油气长输管道腐蚀检测评估技术研究与应用.pdf

第 3 7卷第 6期 石油工程建设 2 7 囊 黛 精 龙媛媛，王遂平，刘 瑾，石仁委 ，柳言国 胜利油田技术检测中心腐蚀与防护研究所，山东东营2 5 7 0 0 0 摘 要 油气长输管道腐蚀检测评估 已成为确保原油安全输送的关键技术。文章对管道 可能存在的 腐蚀 失效 形式进 行 了剖析 ．提 出了一套 综合 利 用 坐标 测绘 、双 频 电流 衰减 法 、直 流 电位 梯 度 法、 密 间 隔 管地 电位 测试 法 、 杂散 电流检 测 法 、瞬 变电磁 法对 油 气 长输 管道 进 行检 测评 估 的方 法 和 利 用 Ho n e y w e l l P r e d i c t P i p e 3 ． 0软件对输 气管道进行 内腐蚀评估的方法。文章结合工程 实例说 明了该技术 的应 用 ，并指 出利 用 该技 术可 在 非开挖 不停输 的 前提 下 ， 实现 对 油 气长输 管道 腐蚀 与 防 护状 况 的完 整评 价 。 关键 词 油 气长输 管道 ；腐蚀 失效 形式 ；非 开挖 外检 测 ； 内腐蚀 评估 中 图分 类号 T E 9 8 0 ． 2 文献标识 码 B 文章编 号 1 0 0 1 2 2 0 6 2 0 1 1 0 6 0 0 2 7 0 4 0 引言 原油管道输送在国民生活和生产 中发挥着不可 替代的作用。2 0 1 0年 6月 2 5日第十一届全 国人 民 代表大会常务委员会第十五次会议 正式通过了 中 华人民共和国石油天然气管道保护法 2 0 1 0 } ，明确 规 定 “ 管 道企 业 应 当定 期对 管 道 进 行检 测 、维 修 ， 确保其处于良好状态；对管道安全风险较大的区段 和场所应当进行重点监测 ，采取有效措施防止管道 事故的发生” 。到 目前为止 ，我国铺设 的 1 0 0 k m以 上 的原油 长输管 道 已有 6 O余 条 。总里程 已超过 5 ． 5 万 k m，随着 服役 时间 的延 长 ，管 道 陆续 进入 了 腐蚀事故高发期 ，特别是对 于输 送含有 C O 、H 2 S 等有害成分的输气管道 ，一旦发生泄漏或爆裂将引 起不可估量的损失 ，因此如何通过检测评估 。最大 限度地 检出油气 长输 管道存 在的腐 蚀 、变形 、占 压 、盗漏等隐患 ，通过内腐蚀评估对输气管道实施 风险点布控 ，已成为确保原油长输管道安全输送的 关键技术。为给油气长输管道腐蚀检测评估提供技 术支持 ，本文在对油气长输管道可能存在的腐蚀失 效形式进行深入剖析的基础上 ，提出了一套综合利 用坐标测绘 、双频 电流衰减法 、直流 电位梯度法 、 密间隔管地电位测试法 、杂散电流检测法和瞬变电 磁 法 对油 气长 输管 道进 行检 测评 估 的适用 技术 ，以 及利 用 H o n e y w e l l P r e d i c t P i p e 3 ． 0软件对输气管道 进行内腐蚀评估的方法 ，并举例说明了该技术的应 用 情况 。 1 油气长输管道腐蚀失效形式分析 1 ． 1 原油长输管道腐蚀失效形式分析 由于原油长输管道输送介质为净化油 。通常不 存 在由管道输送介质 引起 的内腐蚀 ，管道发生腐 蚀 、损伤的部位只可能出现在 由于施工质量 、自然 老化或人为破坏而引起的管道外防腐层老化或破损 处 ，管道外防腐层老化、破损处的管体是否发生腐 蚀 ，则取决于该处管段的阴极保护状态是否有效和 该处是否存在杂散电流干扰 ，同时外防腐层破损严 重可使管段难以极化 ，导致阴极保护失效_ l l 。 1 ． 2 天然气长输管道腐蚀失效形式分析 天然气长输管道除具备与原油长输管道相同的 上述腐蚀特征外 ，对于高含 C O 、H S等有害成分 的输气管道，由于脱水工艺流程的不稳定 ，引起管 道局部积水 ，从而导致的管道腐蚀或氢脆开裂 。也 是一种极具危害性的腐蚀失效形式。 2 检 测评 估方 案 与技术 针对上述管道可能存在的腐蚀失效形式 ．为确 定管道是否发生腐蚀和发生腐蚀 的具体部位 ，制订 以下检 测方案 。 2 ． 