采氣管線安全性

1、天然氣采氣管線狀態(tài)評估及壽命預(yù)測淡勇 李俊菀 朱哲(西北大學(xué))摘要:本文對某天然氣采氣廠采氣管線的宏觀檢測、焊縫質(zhì)量檢測、材料理化檢測及管材力學(xué)性能測試等方面的檢驗內(nèi)容和方法給予介紹，對檢查和檢測的結(jié)果進(jìn)行安全性分析，根據(jù)相應(yīng)的規(guī)范對管線的剩余強(qiáng)度、允許承壓極限進(jìn)行了定量計算，采用基于有限元分析的優(yōu)化設(shè)計方法對管線的剩余壽命進(jìn)行預(yù)測，最后給出采氣管線的綜合評價。關(guān)鍵詞：天然氣；管道；檢測；狀態(tài)評估；壽命預(yù)測；有限元；優(yōu)化設(shè)計中圖分類號：TE963 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：管道輸送是天然氣的主要輸送方式之一，根據(jù)天然氣輸送管道的分類，組成和特點知，天然氣采氣管線輸送的介質(zhì)為未經(jīng)凈化的原料氣，其

2、工作壓力高，硫、水、二氧化碳等雜質(zhì)的含量較高，腐蝕性大。對采氣管線進(jìn)行定期分析、檢測，準(zhǔn)確了解其運(yùn)行狀況，對及早采取有力防護(hù)措施、降低管線維修和更換費用、為采氣管線安全運(yùn)行管理措施的制定提供可靠的依據(jù)以及保障采氣管線的正常、安全、最優(yōu)狀態(tài)下的運(yùn)行有著重要的意義。本文以某天然氣采氣廠采氣管線的狀態(tài)評估為例，通過采氣管線的宏觀檢查、腐蝕機(jī)理分析、材料理化檢測、材料力學(xué)性能測試等方面介紹輸氣管道全面檢測的內(nèi)容和方法；通過對采氣管線剩余強(qiáng)度、允許承壓極限以及剩余壽命的定量計算等方面介紹輸氣管道的安全性評估的內(nèi)容和方法，以便為油氣輸送管線及化工生產(chǎn)中的壓力管道的檢測和安全性分析提供參考。1. 采氣管線運(yùn)

3、行狀態(tài)在數(shù)千口氣井中，選取壓力高，含硫量大，運(yùn)行時間長的一單井采氣管線，進(jìn)行檢測，該管線長4.91千米長，于2002年11月12日投入使用，至今已安全運(yùn)行6年多了，其用材規(guī)格和運(yùn)行參數(shù)見表1。表1 受檢管線規(guī)格及運(yùn)行參數(shù)管線規(guī)格mmxmm工作壓力MpaH2S含量mg/m2產(chǎn)水礦化度mg/L氣水比m3/m3CO2含量%89x1014.66158.832619.49179145.0772.管段檢測2.1宏觀檢測根據(jù)使用單位多年的經(jīng)驗和對受檢管線的綜合分析，在4.91千米長的受檢管線上選取兩段具有代表性管段進(jìn)行開挖，截取檢測。截取的受檢管段一節(jié)是帶有焊縫的直管段。一節(jié)是帶有焊縫的彎管段。2.1.1外

4、表面檢測對于選定的受檢管段區(qū)，通過開挖檢查可見，為防止管道外壁的腐蝕，在原施工時在管道外壁噴涂有加強(qiáng)級環(huán)氧粉末涂料進(jìn)行保護(hù)，在焊縫處及兩側(cè)50mm左右范圍內(nèi)用膠粘劑粘貼著橡膠進(jìn)行保護(hù)。通過宏觀檢查可見，管道外壁的絕緣保護(hù)層有損傷脫落、老化、鼓泡現(xiàn)象，在損傷部位有明顯的銹蝕，見圖1。 (a)直管段 (b)彎管段圖1 管線外表面損傷情況2.1.2內(nèi)表面檢查為了檢查管道內(nèi)表面的損傷情況，將截取的兩節(jié)管段進(jìn)行剖分。宏觀檢查發(fā)現(xiàn)，管道內(nèi)表面不同程度地附著著有黑色和黑褐色的腐蝕產(chǎn)物，清除腐蝕產(chǎn)物后，沒有發(fā)現(xiàn)明顯的腐蝕，借助放大鏡觀察盡在局部范圍內(nèi)可見一些小麻點狀的蝕坑。另外介質(zhì)對直管段的沖刷現(xiàn)象也不明顯，

