海上平台压力管道损伤分析

2020

年第

4

期Pipeline Technique and Equipment2020No.

4基金项目:安徽省杰出青年科学基金(

1908085J16)收稿日期:

2020－04－18海上平台压力管道损伤分析陈高俊1，2

，陈贤洮1，2

，刘建杰1，2

，杨建国1，2(

1．合肥通用机械研究院有限公司，安徽合肥

230031;2．合肥通用机械研究院特种设备检验站有限公司，安徽合肥

230031)摘要:

通过宏观检验、壁厚测定、UT、MT、PT、金相检测、铁素体测定等技术方法，对海上平台压力管道安全状况进行调查研究。针对海上平台的压力管道典型损伤案例，分析了海上平台压力管道潜在的主要损伤机理;

并对主要的典型损伤提出了具有针对性的检测方法，以方便在检验过程中发现并识别管道存在的损伤，及时排除隐患，从而预防管道损伤失效，有效保障管道的运行安全。关键词:

海上平台;

压力管道;

损伤分析;

层下腐蚀;

大气腐蚀;

冷裂纹中图分类号:

TE88

文献标识码:

A

文章编号:

1004－9614(

2020)

04－0024－04Damage

Analysis

of

Offshore

Platform

Pressure

PipelineCHEN

Gao-jun1，2

，CHEN

Xian-tao1，2

，LIU

Jian-jie1，2

，YANG

Jian-guo1，2(

1．

Hefei

General

Machinery

Ｒesearch

Institute

Co．，Ltd．，Hefei

230031，China;2．

Hefei

General

Machinery

Ｒesearch

Institute

Special

Equipment

Inspection

Station

Co．，Ltd．，Hefei

230031，China)Abstract:

The

safety

status

of

pressure

pipeline

on

offshore

platform

was

investigated

by

means

of

macroscopic

examination，wallthicknessmeasurement，UT，MT，PT，metallographicexaminationandferritemeasurement．Accordingtothetypicaldamage

cases

of

offshore

platforms，the

potential

major

damage

mechanism

of

offshore

platform

pressure

pipeline

was

analyzed．Inaddition，atargeteddetectionmethodwasproposedforthemaintypicaldamagestofacilitatethedetectionandidentificationofpipeline

damages

in

the

inspection

process，and

eliminate

hidden

dangers

in

time，and

so

as

to

prevent

pipeline

damage

and

fail-ure，andeffectivelyguaranteethesafetyoperation

ofpipeline．Keywords:offshoreplatform;pressurepipeline;damageanalysis;subsurfacecorrosion;atmosphericcorrosion;cold

crack0 引言随着越来越多油气平台的投入使用，保障油气平台的安全生产变得尤为重要。研究影响海上平台油气生产设备使用寿命及安全的因素，能够及时发现和排除安全隐患，有效保障设备运行安全。压力管道作为海上平台的重要组成部分，对其运行安全的研究，已成为保障海上平台安全的关键环节。程四祥等［1－7］

采用

ＲBI

检测技术，通过分析海上平台油气处理设备的相关资料并结合装置的腐蚀监测数据，详述了油气处理系统主要设备风险;

同时分析了海上平台主要油气处理设备的腐蚀类型、腐蚀机理及风险分布。赵帆［8］、刘翔宇［9］等从理论上讨论了应加强对环境开裂型损伤管道的监测。本文通过对南海某海域

3

个海上平台

400

余条管线安全状况的调查研究，总结并分析了典型损伤案例，加强了对海上平台压力管道损伤模式的研究，并提出针对不同类型管道存在的主要损伤模式需要采用的检验检测方法，有针对性地排查管道存在的安全隐患。海上平台压力管道损伤研究海上平台压力管道工艺参数海上平台压力管道主要分为生产工艺管道和生活辅助工程管道。工艺管道按照工艺系统可分为:

油气采集、油气分离、油水分离、气体干燥、油气外输等环节;

工艺管道按介质又可分为凝析油管道、生产水管道、天然气管道等。本文主要以凝析油管道、生产水管道、天然气管道作为研究对象。(

1)

