管道腐蚀剩余寿命预测

油气腐蚀管线的剩余寿命探析韩希君【摘要】油田生产作业的传输主要是依靠油气管道.现在我们使用的油气管道大部分都长埋地下,常常受到周围环境的腐蚀,严重的甚至会导致管道的失效.本文简要地分析了油气管道腐蚀类型及影响因素,介绍了油气腐蚀管道剩余寿命的预测方法.油气腐蚀管线的剩余寿命可以为管道维修工作提供数据指导,为维护管道的安全运行带来帮助.【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2018(032)002【总页数】3页(P80-82)【关键词】油气腐蚀管线;剩余寿命;预测方法【作者】韩希君【作者单位】大庆石油工程监理有限公司,黑龙江大庆 163000【正文语种】中文【中图分类】TQ630.720 概述油气在生产完成后都是通过输气管道进行运送的。

这种方法更具有效性和经济性。

目前国内的绝大多数油气管线都是用埋地的方法敷设的。

这种方法能防止外界环境对管道的破坏，但却无法避免地下土壤、水等对管道的侵蚀。

长期的侵蚀将会给管道的安全运行带来隐患，严重的还会产生油品的外泄。

目前有很多方法可以对管道剩余寿命进行预测，如基于极值分布的油气腐蚀管线的剩余寿命预测、基于可靠性理论的油气腐蚀管线的剩余寿命预测等。

由于使用的油气管道，其自身的特性参数往往不一致，对于预测油气腐蚀管线的剩余寿命带来影响[1]。

本文采用了可靠性理论预测腐蚀管道的剩余寿命，为管道的定期维护提供数据支持。

1 油气管道剩余寿命预测（1）油气管道剩余寿命预测的步骤如下：一是收集初始数据。

这些初始数据主要是油气管道的初始特性参数和管道运行参数。

管道特性参数是指管径、管壁以及材质等参数，管道运行参数是指运输介质、压力、流速等参数；二是采集管道的腐蚀数据。

这些数据包括裂纹的长度、深度等。

在采集时，需要按照管道腐蚀的具体情况，选择合适的管道采集位置和采集方法才能获取；三是分析收集的各种数据。

这个分析的方式较多，选择恰当的方式进行分析能够得到较为准确的管道剩余寿命；四是预测管道的剩余寿命。

腐蚀管道剩余强度研究一、管道材料选择对剩余强度的影响在管道腐蚀过程中，管道材料的性能和特性对剩余强度的影响至关重要。

管道材料的选择应根据实际情况进行综合考虑，包括管道所承受的压力、温度、腐蚀环境等因素。

对于高强度钢（如XX120等），由于具有较高的屈服强度和抗拉强度，因此在腐蚀环境下仍能保持较好的承载能力。

高强度钢的耐腐蚀性能相对较差，容易受到氯离子、硫酸盐等腐蚀介质的侵蚀。

在选择高强度钢作为管道材料时，需要权衡其强度和耐腐蚀性能。

对于普通碳钢（如QQ345等），由于其良好的耐腐蚀性能和较高的延性，因此在腐蚀环境下剩余强度较高。

但普通碳钢的强度较低，随着腐蚀的加深，管道的抗压、抗拉能力会逐渐降低。

在选择普通碳钢作为管道材料时，需要考虑其强度、耐腐蚀性能和使用寿命等因素。

对于其他新型复合材料，如玻璃纤维增强塑料（GFRP）和碳纤维增强塑料（CFRP），它们具有较高的抗腐蚀性能和强度，适用于恶劣的腐蚀环境。

这些材料的制造成本较高，且在实际应用中的经验有限，因此在选择时应充分考虑其应用范围、成本和技术成熟度等因素。

管道材料的选择对剩余强度具有重要影响。

在选择管道材料时，应综合考虑管道所承受的压力、温度、腐蚀环境等因素，以及材料的特点、成本和技术成熟度等因素，以确保管道在腐蚀环境下的安全可靠运行。

1. 不同材料管道的腐蚀规律和机制管道在工业生产和日常生活中扮演着重要的角色，随着工业的发展，管道腐蚀问题日益严重。

不同材料的管道在不同的环境条件下，其腐蚀规律和机制各有差异。

本文将对几种常见材料的管道腐蚀规律和机制进行探讨。