5、只在彎管段可見沖刷痕跡。管道內(nèi)壁腐蝕、沖刷形貌見圖2。 (a)直管段 (b)彎管段圖2 管道內(nèi)壁損傷情況2.2焊接質(zhì)量檢測通過宏觀和X-射線檢測方法(RT)，對受檢管段的焊縫質(zhì)量進(jìn)行檢測，檢測結(jié)果表明: 直管段焊縫內(nèi)壁存在未焊透缺陷，彎管段存在不同程度的氣孔和夾渣，見圖4。根據(jù)JB/T4730-2005承壓設(shè)備無損檢測對焊縫缺陷進(jìn)行評級，其檢測和評級結(jié)果見表3。表3 焊縫質(zhì)量檢測結(jié)果受檢管段夾渣、氣孔咬邊未焊透錯邊評級直管段氣孔無L=32mm ，d=2mm無級彎管段氣孔、夾渣無無無級2.3理化檢測2.3.1化學(xué)成分管線取樣經(jīng)化學(xué)成分分析，其結(jié)果見表4。表4 管線化學(xué)成分分析結(jié)果(w,%)材料及

6、標(biāo)準(zhǔn)CMnSiSP CrCuMgV受檢段母材0.230.550.250.0280.0230.00650.13<0.01<0.01GB3087-19990.17-0.230.35-0.650.17-0.370.0350.0350.25<0.25- 由表3可見，管線取樣段的化學(xué)成分符合GB3087-1999中對20#鋼管的化學(xué)成分要求。2.3.2金相組織分析 在受檢直管段的母材區(qū)、焊縫熱影響區(qū)及焊縫區(qū)分別取樣，以4%的硝酸酒精為浸蝕劑，在500x的NEPHOT21金相顯微鏡下，觀察試樣的金相組織，其結(jié)果見圖4。 (a) 母材區(qū)金相組織 (b) 焊縫區(qū)金相組織 (c) 細(xì)金區(qū)金相組

7、織 (d) 粗金區(qū)金相組織圖4 管段的金相組織對母材區(qū)、焊縫熱影響區(qū)及焊縫區(qū)的金相組織進(jìn)行觀察和分析后認(rèn)為：(1)母材區(qū)的鐵素體+珠光體組織及分布擬無變化；(2)細(xì)金區(qū)組織均勻，鐵素體、珠光體擬無變化；(3)焊縫區(qū)針狀鐵素體形態(tài)清晰，擬無變化；(4)熱影響區(qū)的組織由大變小(粗金區(qū)到細(xì)金區(qū))。2.3.3氫致裂紋檢測上述腐蝕機(jī)理分析結(jié)果表明，采氣管線的腐蝕主要是以氧和硫化氫腐蝕為主，其中硫化氫腐蝕可能會引起氫致裂紋、氫鼓泡、氫致應(yīng)力腐蝕及應(yīng)力主導(dǎo)氫誘發(fā)裂紋。為此，在受檢管段木材上取8個10mm寬規(guī)格的矩形試樣，在NEOPHOT21金相顯微鏡下分別選取50或100的放大鏡倍數(shù)，按GB/T1997 和

