油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕檢測(cè)評(píng)估技術(shù)研究與應(yīng)用

龍媛媛，王遂平，劉 瑾，石仁委，柳言國(guó)

（勝利油田技術(shù)檢測(cè)中心腐蝕與防護(hù)研究所，山東東營(yíng) 257000）

油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕檢測(cè)評(píng)估技術(shù)研究與應(yīng)用

龍媛媛，王遂平，劉 瑾，石仁委，柳言國(guó)

（勝利油田技術(shù)檢測(cè)中心腐蝕與防護(hù)研究所，山東東營(yíng) 257000）

油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕檢測(cè)評(píng)估已成為確保原油安全輸送的關(guān)鍵技術(shù)。文章對(duì)管道可能存在的腐蝕失效形式進(jìn)行了剖析，提出了一套綜合利用坐標(biāo)測(cè)繪、雙頻電流衰減法、直流電位梯度法、密間隔管地電位測(cè)試法、雜散電流檢測(cè)法、瞬變電磁法對(duì)油氣長(zhǎng)輸管道進(jìn)行檢測(cè)評(píng)估的方法和利用Honeywell Predict Pipe 3.0軟件對(duì)輸氣管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)估的方法。文章結(jié)合工程實(shí)例說明了該技術(shù)的應(yīng)用，并指出利用該技術(shù)可在非開挖不停輸?shù)那疤嵯?，?shí)現(xiàn)對(duì)油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕與防護(hù)狀況的完整評(píng)價(jià)。

油氣長(zhǎng)輸管道；腐蝕失效形式；非開挖外檢測(cè)；內(nèi)腐蝕評(píng)估

0 引言

原油管道輸送在國(guó)民生活和生產(chǎn)中發(fā)揮著不可替代的作用。2010年6月25日第十一屆全國(guó)人民代表大會(huì)常務(wù)委員會(huì)第十五次會(huì)議正式通過了 《中華人民共和國(guó)石油天然氣管道保護(hù)法2010》，明確規(guī)定：“管道企業(yè)應(yīng)當(dāng)定期對(duì)管道進(jìn)行檢測(cè)、維修，確保其處于良好狀態(tài)；對(duì)管道安全風(fēng)險(xiǎn)較大的區(qū)段和場(chǎng)所應(yīng)當(dāng)進(jìn)行重點(diǎn)監(jiān)測(cè)，采取有效措施防止管道事故的發(fā)生”。到目前為止，我國(guó)鋪設(shè)的100 km以上的原油長(zhǎng)輸管道已有60余條，總里程已超過5.5萬km，隨著服役時(shí)間的延長(zhǎng)，管道陸續(xù)進(jìn)入了腐蝕事故高發(fā)期，特別是對(duì)于輸送含有CO2、H2S等有害成分的輸氣管道，一旦發(fā)生泄漏或爆裂將引起不可估量的損失，因此如何通過檢測(cè)評(píng)估，最大限度地檢出油氣長(zhǎng)輸管道存在的腐蝕、變形、占?jí)?、盜漏等隱患，通過內(nèi)腐蝕評(píng)估對(duì)輸氣管道實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)布控，已成為確保原油長(zhǎng)輸管道安全輸送的關(guān)鍵技術(shù)。為給油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕檢測(cè)評(píng)估提供技術(shù)支持，本文在對(duì)油氣長(zhǎng)輸管道可能存在的腐蝕失效形式進(jìn)行深入剖析的基礎(chǔ)上，提出了一套綜合利用坐標(biāo)測(cè)繪、雙頻電流衰減法、直流電位梯度法、密間隔管地電位測(cè)試法、雜散電流檢測(cè)法和瞬變電磁法對(duì)油氣長(zhǎng)輸管道進(jìn)行檢測(cè)評(píng)估的適用技術(shù)，以及利用Honeywell Predict Pipe 3.0軟件對(duì)輸氣管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)估的方法，并舉例說明了該技術(shù)的應(yīng)用情況。

1 油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕失效形式分析

1.1 原油長(zhǎng)輸管道腐蝕失效形式分析

由于原油長(zhǎng)輸管道輸送介質(zhì)為凈化油，通常不存在由管道輸送介質(zhì)引起的內(nèi)腐蝕，管道發(fā)生腐蝕、損傷的部位只可能出現(xiàn)在由于施工質(zhì)量、自然老化或人為破壞而引起的管道外防腐層老化或破損處，管道外防腐層老化、破損處的管體是否發(fā)生腐蝕，則取決于該處管段的陰極保護(hù)狀態(tài)是否有效和該處是否存在雜散電流干擾，同時(shí)外防腐層破損嚴(yán)重可使管段難以極化，導(dǎo)致陰極保護(hù)失效[1]。

