海上平台高压管道优化设计与选材

亓雪　高晶

摘 要：随着海上油气田开采的进一步深入，一些高压油气田正逐渐的被发现，高压及超高压管道的选材也随之涉及在更多的工程当中，超高压管道的出现导致管道选材常用的标准规范已不能满足设计要求，因此，高压管道材料的选用对高压油气田群的开发有着重要的现实意义和应用价值。

关键词：海洋平台;高压管道;材料选用;支管连接形式

随着海洋气田发展逐步走向深海领域，越来越多高温/高压管道应用于工程实际，管道材料的选用也成为管道设计的关键性问题。针对1号平台采用全压设计，其中涉及管线尺寸为1/2”-10”，压力温度为64.15MPa/ 110℃、 65.25MPa/50℃的管线，其中部分管线涉及10000psi压力等级，本文结合材料的腐蚀因素，机械强度，经济性等综合进行分析对比，确定高压管道压力等级、材料选择等方案。高压管道支管用特殊形式的三通连接能够满足要求。

1 管道参数

1 号平台涉及到的高压管线参数为：1.1 PF（工艺流体）系统涉及到的管线尺寸为 1/2”-10”，操作温度为 23-71℃，操作压力为 2.9-14.7 MPa，设计压力和温度为 64.15 MPa/110℃;1.2WK（压井液）系统涉及到的管线尺寸为 1/2”-3”，操作温度为 5-34℃，操作压力为58.65MPa，设计压力和温度为 65.25 MPa/50℃;操作温度为5-34℃，操作压力为 58.5MPa，设计压力和温度为 65.25 MPa/50℃。

2 腐蚀性因素

管道材料的选择是由设计压力、设计温度、材料腐蚀性、材料壁厚、种类、重量、采办周期等因素综合评价，最终选择最优材料，首先我们考虑材料腐蚀对选材的影响，下面我们从常用的碳钢、不锈钢（316L SS）、双相钢（S31803）材料来分析并确定选材。

2.1 碳钢 该项目中，碳钢管线在 CO2 含量最高情况下由于所带来的最大腐蚀量为 5mm/年，根据以往的工程经验，加入緩蚀剂可以抑制腐蚀速率，按照缓蚀率 75%计算，腐蚀速率有1.1mm/年，这样考虑到缓蚀剂效应随流速等原因变化， 因此如果在高压的工艺系统选用普通碳钢达到 30 年的使用寿命是十分危险的，需要加大约 30mm 的腐蚀余量。这就需要我们考虑使用更高的材料不锈钢材料来抵御 CO2 的腐蚀。

2.2 不锈钢 所有类型的不锈钢都在一定条件下都会产生应力腐蚀，但其抗应力腐蚀能力有区别较大，其抗应力腐蚀的能力主要取决于其含镍量的多少，低含镍量的奥氏体不锈钢 316L抗腐蚀能力较差。同时，应力腐蚀的程度同温度以及氯离子的含量有关，海洋大气环境的特点是空气湿度大，含盐分多，导致海水中含有氯离子较多。当温度达到 50 摄氏度以上，奥氏体不锈钢的在海洋性大气环境下的应力腐蚀就变得十分严重。项目中涉及 50-110℃的高温，因此产生应力腐蚀开裂的可能性很大。

2.3 双相不锈钢 双相不锈钢具有奥氏体和铁素体两相，因而具有较好的耐蚀性能。

3 强度分析

根据 ASME B31.3 Ⅸ章节高压管道设计要求，仅针对内压直管进行壁厚计算。管道壁厚计算公式为：

以井口 4”管线为例对这三种材料进行比较计算，见表2。

4 支管连接件

根据 ASME B31.3 第Ⅸ章高压管道中的要求，支管件连接所示为允许的焊接支管接头详但也允许采用其他可以接受的结构形式：

5 结语

本文从腐蚀因素，机械强度，经济性等综合考虑，最终确定选用材料为双相不锈钢（S31803）;支管件连接采用 ASME B31.3 第Ⅸ章高压管道中的支管连接要求，采用三通形式进行连接。

参考文献：

[1] 海上平台建造的成本费用控制的分析[J]. 王彦博.  化工管理. 2016（29）