8、GB8650 的規(guī)定對試樣進(jìn)行多視域的連續(xù)的氫致裂紋檢測。檢測結(jié)果表明在母材、焊縫及焊縫缺陷部位均未發(fā)現(xiàn)由硫化氫所引起的氫致裂紋現(xiàn)象。3.腐蝕機(jī)理分析和測定3.1腐蝕機(jī)理分析 影響天然氣采氣管線腐蝕的因素很多，根據(jù)采氣廠提供的資料顯示,采氣管線輸送的天然氣中的水、硫化氫和二氧化碳含量較高(見表1)。水是造成管道發(fā)生電化學(xué)腐蝕、應(yīng)力腐蝕開裂和氫致裂紋的主要原因；硫化氫是管線發(fā)生腐蝕的主要介質(zhì)，可引起氫的去極化腐蝕和硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂；二氧化碳是引起管線腐蝕的另一個因素，二氧化碳溶于水的化學(xué)過程為其腐蝕機(jī)理作用有：CO2溶于水后增加了水中的H+濃度，降低了水中的PH值，使管線產(chǎn)生去極化腐蝕；當(dāng)溫度

9、升高時，碳酸的溶解度增加，H+濃度增加，促使腐蝕發(fā)生；當(dāng)氧存在時，與CO2的共同效應(yīng)腐蝕速率提高。3.2腐蝕產(chǎn)物測定分析通過XRD檢測表明，管線外壁防腐層損傷部位的腐蝕產(chǎn)物主要是Fe(OH)3和Fe2(OH)3混合物；管線內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物主要是Fe3O4、SiO2、FeSO9、FeO、和2Fe(OH)SO4,其中Fe3O4含量為34%，2Fe(OH)SO4含量為22.75%。研究表明，管線外壁的腐蝕主要是由土壤中導(dǎo)電介質(zhì)等引起的腐蝕；管線內(nèi)壁的腐蝕主要是由H2O、H2S和CO2等雜質(zhì)引起的化學(xué)腐蝕和電化學(xué)腐蝕。3.3腐蝕速率測定根據(jù)對管段內(nèi)壁局部小麻點蝕坑的檢測表明，管內(nèi)壁局部小蝕坑深度小于0.

10、2mm，蝕坑的密度也小于2.5x103個/m2,按ASTM practice G46-76 對點蝕程度的評定分級，管線的腐蝕屬于不到1級的輕微點蝕，按均勻腐蝕處理，對剖開受檢管段進(jìn)行壁厚測量，見表2。從壁厚測試結(jié)果中去掉1個最大值，然后再取3個最大值的平均值定為壁厚最大值，則：平均腐蝕速率=(壁厚最大值-壁厚平均值)/運(yùn)行的年限，計算結(jié)果見表2。表2 壁厚測定和腐蝕速率計算結(jié)果受檢管段測量壁厚/mm平均腐蝕速率mm/a直管段10.20 10.40 10.20 10.70 10.50 10.40 10.80 10.80 10.38 10.38 10.36 10.72 0.092彎管段9.32 9

11、.22 9.10 9.12 8.74 8.64 8.96 8.14 7.92 10.82 10.00 9.92 9.84 9.92 0.165從表2可見，直管段的壁厚測量值大于彎管段的壁厚測量值，直管段的腐蝕速率小于彎管段。原因一是彎管段在彎制加工過程中造成壁厚減薄，二是在彎管段介質(zhì)流速大，加劇了沖刷腐蝕。4.管段的力學(xué)性能測試4.1靜拉伸性能測試根據(jù)受檢管段腐蝕檢測及焊縫質(zhì)量檢測結(jié)果，按GB/T228 實施指南和GB2651 試驗方法，在受檢管段的母材處和缺陷焊縫處取樣，測試其拉伸性能，并把測試結(jié)果與GB3087 的數(shù)值進(jìn)行比較，其測試結(jié)果見表5。表5 管線拉伸性能測試結(jié)果受檢管段取樣個數(shù)取