凝析油、天然气和生产水管道实际生产中的工作压力最高达到

12

MPa，部分天然气外输系统管道工作压力可以达到

20

MPa。(

2)

大部分的生产水管道和凝析油管道的工作温度均在

50

℃

以下，天然气管线压缩管道及气体脱水干燥管道工作温度较高，接近

170

℃

。第

4

期 陈高俊等:

海上平台压力管道损伤分析25(

3)

平台内凝析油管线使用的材质大部分为碳钢材料(

A106

Gr．B

/

A333

Gr6，部分采用

S31803)

。生产水主工艺管线使用的是铁素体双相钢材料(

S31803)

。天然气主工艺管线材质为碳钢材料(

A106

Gr．

B

/

A333Gr6

/

API

5L

GＲ

X65)

。海上平台压力管道损伤识别检测方法本文采用壁厚测定、宏观检验、渗透检测(

PT)

、磁粉检测(

MT)

、超声检测(

UT)

、硬度检测、铁素体含量测定及金相检测为主要方法，通过抽查管道的壁厚及焊缝质量、可能的腐蚀情况、管道宏观状态、管道组成件运行状态等多方面因素，对

3

个平台

400

余条管线安全状况进行了调查研究。壁厚抽查是用来了解管道腐蚀状况的主要方法。宏观检验主要是用来了解管道外部受环境腐蚀状况及管道结构的合理性。渗透检测和磁粉检测是检测管道表面缺陷的重要方法。超声检测用来扫查管道焊缝缺陷。硬度检测、金相检测、铁素体含量检测用来对材料进行理化测试，了解材料组织形态，判定材质状态或裂纹类型。海上平台压力管道损伤案例分析采用上述检测方法对

3

个平台

400

余条管道进行安全状况调查研究，将各类损伤案例归类为腐蚀减薄、环境开裂、其他损伤三大类损伤。其中腐蚀减薄可分为层下腐蚀、内部介质影响的局部减薄、大气腐蚀;

环境开裂可分为冷裂纹环境应力导向开裂和热裂纹环境应力导向的开裂;

其他损伤包括管道弯曲形变、法兰密封面失效、设备因遭受打击而造成的材质表面破损或形变等。本文主要从外部环境因素和管道内部两方面对损伤案例进行分析。腐蚀减薄海洋环境影响的腐蚀减薄(

1)

层下腐蚀海上平台处于潮湿的海洋气候环境，对防护失效的碳钢管道会造成严重的外部腐蚀。对一些保温防护失效的碳钢管线，在工作温度低于

121

℃

的潮湿环境中［10］，隔热层下的碳钢表面容易形成片状疏松的锈皮，即常见的层下腐蚀。其主要原因是管线保温防护失效加上管材表面油漆防护失效，造成潮湿空气进入保温层中并在管道表面结露形成碱性环境。此类损伤主要出现在存在凝结水且保温防护失效的管道(

图

1)

。(

2)

大气腐蚀根据检测分析，发现潮湿的海洋环境对于裸露的图

1

冷凝水管线层下腐蚀碳钢管线存在较严重的大气腐蚀。在对迎风向上的管线进行宏观检验时，发现管线外部腐蚀要比背风向或无风区域的管道严重得多;

垂直于甲板面的管道受损情况要好于平行甲板近表面的管道。假定将平行于甲板面的管子方向定为

Y

轴方向(

图

2)

，当海风沿Z

轴正面吹向管道时，最前排管线外表面腐蚀非常严重。当风向沿

Y

轴平行时，其外部受损较小。海洋大气区域温度高、湿度大，空气中盐含量高;

当带有潮湿含盐雾气的海风正面吹向管道时，在最前排管线金属表面形成一层极薄的含盐湿气膜，从而在碳钢表面形成离子电离环境，在氧气作用下发生电化学腐蚀，造成管道全面减薄(

图

3)

