评价参数如表4。

表4 缺陷一级评价结果0.846 1.056剩余壁厚比Rt 0.51 1.48 C/D 0.038 0.077
缺陷尺寸评价结果不符合符合轴向缺陷校核结果符合符合缺陷一缺陷二壳参数
λ环向缺陷校核结果符合符合
由表4分析可知，含缺陷二的管段可以继续使用，其剩余强度系数可以由式(11)计算出。

计算的剩余强度系数为1.217。

按照剩余强度评价准则，对缺陷一进行剩余强度二级评价。

将缺陷分为5个子组。

其计算结果如表5。

表5 缺陷一二级评价壳参数λ 剩余强度系数RSF 1-2 0.094 1.161 1-4 0.282
1.050 1-5 0.376 1.171 1-6 0.470 1.169 1-8 0.658 1.171
由表5可以得出，缺陷二的最小剩余强度系数为1.050。

在油管的运行中，一般取剩余强度系数1.1，因此需要更换油管管段，或对油管管段进行补强。

3 结论
(1)沟槽腐蚀广泛存在于油气田集输系统中，可以通过API 579剩余强度评价准则
对含沟槽型腐蚀管段进行剩余强度的评价。

(2)油管的沟槽腐蚀区内腐蚀速率远大于其他部位，在进行剩余强度评价时需考虑额外的未来腐蚀裕量。

(3)HU2005井在抽出的管段中检测出了沟槽腐蚀，其中，位于井下1 500 m管段的沟槽腐蚀对油管的强度影响在可接纳范围内;位于井下1 000 m管段的沟槽腐蚀影响较为严重，需尽快采取措施。

参考文献
［1］李平，罗逸，许立铭．油水集输管线中沟槽腐蚀成因分析［J］．材料保护，1993，26(6):7 -8．
［2］毕宗岳，任永锋，井晓天．微电极扫描法对HFW焊缝沟槽腐蚀敏感性研究［J］．焊管，2001，34(10):5 -8．
［3］API 579 -1/ASME FFS -1 Second edition［S］．2007 -6，5 -27 ～5 -28．。