12、樣位置缺陷類型ReL/MpaRp0.2/MpaRm/MpaA(%)備注直管段4焊縫1焊縫2母材1母材2氣孔、未焊透340325335360-49047550549530.030.522.521.5斷母材斷母材斷母材斷母材彎管段GB30873焊縫1焊縫2焊縫3氣孔、355-245- 380365 540 480 545410-55017.55.012.520斷母材斷焊縫斷焊縫由表5可見，彎管段的試件2#,3#斷于焊縫處，其余試件均斷于母材，試樣的延伸率小于GB3087規(guī)定值的20%，以上結(jié)果表明，管線的腐蝕缺陷以及焊縫缺陷明顯的影響了管材的力學(xué)性能。4.2硬度測試硬度是材料的重要力學(xué)性能指標(biāo)，和

13、材料的強(qiáng)度有一定的關(guān)系，為了了解焊縫區(qū)、熱影響區(qū)、母材區(qū)的強(qiáng)度變化，對受檢管段的焊縫-熱影響區(qū)-母材的硬度做了顯微硬度測試，其結(jié)果見圖5。圖5 焊縫區(qū)顯微硬度曲線從圖5可見，受檢管段焊縫、熱影響區(qū)、母材的硬度最大值為190.6HV，小于NACE ME-0175 標(biāo)準(zhǔn)對管材硬度的規(guī)定值(不超過248HV)5.安全性分析5.1剩余強(qiáng)度評價 根據(jù)GB/T19624中對未焊透缺陷的評價方法和缺陷管道適用性評價技術(shù)，對含未焊透缺陷的直管段進(jìn)行安全性分析。根據(jù)CVDA-84，把直管段中的未焊透缺陷(L=32mm,d=2mm)簡化為表面缺陷，由ASME規(guī)范和WilloughbyDavey斷裂力學(xué)混合計算方法

14、，對未焊透缺陷進(jìn)行剩余強(qiáng)度計算。 (1)Pi/PLo計算 無缺陷管道的極限內(nèi)壓PLo計算如下：其中Ro/Ri為管道外、內(nèi)半徑之比；s為管道材料屈服極限，小于GB/T19624中的規(guī)定值0.3。 (2)未焊透相對深度和相對環(huán)向長度 缺陷規(guī)則化無量綱化處理后，相對深度c=0.20對環(huán)向長度b=0.3，可見受檢管段上未焊透缺陷的c和b值均未超過GB/T19624中規(guī)定的容許值(當(dāng)0.25<b<0.50時，c0.4)，說明含有該尺寸未焊透缺陷的管線是免于評定的，即表明該采氣管線在目前狀態(tài)下可安全運(yùn)行。 (3)剩余強(qiáng)度評價 根據(jù)斷裂力學(xué)理論，按斷裂失效模式的劃分規(guī)定，含未焊透缺陷的直管段屬于

15、脆性斷裂失效模型，采用ASME-B31G 提供的下列公式計算剩余強(qiáng)度。 式中：剩余強(qiáng)度，MPa ； d 未焊透最大深度，mm； c未焊透長度的一半，mm； 管道內(nèi)壁半徑，mm； 管道壁厚，mm； 由上述計算得管線剩余強(qiáng)度為313.5Mpa，而管線的設(shè)計壓力是24Mpa,現(xiàn)在工作壓力為14.6Mpa，則管線的安全系數(shù)Nsafe(313.50Mpa/24Mpa)大于10，可見該采氣管線在14.6Mpa壓力下運(yùn)行是安全的。5.2最大允許承壓計算采用修正的ASME-B31G準(zhǔn)則，按下列公式計算管線的極限承壓： 式中：p軸向缺陷剩余強(qiáng)度，MPa；s管材的屈服極限，MPa；M膨脹因子；L腐蝕缺陷長度，mm