1 管道探测及 高精度测绘检测 精确探测管道全线坐标 、埋深及高程变化 ．为 羊 羊 ★ ★ ★ ★ 2 8 石油工程建设 2 0 1 1 年 1 2月 后续检测奠定基础 ，同时确定管道被 占压和穿越的 具体区段 ，另外根据管道高程 的变化还可预测管道 可能存在积水 的部位 。 2 ． 2外 防腐层 防护 状 态检 测与评 价[ 2 1 1 利用双参数 电流衰减法l 3 _ ，通过采集管道 4 H z和 1 2 8 Hz电流 ，依据 Q ／ S H 0 3 l d 一 2 0 0 9 埋 地 钢质管道腐蚀与防护检测技术规程 ，利用管道 外 防腐层绝缘电阻和视 电容率两项参数 ，可评价管道 外防腐层 的老化状况 、充水或剥离程度 ，确定外防 腐层防护性 能等级 见表 1 ，初步筛选出管道所 有可能存在腐蚀的区段。 表 1 管道外防腐层性能分级评价标 准[4 1 属 性 优 良 可 差 劣 等级 1 4 5 绝缘电阻 F 1 0 0 0 0～ 5 0 0 0～ 3 0 0 0～ ／ n ． m 1 0 0 0 0 ≤ 1 0 0 0 5 0 0 0 3 0 0 0 1 0 0 0 视 电容率 E 1 O 0 1 0 0～2 0 0 2 0 0～5 0 0 5 0 0～l 0 0 0 ≥l 0 0 0 ／ F ／ m 2 利用 直流 电位梯 度法 D C VG全 线查 找 、定位管道外防腐层破损点 ，定量计算外防腐层 破损点的破损面积 ，并通过腐蚀 电流的流向判断外 防腐层破损点处管体 的腐蚀活性 腐蚀电流流出的 位置管体发生腐蚀 ，而腐蚀电流流入的位置管体不 会发生腐蚀 。 3 综合前两项检测评价结果 ，提出管道外防 腐层更换 、大修方案 。 2 ． 3阴极 保护 状 况检 测 利用密间隔管地 电位测试 C I P S 技术 ，以密 间距 1～3 m检测管道全线不包含 土壤 降的 阴极保护断 电电位 ，为电流 ，R为电阻 ，以评价 管道 阴极 保 护状 态 。 2 ． 4杂散 电流腐 蚀检 测 利 用 英 国 雷 迪 最 新 的 杂 散 电 流 检 测 仪 R D S C M ，对管地 电位波动大于 2 0 0 m V的 区段 ，检 测沿线动态与静态杂散电流的大小 、方向及分布 ， 确定杂散电流的干扰电流源，提出排流治理措施 。 2 ． 5 管体腐蚀状 况不开挖检测评价 对经以上检测步骤评价出的管道所有可能发生 腐蚀或失效问题的管段 ，利用瞬变电磁 T E M技 术进行管体剩余平均壁厚检测[ 5 I ，评价管体腐蚀程 度 见表 2 ，并通过强度校核 ，确定管道是否可 继续安全服役 ，提出需进行管段更换或管体补强的 具体部位。 表 2管体 腐蚀剩 余壁厚评 价分 级标准 属性 优 良 可 差 劣 等级 1 4 5 管壁厚度平均剩余率／ ％ 1 0 0 1 0 0～9 5 9 5～9 0 9 0～8 5 ≤ 8 5 2 ． 6 管道隐藏盗油点判别 组合利用电位梯度法、瞬变 电磁法 、可燃气体 浓度等检测技术 ，通过采集被测管道坐标 、埋深 、 电压梯度 、分支信号 、背景参数 、管体平均壁厚等 数据 ，综合分析定位各类 隐藏盗油点 。 2 ． 7 输气管道 内腐蚀评估 利 用 Ho n e y w e l l P r e d i c t P i p e 3 ． 0软 件 ． 参 照 N A C E S P 0 2 0 6 2 0 0 6 输送干天然气管道 内腐蚀直 接评估标准 D G I C D A ，对输气管道进行 内腐 蚀 评估 。其 评估 步骤 如 下 1 确认倾斜角度大于关键倾斜角的区域。 2 对确定 的区域进行详细的腐蚀情况检查 。 如未发现腐蚀现象 ，则可断定下游不太可能发生腐 蚀。对在此位置上游的具有最大的倾斜度管道处再 进行检查 ，确定两点间管道完好 的信息。再继续往 上 游走 ，确 认 可疑 的管 段并 作检 查 ，如此 反 复 ，即 对整条管道进行 了腐蚀评估 。 3 如果最有可能发生 内部腐蚀的管段经过检 查没有 出现腐蚀情况 ，就可 以确定此管道最重要的 部分是完好 的。如果在此发生了腐蚀现象 ，就可确 定管道有潜在的损坏问题。 