钢质管道由于其良好的力学性能、耐腐蚀性和加工工艺性，在工业生产中得到了广泛应用。

钢质管道在水和土壤中的腐蚀速度较快，特别是在含有氯离子、氧气和溶解氧等腐蚀介质的环境中，钢铁的腐蚀速度会显著加快。

钢质管道的腐蚀主要包括电化学腐蚀和机械腐蚀两种形式，其中电化学腐蚀是主要的腐蚀形式。

电化学腐蚀是指管道表面与电解质接触，通过离子导电引起金属的氧化还原反应，从而导致金属材料的损失。

2611 概述国外在上世纪60年代末期就开始考虑在役管线的剩余强度及寿命评价，并逐步把它纳入压力管道标准。

上世纪90年代，欧美等发达国家提出了管道适用性评价的概念，经过10余年的发展，在2001年，API和ASME颁布了有关的标准和规范。

含缺陷管道适用性评价包括剩余强度评价和剩余寿命预测两个方面。

川渝管道每3~5年进行常规检测和智能检测，对其缺陷管段会进行换管或临时修复，对于临时修复的含缺陷管道的剩余寿命进行预测，能对管道维护起到一定指导作用。

2 含缺陷管道剩余寿命预测的缺陷类型、方法及标准剩余寿命预测涉及的缺陷类型包括裂纹型缺陷、体积型缺陷和弥散损伤型缺陷，对于缺陷管道的剩余寿命预测方法也较多，目前已形成许多评价标准和规范。

目前对于川渝输气管道使用的材质为X70的高等级钢，较为关注的是管道环焊缝上存在裂纹型缺陷的使用寿命。

对于川渝管道上的此类缺陷通常采取环氧套筒修复的方式，但根据国外标准PRCI PR186-0324UPDATED PIPELINE REPAIR MANUAL及国内企标Q/SY1592-2013油气管道管体修复技术规范中规定：管道环焊缝的裂纹缺陷采用环氧套筒修复都不能作为永久修复方式。

但作为临时修复方式也没有给出寿命预测。

在“BS7910 Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures 2005”有关焊缝缺陷的评价中提到的FAD技术疲劳寿命预测方法可以综合考虑脆性断裂和塑性失稳两种可能的失效形式，计算管道环焊缝上存在裂纹型缺陷的剩余寿命。

3 采用FAD技术的疲劳寿命预测方法计算裂纹型缺陷管道剩余寿命FAD寿命预测方法的主要思路是在起始裂纹的基础上给定一定的裂纹尺寸增量，从而求出寿命增量，进行寿命预测。

预测中，考虑裂纹深度和长度同时增长，载荷比Lr 和韧性比Kr也随之增加，裂纹每一次增量，运用FAD判断一次安全性，直到评估点落到评估曲线以外，这时的累计循环周次即为疲劳寿命。

油气管道完整性评价前言目前我国油气管道大都进入“老龄期”，各种事故呈上升趋势。

由于管子本身的老化、腐蚀及各种人为因素的破坏，管道事故频繁发生，严重影响了管道的正常运行和周围的自然环境。

近几年，美国、俄罗斯、加拿大、英国、阿根廷、委内瑞拉等欧美国家发生过多起油气管道爆裂、泄漏事故，损失惨重，给社会造成极大影响。

因此现役老管道存在着许多未知问题和不安全隐患，需要对整个管道系统进行完整性评价，以通过评价来了解管道现状，找到缺陷所在，提出提高系统可靠性的途径和维护措施。

对老管道进行剩余寿命的评估与预测，能够保证管道在现有条件或升级情况下安全、平稳、经济地运行。

目录第一章概述1.1管道完整性管理及其相关概念 1.2管道完整性评价技术的研究现状 1.3管道完整性评价技术的内容和目的第二章管道适用性评价技术 2.1 管道剩余强度评价方法2.2 管道剩余寿命预测方法第三章管道风险评估技术 3.1 管道失效概率计算模型3.2 管道失效后果计算模型3.3 风险计算第四章管道完整性评价经济效益分析 4.1 管道完整性管理模式及其经济效益评价方法4.2 评价方法的应用参考文献第一章概述1.1管道完整性管理及其相关概念管道完整性是指管道始终处于安全可靠的服役状态。