16、；t管道壁厚，mm；D管道外經(jīng)，mm；d腐蝕缺陷深度，mm； F設(shè)計參數(shù)，取1.8； 膨脹因子； 由上述計算得，管線極限承壓為48.44Mpa，而管線的設(shè)計壓力是24Mpa，現(xiàn)在工作壓力為14.6Mpa，取安全系數(shù)1.8，則該采氣管線的最大允許承壓為26.91Mpa。6.剩余壽命預(yù)測 工程中管道的最小允許壁厚可采用Barlow公式tmin=PD/(2s)計算，但該式只考慮了管材的彈性范圍，沒有考慮無缺陷區(qū)域的影響，計算所得值較保守。本文采用基于有限元分析的優(yōu)化設(shè)計方法得到最小允許壁厚tmin，通過測量得到管道的剩余壁厚ts，然后痛過下式計算得到剩余壽命Tp：Tp=(ts-tmin)/R式中：R

17、為管道的腐蝕速率。6.1有限元分析模型 有限元計算模型和網(wǎng)格劃分見圖6。未焊透缺陷處理為環(huán)長32mm，深2mm的環(huán)形凹坑；邊界條件處理：縱向剖面和一個橫向剖面施加位移為零的約束，在另一個橫向剖面施加軸向載荷約束，管內(nèi)壁施加均布面載荷。圖6 有限元模型及網(wǎng)格劃分6.2失效準(zhǔn)則的確定關(guān)于等效應(yīng)力的極限值的確定目前研究沒有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)。實際應(yīng)用表明，用彈性極限準(zhǔn)則來判斷，管子的失效是非常保守的，而塑性失效準(zhǔn)則沒有考慮后屈服強(qiáng)化作用的影響，因而結(jié)果也偏保守。本文采用Bin Fu 在年提出的基于塑性失效的準(zhǔn)則，即缺陷區(qū)的最大等效應(yīng)力達(dá)到材料的拉伸強(qiáng)度時管子發(fā)生失效。6.3優(yōu)化設(shè)計定義優(yōu)化設(shè)計變量為為焊頭缺陷

18、管道的壁厚t；優(yōu)化狀態(tài)變量為缺陷區(qū)的等效應(yīng)力；目標(biāo)函數(shù)為管段的體積。采用DV Sweep掃描法，設(shè)置最大掃描次數(shù)為10次，按照單一步長在每次計算后，設(shè)計變量在變化范圍內(nèi)加以改變，獲得多個設(shè)計序列，最終確定出最佳涉及序列，即臨界狀態(tài)，此時對應(yīng)的壁厚即為管道的剩余壁厚。本文計算結(jié)果tmin=4.84mm。6.4壽命預(yù)測取受檢管段實測的最小壁厚為當(dāng)前剩余的壁厚ts=9.8mm(見表2)，取基于有限元的優(yōu)化設(shè)計計算得到的臨界剩余壁厚tmin=4.84mm，管線的平均腐蝕速率R=0.165mm/年，計算得管線的剩余壽命為 263330 小時。7.綜合評價 (1)受檢采氣管線的腐蝕主要是由介質(zhì)中的H2O、

19、H2S和CO2引起的化學(xué)和電化學(xué)腐蝕。 (2)受檢采氣管線的腐蝕速率最大值為mm/a,發(fā)生在彎管段，主要由介質(zhì)在彎管段流速的改變而加速了此段的腐蝕。 (3)受檢采氣管線的化學(xué)成分和國家標(biāo)注中規(guī)定的相符合。 (4)機(jī)械性能測試結(jié)果表明，受檢管線的力學(xué)性能下降，特別是管材的延伸率下降了20%。 (5)金相組織檢測結(jié)果表明，管道母材顯微組織為20鋼組織，晶界清晰，無劣化現(xiàn)象。母材和焊縫區(qū)也無氫致裂紋現(xiàn)象。 (6)經(jīng)計算，受檢管線的剩余強(qiáng)度為373.50Mpa；最大允許承壓極限26.91Mpa，可見管線在14.6Mpa下工作是安全的。 (7)通過基于有限元分析的優(yōu)化設(shè)計計算，管線臨界剩余壁厚為4.84mm，其剩余壽命為263330 h。參考文獻(xiàn)：State analysis and life-span