。由于最前排管道的阻挡作风，使得海风中的大部分水气在前排管道上附着并形成水气薄膜，从而减轻了后排管线的腐蚀。在背风区域，则易形成另一种大气腐蚀减薄，其主要表现形式为碳钢表面的局部点蚀。由于局部区域防腐油漆破损或者未能有效防护，具有碱性的露水附着在碳钢表面，构成电化学腐蚀环境，局部侵蚀碳钢，形成点蚀坑(

图

4)

。1．3．1．2图

2

管道迎风示意图管道内部介质因素导致的腐蚀减薄从海底开采上来的油气混合物含有较高酸性物质(

CO2

、H2

S、CO

等)

及硫酸还原菌等微生物，易造成管线死角垢蚀。尽管通过油气采集、油气分离、油水分离、气体干燥等过程将酸性物质进行了分离，但残留的酸性物质仍是影响管道内部腐蚀的重要因素。26PipelineTechnique

and

Equipment Jul.

2020图

3

迎风向管线大气腐蚀全面减薄图

4

大气腐蚀局部减薄对于大部分酸性介质较强的工艺流程(

如生产水、井底油气混合物等)

，管道采用了抗酸性较强的双相钢材质，酸性介质对此类管线的壁厚减薄影响较小。然而，平台上的凝析油、天然气管线均采用碳钢管线。在一些流速较慢或低洼处易发生酸性物质聚集，形成酸性环境，从而加剧管道的腐蚀速率，形成局部减薄(

图

5)

。图

5

凝析油过滤器下部出口碳钢管线腐蚀减薄(

管道规格

DN50×5．54

mm)环境开裂海上平台大部分工艺用压力管道的最高工作压力可达

10

MPa，部分管道最高工作压力可达

20

MPa，这使管道承受着较高应力水平，在海洋环境因素影响下，易引起管道缺陷或者裂纹扩张直至发生断裂。通过磁粉、渗透、超声等多种技术方法发现海上平台管道存在环境开裂型裂纹，对其中两处较严重的裂纹进行了详细分析。双相钢上热裂纹在某凝析油双相钢管线焊缝上发现一处裂纹(

图6)

，经过对焊缝材料材质检测，发现焊缝裂纹区域的硬度值、铁素体含量都明显低于正常值，其中铁素体含量更是接近于奥氏体不锈钢

2．

7%(

正常双相钢的铁素体含量为

35%

～

50%

之间)

。此管线的工作压力为

3．4

～

11．7

MPa，工作温度为

14．7

～

40

℃

。裂纹发现部位为焊缝外表面，可排除材质发生脱碳以及材质劣化的可能性。经金相检测，发现该管线裂纹末端分叉较多，具有热裂纹的形态特征。因此初步判断该裂纹的形成是由于误用奥氏体不锈钢焊条。在长期服役过程中，管道压力随着不同时间段的产量要求进行循环调整，并且奥氏体不锈钢焊条的强度要明显低于双相钢，多种因素导致了裂纹扩张延伸至焊缝表面。图

6

双相钢热裂纹宏观形态因此针对此类由于误用奥氏体不锈钢焊条导致裂纹产生的情况，应加强对双相钢焊缝的铁素体含量检测(

整圈

4

个方向)

，及时发现铁素体含量异常的焊口，并进行金相分析，同时增加渗透检测的比例。对该处裂纹进行过超声检测时，未发现明显缺陷回波信号，但在进行返修时，发现裂纹深度达

6

mm。这种情况是由于奥氏体不锈钢金相组织较铁素体不锈钢金相组织大，容易在两种材质的结合面处形成透射层，声波即使能做到有效穿透，却不一定能接收到缺陷的反射回波，因此需特别说明的是，超声检测对于此类特殊情况的检测具有一定的局限性，在检测过程中需甄别这种异常情况。1．3．2．2 碳钢管道上冷裂纹在某天然气外输管线上发现一条长约

40

mm、高度

7

mm

的裂纹(

图

7)

。其裂纹形态主要是沿着焊趾垂直向下延伸，同时沿着焊趾环向延伸并在裂纹末端扩张至焊缝上(

在对裂纹进行消缺过程中未发现未熔合，且裂纹是在焊趾上垂直向下)