1.2 天然氣長(zhǎng)輸管道腐蝕失效形式分析

天然氣長(zhǎng)輸管道除具備與原油長(zhǎng)輸管道相同的上述腐蝕特征外，對(duì)于高含CO2、H2S等有害成分的輸氣管道，由于脫水工藝流程的不穩(wěn)定，引起管道局部積水，從而導(dǎo)致的管道腐蝕或氫脆開裂，也是一種極具危害性的腐蝕失效形式。

2 檢測(cè)評(píng)估方案與技術(shù)

針對(duì)上述管道可能存在的腐蝕失效形式，為確定管道是否發(fā)生腐蝕和發(fā)生腐蝕的具體部位，制訂以下檢測(cè)方案。

2.1 管道探測(cè)及高精度測(cè)繪檢測(cè)

精確探測(cè)管道全線坐標(biāo)、埋深及高程變化，為后續(xù)檢測(cè)奠定基礎(chǔ)，同時(shí)確定管道被占?jí)汉痛┰降木唧w區(qū)段，另外根據(jù)管道高程的變化還可預(yù)測(cè)管道可能存在積水的部位。

2.2 外防腐層防護(hù)狀態(tài)檢測(cè)與評(píng)價(jià)[2]

（1）利用雙參數(shù)電流衰減法[3]，通過采集管道4 Hz和128 Hz電流，依據(jù)Q/SH0314-2009《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕與防護(hù)檢測(cè)技術(shù)規(guī)程》，利用管道外防腐層絕緣電阻和視電容率兩項(xiàng)參數(shù)，可評(píng)價(jià)管道外防腐層的老化狀況、充水或剝離程度，確定外防腐層防護(hù)性能等級(jí) （見表1），初步篩選出管道所有可能存在腐蝕的區(qū)段。

表1 管道外防腐層性能分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[4]

（2）利用直流電位梯度法 （DCVG）全線查找、定位管道外防腐層破損點(diǎn)，定量計(jì)算外防腐層破損點(diǎn)的破損面積，并通過腐蝕電流的流向判斷外防腐層破損點(diǎn)處管體的腐蝕活性：腐蝕電流流出的位置管體發(fā)生腐蝕，而腐蝕電流流入的位置管體不會(huì)發(fā)生腐蝕。

（3）綜合前兩項(xiàng)檢測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)果，提出管道外防腐層更換、大修方案。

2.3 陰極保護(hù)狀況檢測(cè)

利用密間隔管地電位測(cè)試 （CIPS）技術(shù)，以密間距 （1～3 m）檢測(cè)管道全線不包含土壤IR降的陰極保護(hù)斷電電位 （I為電流，R為電阻），以評(píng)價(jià)管道陰極保護(hù)狀態(tài)。

2.4 雜散電流腐蝕檢測(cè)

利用英國(guó)雷迪最新的雜散電流檢測(cè)儀 （RDSCM），對(duì)管地電位波動(dòng)大于200 mV的區(qū)段，檢測(cè)沿線動(dòng)態(tài)與靜態(tài)雜散電流的大小、方向及分布，確定雜散電流的干擾電流源，提出排流治理措施。

2.5 管體腐蝕狀況不開挖檢測(cè)評(píng)價(jià)

對(duì)經(jīng)以上檢測(cè)步驟評(píng)價(jià)出的管道所有可能發(fā)生腐蝕或失效問題的管段，利用瞬變電磁 （TEM）技術(shù)進(jìn)行管體剩余平均壁厚檢測(cè)[5]，評(píng)價(jià)管體腐蝕程度 （見表2），并通過強(qiáng)度校核，確定管道是否可繼續(xù)安全服役，提出需進(jìn)行管段更換或管體補(bǔ)強(qiáng)的具體部位。

表2 管體腐蝕剩余壁厚評(píng)價(jià)分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)[4]

2.6 管道隱藏盜油點(diǎn)判別

組合利用電位梯度法、瞬變電磁法、可燃?xì)怏w濃度等檢測(cè)技術(shù)，通過采集被測(cè)管道坐標(biāo)、埋深、電壓梯度、分支信號(hào)、背景參數(shù)、管體平均壁厚等數(shù)據(jù)，綜合分析定位各類隱藏盜油點(diǎn)。

2.7 輸氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)估

利用Honeywell Predict Pipe 3.0軟件，參照NACE SP 0206-2006《輸送干天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)估標(biāo)準(zhǔn) （DG-ICDA）》，對(duì)輸氣管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)估。其評(píng)估步驟如下：

（1）確認(rèn)傾斜角度大于關(guān)鍵傾斜角的區(qū)域。

（2）對(duì)確定的區(qū)域進(jìn)行詳細(xì)的腐蝕情況檢查。如未發(fā)現(xiàn)腐蝕現(xiàn)象，則可斷定下游不太可能發(fā)生腐蝕。對(duì)在此位置上游的具有最大的傾斜度管道處再進(jìn)行檢查，確定兩點(diǎn)間管道完好的信息。再繼續(xù)往上游走，確認(rèn)可疑的管段并作檢查，如此反復(fù)，即對(duì)整條管道進(jìn)行了腐蝕評(píng)估。