3检 测应 用 3 ． 1 原油长输管道检测评估应用 以中石化徐州管道局临邑一仪征输油管道盱眙 段检测评价为例 ，该管段长度 2 ． 8 5 k m，管道材质 为 1 6 Mn 。规格 为 D 7 2 0 m m 9 m m。 3 ． 1 ． 1 管道 外 防腐 层检 测及 评价 结果 3 ． 1 ． 1 ． 1 管道 外 防腐 层性 能评 价 结果 检测评价长度为 2 7 2 0 m，其 中防腐层综合等 级 为 一 级 的管 段 长 度 为 2 6 1 5 m， 占 9 6 ． 1 4％ ；综 合等级为二级 的管段长度为 8 0 m，占 2 ． 9 4 ％；综 合等级 为三级 的管段长度 为 2 5 m，占 0 ． 9 2 ％；综 合等级为四级 、五级的管段长度为 0 m。管道外防 腐层 防护性 能综 合评 价 结果 为 “ 良” 。 3 ． 1 ． 1 ． 2管道 外 防腐 层破损 点及腐 蚀 活性检 测 结果 检测 评 价 长 度 2 8 5 0 i n ，共 检 测 外 防腐 层 破 损 缺陷 6处 ，其 中一级为一般破损 ，共 2处 ，宜在适 第 3 7 卷第 6期 龙媛媛等 油气长输管 道腐蚀检测评估技术研究与应用 2 9 当时候修复；二级为明显破损 ，共 3处 ，应计划维 修 ；三级为严重破损 ，有 1处 ，应立 即修复 见表 3 ；腐 蚀活性类别 均为 C ／ C 阴极／ 阴极 型 ，即 阴保电流通时呈阴性 ，中断时破损点处管体保持极 化效应 ，该类型破损点处管体不易发生腐蚀 。 表 3 管道外 防腐层破损点分布及破损等级 破损点／ m 2 7 0 3 2 8 4 7 5 l 7 2 5 2 1 9 2 2 5 7 1 破损级别 二级 一级 二级 二级 三级 一级 3 ． 1 ． 2 阴极保 护检 测 结果 管 道沿 线 通 电 电位 平均 为 一 1 2 0 3 m V，断 电 电 位平均为 一 8 4 5 m V，完全受阴极保护管段 占被测管 段 的 4 3 ． 5 1 ％．阴极保 护状态 未 达 到 1 0 0 ％ ；由于外 防腐 层 连续 3处 破损 2 7 0 、3 2 8 、4 7 5 m ，0 ～4 7 5m 管段 的断电电位平均值仅为 一 8 1 0 mV，电位 明显正 于沿线管道平均水平 ，处于欠保护状态 ，见图 1 。 4 0 0 2 0 0 o o o 8 0 0 6 0 0 4 0 0 2 0 0 ； 7 l 4 剖 i 1 0 点 位／ 图 2管体腐蚀剩余 平均壁厚检测结果 3 管 道 全 线 阴极 保 护 状 态 较 差 ， 只 有 4 3 ． 5 1 ％ 的管段 达到了最低保护电压 ，应尽快修复 检出的破损点并适当提高阴极保护输出功率 ，以实 现管道 全线 阴极 保 护有效 。 3 ． 2 天然气长输管道检测评估应用 3 ． 2 ． 1检 测 结果 见 图3 、 图4 以中原油 田中开线检测评估 为例 ，该管道规 格为 D 3 7 7 mm x 8 m m，长度为 8 ． 2 5 5 k m，投产时 间为 1 9 8 5年 ，管道输送 温度为 1 4℃、输送压力 为 1 ． 3 MP a ，天然 气成分 中 C O 含量 占 1 ． 4 2 ％。 经评估 。多次发生脱水故障时管道内部存在积 水腐蚀现象 ，关键倾角 可能发生积水的角度 为 0 ． 3 6 。 ，平 均存 水率 约 0 ． 1 ％ ，最 大 内腐 蚀速 率为 0 ． 6 2 mr n ／ a 。发生脱水故障时管道沿线可能 出现 的 最大内腐蚀速率见图 3 。 宣 悒 拙 管道距离／ m 图 3 发 生脱水故障 时管道沿线 内腐蚀速率 6 ． 7 0 6 ． 6 5 6 ． 6 O 6 ． 5 5 I 6 ． 5 0 6 ．45 剖 64 0 6 ． 