管道完整性管理是指对有影响管道完整性的因素进行综合的一体化的管理。

管道完整性管理是国外油气管道工业中一个迅速发展的重要领域。

1.1.1管道完整性PI(Pipeline Integrity) 是指管道始终处于安全可靠的服役状态。

包括以下内涵:管道在物理上和功能上是完整的;管道处于受控状态;管道运行商已经并仍将不断采取行动防止管道事故的发生。

管道完整性与管道的设计、施工、运行、维护、检修和管理的各个过程密切相关。

1.1.2 管道完整性管理PIM(PipelineIntegrity Management) 是指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理。

大体上包括以下内容:拟定工作计划、工作流程和工作程序文件;进行风险分析，了解事故发生的可能性和将导致的后果,制定预防和应急措施;定期进行管道完整性检测和评价,了解管道可能发生事故的原因和部位;采取修复或减轻失效威胁的措施;培训人员,不断提高人员素质。

乙烯装置低温管线腐蚀预测及评价 摘要：本文针对乙烯装置发现的低温管线的腐蚀问题，对低温管线的外部腐蚀进行了腐蚀情况预测，并依此确定了腐蚀检查范围和方法。此后按此流程进行实施，对发现的四条腐蚀超标的管线进行了寿命评价，确定其在检修前的安全状况，为乙烯装置的长周期运行提供了保证。此次针对管线腐蚀的预测及评价工作流程的顺利实施，也为今后的腐蚀检查工作提供了可供参考的案例。

关键词：腐蚀预测 腐蚀检查 寿命评价 1 概况 燕山石化公司乙烯装置自1976年投产，设计能力年产30万吨乙烯，其间分别于1994年和2001年历经2次大的技术改造，装置实际生产能力达到81万吨/年。2008年装置运行中现场巡检发现一条低温丙烯管道泄漏，后经初步拆除保温进行检查，发现有一部分温度范围集中在-12℃到20℃的管线有较严重的外部腐蚀问题。为保证乙烯装置在2011年检修前的安全运行，需对低温管线进行腐蚀情况预测，确定腐蚀检查的范围和方法，并且对腐蚀检查中发现的腐蚀超标的管线进行剩余寿命评价，如在2011年检修前剩余寿命达标的即能继续使用，不达标的应立即进行更换。 2 腐蚀检查范围 乙烯装置共有约5000条管线，如果逐条进行腐蚀检查，则时间上和费用上都是不允许的。因此我们需要科学的制定出本次管线腐蚀检查的检查范围，使其既有针对性又具有可操作性。 2.1 管线腐蚀泄漏原因分析 通过对已发现的腐蚀较严重的几处管道的腐蚀形貌的分析，可以初步判定为保冷层下腐蚀，见图1和2。当保冷层变湿时，就会发生保冷层下腐蚀（CUI）。尤其是低温管线，在其操作温度下，金属没有热到足以能够使保温层在正常操作中保持干燥状态，因此保冷层下的金属就会发生较为严重的腐蚀。 图1 现场发现较严重的腐蚀段 图2 腐蚀形貌放大图 2.2 易腐蚀部位确定 经过现场腐蚀情况调查，发现发生严重外部腐蚀的部位大都集中在以下区域： 1) 调节阀、手阀、排凝阀处的小短节，排凝管 2) 法兰连接处管线 3) 低点处管线 4) 支撑、管托架部位 这是因为靠近调节阀、法兰接头、阀门处的管线的保冷层施工困难，保冷层容易发生泄漏而造成保冷层变湿从而发生层下腐蚀。而处于低点处的管道发生积水的可能性较大，因此也容易发生层下腐蚀。 图3 调节阀、手阀处管线腐蚀情况