（3）如果最有可能發(fā)生內(nèi)部腐蝕的管段經(jīng)過檢查沒有出現(xiàn)腐蝕情況，就可以確定此管道最重要的部分是完好的。如果在此發(fā)生了腐蝕現(xiàn)象，就可確定管道有潛在的損壞問題。

3 檢測(cè)應(yīng)用

3.1 原油長(zhǎng)輸管道檢測(cè)評(píng)估應(yīng)用

以中石化徐州管道局臨邑—儀征輸油管道盱眙段檢測(cè)評(píng)價(jià)為例，該管段長(zhǎng)度2.85 km，管道材質(zhì)為16 Mn，規(guī)格為D 720 mm×9 mm。

3.1.1 管道外防腐層檢測(cè)及評(píng)價(jià)結(jié)果

3.1.1.1 管道外防腐層性能評(píng)價(jià)結(jié)果檢測(cè)評(píng)價(jià)長(zhǎng)度為2 720 m，其中防腐層綜合等級(jí)為一級(jí)的管段長(zhǎng)度為2 615 m，占96.14%；綜合等級(jí)為二級(jí)的管段長(zhǎng)度為80 m，占2.94%；綜合等級(jí)為三級(jí)的管段長(zhǎng)度為25 m，占0.92%；綜合等級(jí)為四級(jí)、五級(jí)的管段長(zhǎng)度為0 m。管道外防腐層防護(hù)性能綜合評(píng)價(jià)結(jié)果為 “良”。

3.1.1.2 管道外防腐層破損點(diǎn)及腐蝕活性檢測(cè)結(jié)果

檢測(cè)評(píng)價(jià)長(zhǎng)度2 850 m，共檢測(cè)外防腐層破損缺陷6處，其中一級(jí)為一般破損，共2處，宜在適當(dāng)時(shí)候修復(fù)；二級(jí)為明顯破損，共3處，應(yīng)計(jì)劃維修；三級(jí)為嚴(yán)重破損，有1處，應(yīng)立即修復(fù) （見表3）；腐蝕活性類別均為C/C（陰極/陰極）型，即陰保電流通時(shí)呈陰性，中斷時(shí)破損點(diǎn)處管體保持極化效應(yīng)，該類型破損點(diǎn)處管體不易發(fā)生腐蝕。

表3 管道外防腐層破損點(diǎn)分布及破損等級(jí)

3.1.2 陰極保護(hù)檢測(cè)結(jié)果

管道沿線通電電位平均為-1 203 mV，斷電電位平均為-845 mV，完全受陰極保護(hù)管段占被測(cè)管段的43.51%，陰極保護(hù)狀態(tài)未達(dá)到100%；由于外防腐層連續(xù)3處破損（270、328、475m），0～475 m管段的斷電電位平均值僅為-810 mV，電位明顯正于沿線管道平均水平，處于欠保護(hù)狀態(tài)，見圖1。

3.1.3 雜散電流檢測(cè)結(jié)果

在管道150、1 002、2 084 m處分別進(jìn)行了雜散電流檢測(cè)，監(jiān)測(cè)時(shí)間為8 h。其中150 m處電流最大瞬時(shí)值為120 mA，持續(xù)時(shí)間約為3 s，為大型汽車經(jīng)過造成不屬于雜散電流的干擾；另外兩處電流瞬時(shí)值分別為41、39 mA，持續(xù)時(shí)間約為1 s，電流曲線平穩(wěn)，未發(fā)現(xiàn)雜散電流干擾跡象。

3.1.4 管體腐蝕剩余平均壁厚檢測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)果

選擇破損點(diǎn)分布密集且處于欠保護(hù)狀態(tài)的0～550 m管段進(jìn)行管體腐蝕剩余平均壁厚檢測(cè)，該段管道腐蝕剩余平均壁厚最大值為8.43 mm，壁厚最小值8.17 mm，全段評(píng)價(jià)結(jié)果均為 “良”，未檢出管道存在較嚴(yán)重的壁厚減薄，見圖2。

3.1.5 檢測(cè)結(jié)論

（1）被檢管道外防腐層性能綜合評(píng)價(jià)結(jié)果為“良”，檢出的6處外防腐層破損點(diǎn)處管體均不具有腐蝕活性，且未檢出雜散電流干擾。