3 5 630 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 o o 01 2 0 0 1 4 0 0 1 6 0 0 距离／ m 图 4 管道壁厚减薄超过 5 ％的测点分布 暑 料 喇 丑 3 0 石油工程建设 2 0 1 1 年 l 2月 路 焰，文 学 中国石化阿尔及利亚管道项目管理部，江苏扬州2 2 5 0 0 9 摘 要 文章对油气长输管道腐蚀 剩余寿命评价方法的研究意义和现状进行 了分析 ，概述 了腐蚀剩 余寿命评价 的几种常用模型，着重介 绍了基于剩余强度理论的腐蚀剩余 寿命评价模型的建立过程 。 文章最后结合某厂的工程实例 ，阐述 了腐蚀剩余寿命评价方法在实际中的应用。 关键词长输管道 ；剩余寿命 ；腐蚀缺陷；评价方法 中图分 类号 T E 9 8 0 ． 2 文献标识 码 B 文章编 号 i 1 0 0 1 2 2 0 6 2 0 1 1 0 6 0 0 3 0 0 3 0 引言 随着油气长输管道数量 的增加和使用年限的增 长 ，管道的设计 、制造 、施工质量和运行管理 中的 一 些 问题逐渐暴露 出来 ，常常发生管道泄 漏等事 故。根据美 国有关部门统计资料显示 ，在长输管道 失效原 因中管道的腐蚀 占 4 3 ． 6 ％ 【 1 ] 。因此 ，必须采 用有效的腐蚀剩余 寿命评价方法对管道进行评价 ， 这样不仅 可以确定检测、维护和更换管道 的周期 ， 减少维修成本和过早更换管道的巨额费用 ，而且还 能避免恶性 管道爆 裂事故的发生 ，减少安 全事故 等 。在油气长输管道中，研究出一套可靠适用的腐 蚀剩余寿命评价方法势在必行。 1 腐 蚀剩 余 寿命评 价 方法 的研 究意 义和 研究 现状 管道中腐蚀缺陷的存在会 降低管道的强度 ，对 管道的安全运行产生巨大的隐患。出于对财力、物 力 、人力的考虑 ，不可能随时对管道进行维护 ，也 不可能对有缺陷的管道都进行更换和返修 ，因此就 必须具有～套长输管道腐蚀剩余寿命的评价准则 。 油气管道的腐蚀剩余寿命就是指管道在运行一段 时 问后 直到达 到其设计临界状态之 时的持 续运行时 间 ，它是管道安全评价的重要指标。剩余寿命评价 方法就是通过一套有效 的计算 、预测准则确定管道 利用 T E M技术对管道管体腐蚀剩余平均壁厚 进行不开挖检测 ，管道平均壁厚减薄超过 5 ％ 的测 点见图 4 。 对 比分析图 3及图 4可知 1 在 管道 1 4 1 8 m之前 ，共检 出 1 5处 平均 壁厚减薄超过 5 ％ 的测点 ，计算预测发生 内腐蚀位 置与实测发生 内腐蚀位置吻合。 2 在管道超过 1 5 0 0 m以后 ，即使在 1 9 0 0 m 附近 1 ． 9 。 倾角 ，远大于临界倾角 0 ． 3 6 。 ，再无 明 显壁厚减薄被检出，即 1 5 0 0 m后管道未发生过积 水内腐蚀 。 3 ． 2 ． 2评 估 结论 利用输气管道内腐蚀评估技术评估确定的管道 存在 内腐蚀部 位与 T E M实测 出的壁厚减薄部位基 本 吻合 ，证 明了输气管道 内腐蚀评估技术是准确和 一 - - - 一- - 卜 - ● 一- 可 行 的 。 参 考 文献 [ 1 ]龙媛媛 ， 石仁委 ， 柳 言国 ， 等． 油 Ik t N管线腐蚀检测 与防护【 J ] ． 石 油化工腐蚀与 防护 ， 2 0 0 9 ， 2 6 6 1 4 1 7 ． [ 2 】衣红兵 ， 牟宗元 ， 王学国． 油 田埋地管道 防腐层检测 方法[ J 1 ． 石油 工程建设 ， 2 0 1 0 ， 2 1 1 2 1 1 3 ． 【 3 ]石仁委 ， 龙媛 媛． 油气管道防腐蚀 工程【 M] ． 北京 中国石化出版社． 2 o o 8 ． 4 4 - 48 ． 『 4 ]Q ／ S H 0 3 1 4 2 0 0 9， 埋地钢质管 道腐蚀 与防护检测技术规程 [ S ] ． [ 5 ]苏建 国， 龙媛媛 ， 柳言 国， 等． 管 壁厚度 与缺陷外检测 技术的现状 [ J ] ． 油气储运 ， 2 0 0 9 ， 2 8 5 5 6 5 8 ． 作 者简介 龙媛 媛 1 9 7 9 一 ，女 ，辽宁沈 阳人 ，高级 工程 师 ．2 0 0 4 年 毕业于 沈阳化工 学院 ，硕 士 ，现从 事 管道 及设 备 的腐蚀 防护及 管理 工作 。 收稿 日期 2 0 1 1 - O 1 1 3 羊 羊 羊 ★ ★ ★ ★ ★