。分析认为该裂纹形成原因是在焊接过程中焊接接头存在淬硬组织使材料性能脆化;同时焊接中产生扩散氢在冷却中未有效扩散而在焊接缺陷部位集结，造成了局部氢分压增大;

并且焊接时对管件和管子做了限位，冷却过程中温差变化导致的形变受到限制，从而产生拘束应力。焊缝接头含有缺陷的淬第

4

期

陈高俊等:

海上平台压力管道损伤分析

27硬组织，在氢分压和拘束应力影响下产生开裂。正常情况下，氢分压在形成裂纹后释放，在无外力作用下，裂纹不具备扩展条件。该裂纹扩展是因为该条管线具有较高的工作压力(

7．9

～

11．28

MPa)

，管道受到的应力较大，使其不断沿焊缝周向进行扩大。图

7

碳钢冷裂纹宏观形态1．3．3

其他损伤海上平台上的其他损伤主要涉及以下方面:

管道弯曲形变、法兰密封面失效、管道长期遭受风载等疲劳载荷失效、管件遭受外力打击而形成的材质表面破损或形变。管道的弯曲形变主要是部分支撑架腐蚀脱落或断裂造成的。由于平台的高压管线控制阀体积大、质量重，支撑架断裂(

管道或阀门支撑架断裂)

会影响管线受力分布，严重时会造成整个管线的弯曲形变甚至诱发焊口产生裂纹(

南海某平台发生过由于支撑架分布不合理，加上阀门附近焊口本身材质不达标等多种因素，导致阀门附近焊口发生开裂)

。应加强对管道支撑架的宏观检查，必要时增加表面检测，对存在控制阀的前后法兰焊缝及相邻管件焊缝加强常规检验的同时注意排查支撑架的锈蚀情况，存在断裂情况及时更换。海上平台的工艺管道及设备的高压工作特性对密封性有着严格要求。设备在长期复杂条件下运行中，会出现法兰密封面微量泄漏的情况。因此，要加强法兰密封面的检测，及时排查异常部位，做好隔离与防护，方便停产之前做好检修计划。对于此类法兰密封面检测，应重点查看各类阀门、设备法兰连接处、仪表连接处等位置。检漏方法包括泡沫法、可燃气报警仪、专业

VOC

检测等。除上述损伤外，海上平台还存在着较常见的、因物体打击而造成的材质表面变形或破损的情况。此类情况主要是日常生产过程中撞击设备而造成的。2

结束语本文以

400

余条压力管道安全状况为调查研究对象，对海上平台管道损伤模式以实例的方式进行了分析，结合研究结果，建议在以下几个方面加强对海上平台管道安全隐患的排查及预防:(

1)

针对层下腐蚀，可通过热成像检测设备查看隔热层防护状态，同时使用导波或涡流对异常区域未拆除绝热层部位进行一定条件下的截面腐蚀减薄量检测，可有效监控管道的层下腐蚀。对于异常区域，应重做该区域的管道保温及防腐。对于大气腐蚀损伤，应加强对管线与设备的定期巡查，做好宏观检验工作，发现存在防腐层破损时更换防腐油漆。另外，对于常年处于迎风口附近的管线或者设备反复出现严重的大气腐蚀，可考虑在设备或者管线附近设置挡风装置，避免海风直接接触，或者考虑采用阴极保护措施。对于由于管道内部介质引起的局部减薄，在实际检测中应加强对管道介质流速缓慢区域壁厚抽查(

例如凝析油过滤器下部出口管段、天然气冷却器的出口管段等)

。对于一些特殊部位，可以考虑增加管子倾角、提高介质流动速度，或提高管道材质等级规格。从而预防此类损伤失效的发生。(

2)

文中提到的两类环境开裂型裂纹，由于此类损伤的形成具有特定条件及时间因素，因此在焊缝抽查时一定要具有针对性。对于一些关键动设备进出口附近焊缝一定要进行抽查。同时增加对现场组焊焊接接口焊缝质量的抽查。技术方面，采用超声检测、表面检测、金相检测、铁素体测定为主，必要时采用相控阵、TOFD、射线等方式，加强对焊缝质量的监