（2）未檢出管道存在較嚴(yán)重的壁厚減薄，管體腐蝕剩余平均壁厚評(píng)價(jià)結(jié)果為 “良”。

（3）管道全線陰極保護(hù)狀態(tài)較差，只有43.51%的管段達(dá)到了最低保護(hù)電壓，應(yīng)盡快修復(fù)檢出的破損點(diǎn)并適當(dāng)提高陰極保護(hù)輸出功率，以實(shí)現(xiàn)管道全線陰極保護(hù)有效。

3.2 天然氣長(zhǎng)輸管道檢測(cè)評(píng)估應(yīng)用

3.2.1 檢測(cè)結(jié)果 （見圖3、圖4）

以中原油田中開線檢測(cè)評(píng)估為例，該管道規(guī)格為D 377 mm×8 mm，長(zhǎng)度為8.255 km，投產(chǎn)時(shí)間為1985年，管道輸送溫度為14℃、輸送壓力為1.3 MPa，天然氣成分中CO2含量占1.42%。

經(jīng)評(píng)估，多次發(fā)生脫水故障時(shí)管道內(nèi)部存在積水腐蝕現(xiàn)象，關(guān)鍵傾角 （可能發(fā)生積水的角度）為0.36°，平均存水率約0.1%，最大內(nèi)腐蝕速率為0.62 mm/a。發(fā)生脫水故障時(shí)管道沿線可能出現(xiàn)的最大內(nèi)腐蝕速率見圖3。

利用TEM技術(shù)對(duì)管道管體腐蝕剩余平均壁厚進(jìn)行不開挖檢測(cè)，管道平均壁厚減薄超過5%的測(cè)點(diǎn)見圖4。

對(duì)比分析圖3及圖4可知：

（1）在管道1 418 m之前，共檢出15處平均壁厚減薄超過5%的測(cè)點(diǎn)，計(jì)算預(yù)測(cè)發(fā)生內(nèi)腐蝕位置與實(shí)測(cè)發(fā)生內(nèi)腐蝕位置吻合。

（2）在管道超過1 500 m以后，即使在1 900 m附近 （1.9°傾角，遠(yuǎn)大于臨界傾角0.36°），再無明顯壁厚減薄被檢出，即1 500 m后管道未發(fā)生過積水內(nèi)腐蝕。

3.2.2 評(píng)估結(jié)論

利用輸氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)估技術(shù)評(píng)估確定的管道存在內(nèi)腐蝕部位與TEM實(shí)測(cè)出的壁厚減薄部位基本吻合，證明了輸氣管道內(nèi)腐蝕評(píng)估技術(shù)是準(zhǔn)確和可行的。

[1]龍媛媛，石仁委，柳言國(guó)，等.油田埋地管線腐蝕檢測(cè)與防護(hù)[J].石油化工腐蝕與防護(hù)，2009，26（6）：14-17.

[2]衣紅兵，牟宗元，王學(xué)國(guó).油田埋地管道防腐層檢測(cè)方法[J].石油工程建設(shè)，2010，（2）：112-113.

[3]石仁委，龍媛媛.油氣管道防腐蝕工程[M].北京：中國(guó)石化出版社.2008.44-48.

[4]Q/SH 0314-2009，埋地鋼質(zhì)管道腐蝕與防護(hù)檢測(cè)技術(shù)規(guī)程［S］.

[5]蘇建國(guó)，龍媛媛，柳言國(guó)，等.管壁厚度與缺陷外檢測(cè)技術(shù)的現(xiàn)狀［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2009，28（5）：56-58.

Research and Application of Corrosion Detection and Evaluation Techniques for Long-distance Oil and Gas Pipelines

LONG Yuan-yuan（Corrosion&Protection Research Institute of Technology Testing Center of Shengli Oilfield， Dongying 257000， China）,WANG Sui-ping,LIU Jin,et al.

The corrosion detection and evaluation for long-distance oil and gas pipelines has been a key technique to ensure crude oil transportation safety.This paper analyzes possible pipeline failure modes induced by corrosion and provides a set of corrosion detection and evaluation methods for long-distance pipelines which comprehensively utilizes coordinate mapping， dual-frequency pipeline current map （PCM）,direct current voltage gradient （DCVG）,close interval potential supervision （CIPS）,stray current method （SC） and transient electromagnetic method （TEM），as well as applies software Honeywell Predict Pipe 3.0 to evaluate internal corrosion of long-distance pipelines.Some engineering application examples are given.The results show that corrosion and protection status of long-distance oil and gas pipelines under the conditions of trenchless and continuing transportation operation can be integratively evaluated by using the technology.

long-distance oil and gas pipelines;corrosion failure mode;trenchless;internal corrosion evaluation

TE980.2

B

1001－2206（2011）06－0027－04

龍媛媛 （1979-），女，遼寧沈陽人，高級(jí)工程師，2004年畢業(yè)于沈陽化工學(xué)院，碩士，現(xiàn)從事管道及設(shè)備的腐蝕防護(hù)及管理工作。

2011-01-13