趙建濤　劉振斌　王振兵

中石油山東輸油有限公司  

由于受焊接工藝水平、現(xiàn)場施工條件限制，以及建設(shè)期水試壓后掃線不徹底，輸送介質(zhì)、土壤環(huán)境、雜散電流干擾等因素影響，導(dǎo)致管道不同程度存在螺旋焊縫、環(huán)焊縫、劃痕、凹坑、橢圓變形及內(nèi)外壁腐蝕缺陷。這些缺陷如果不能及時發(fā)現(xiàn)并得到處理與控制，長時間發(fā)展下去，導(dǎo)致管道失效的風(fēng)險很大。因此。對管道進行內(nèi)檢測十分必要，而作為其中一個重要環(huán)節(jié)的開挖驗證，能夠檢驗內(nèi)檢測數(shù)據(jù)是否準(zhǔn)確，內(nèi)檢測數(shù)據(jù)分析的準(zhǔn)確性對分析缺陷產(chǎn)生的原因，為下一步修復(fù)缺陷、削減管道失效風(fēng)險提供科學(xué)依據(jù)。

1 管道及檢測概述

某原油管道全長446 km，全線設(shè)置站場4座，閥室21座，設(shè)計壓力8 MPa。輸送介質(zhì)主要為中東輕質(zhì)原油，摻混一定比例的委內(nèi)瑞拉重質(zhì)原油。

根據(jù)站場的設(shè)置,內(nèi)檢測分為三段進行，自2014年1月4日發(fā)送第一個2支撐板3皮碗測徑清管器開始，至2015年9月10日接收最后一個幾何+IMU檢測為止，歷時614天完成了全線三軸高清漏磁、幾何+IMU檢測，共收發(fā)球作業(yè)32次，其中收發(fā)送清管器27次，收發(fā)檢測器5次。

2  缺陷描述

該管道首站-中間站管段的檢測工作于2014年10月完成，共報告缺陷（特征）35 095處，其中金屬損失31 493處。

（1）位于首站出站50 322.605 m處前后，內(nèi)檢測信號顯示連續(xù)5根管節(jié)存在760處內(nèi)腐蝕缺陷，且內(nèi)腐蝕時鐘方位的分布符合積水腐蝕的特征。內(nèi)檢測信號部分截圖如圖1所示。

圖1 50 322.605 m處內(nèi)檢測信號部分截圖

（2）位于首站出站50 890.035 m處前后，內(nèi)檢測信號顯示連續(xù)6根管節(jié)存在1 072處內(nèi)腐蝕缺陷，且缺陷的時鐘分布特征也顯示為積水腐蝕。其下游的44620-44670段6根管節(jié)44 m范圍內(nèi)也存在532處內(nèi)腐蝕缺陷，且內(nèi)腐蝕均分布在5:00~7:00時鐘范圍內(nèi)。與50 322 m處的內(nèi)腐蝕類似，該管段也呈現(xiàn)出較典型的建設(shè)期試壓水導(dǎo)致的內(nèi)腐蝕特征。內(nèi)檢測信號部分截圖如圖2所示。

圖2 50 890.035 m處內(nèi)檢測信號部分截圖

3  開挖驗證

根據(jù)內(nèi)檢測數(shù)據(jù)和開挖單信息，對2處缺陷點進行了開挖驗證。

（1）該管道首站出站50 322.605 m處缺陷點位于丘陵地帶，土質(zhì)為黏土，附近有少量碎石，缺陷位置為一個爬坡段。通過雷迪測量管道走向和埋深，利用皮尺定位參考環(huán)焊縫，現(xiàn)場人工開挖并找到參考環(huán)焊縫。在該參考環(huán)焊縫下游4.478 m處為深度40 %的最大內(nèi)部金屬損失點，外觀檢查防腐層未見損傷，在該處清除防腐層50×20 cm，未出現(xiàn)剝離現(xiàn)象，管道外壁未發(fā)現(xiàn)其他腐蝕跡象和其他缺陷。通過測厚儀測量管道壁厚并標(biāo)注，實際檢出了40 %深度處及其附近共6處內(nèi)腐蝕缺陷，內(nèi)檢測深度與驗證深度符合較好。開挖驗證的具體信息如表1所示。

表1 50 322.605 m處內(nèi)腐蝕缺陷開挖驗證信息

（2）該管道首站出站50 890.035m處缺陷段的地形為丘陵，主要農(nóng)作物為花生、小麥，土質(zhì)為黏土。通過雷迪測量管道走向和埋深，利用皮尺定位參考環(huán)焊縫，現(xiàn)場人工開挖并找到該參考環(huán)焊縫（焊縫號44600）。在該環(huán)焊縫下游5.855 m處為深度27 %的最大內(nèi)部金屬損失點，外觀檢查防腐層未見損傷。在該處清除防腐層5×5 cm，未出現(xiàn)剝離現(xiàn)象，管道外壁未發(fā)現(xiàn)其他腐蝕跡象和其他缺陷。通過測厚儀測量管道壁厚并標(biāo)注，在順油流方向?qū)嶋H檢出了27 %深度處及其附近共3處內(nèi)腐蝕缺陷，內(nèi)檢測深度與驗證深度符合較好。開挖驗證的具體信息如表2所示。

表2  50 890.035 m處內(nèi)腐蝕缺陷開挖驗證信息

4  原因分析

該原油管道首站出站50 322.605 m和50 890.035 m 2處缺陷相距568 m，處在同一工程段。50 322.605 m處內(nèi)腐蝕分布情況與管道局部走向如圖3所示，50 890.035 m處內(nèi)腐蝕分布情況與管道局部走向如圖4所示。根據(jù)內(nèi)腐蝕分布情況推斷，此2處的連續(xù)管節(jié)可能曾存在大量積水，積水應(yīng)來自于建設(shè)期試壓水。查閱建設(shè)施工資料，該管段于2011年5月左右試壓，于2013年1月投產(chǎn)，由此推斷積水在該處存在了1年7個月，內(nèi)腐蝕應(yīng)該是在這段時間內(nèi)逐漸發(fā)展的。

此外，在該管道首站進行了初步調(diào)研，站內(nèi)4座儲罐不同程度存在積水，儲罐有排污口但沒有定期排水。且該管道為間歇式運行，不排除停輸期間管道內(nèi)產(chǎn)生積水的可能性。

圖3  50 322.605 m處內(nèi)腐蝕分布與管道局部走向

圖4 50 890.035 m處內(nèi)腐蝕分布與管道局部走向

此外，該原油管道內(nèi)腐蝕集中分布于45～72 km范圍內(nèi)，此范圍地形為丘陵。內(nèi)腐蝕分布與管道里程-高程的關(guān)系如圖5所示。可見這一范圍地勢較高，且高程變化頻繁，存在大量類似于50 322 m及50 890 m處這樣的局部低點，建設(shè)期試壓水（主要因素）或運行期沉積水（次要因素）易于在這些局部低點沉積，造成管道出現(xiàn)內(nèi)腐蝕。未開挖的大部分內(nèi)腐蝕集中的管節(jié)，其內(nèi)腐蝕時鐘方位分布特征也大都顯示出積水腐蝕的特征。

圖5 某原油管道內(nèi)腐蝕缺陷分布與里程-高程關(guān)系

5 總結(jié)和建議

（1）長輸管道工程建設(shè)期水試壓后應(yīng)及時通球掃線，將積水排盡，避免產(chǎn)生積水腐蝕。如果建成后距投產(chǎn)時間較長，建議對管道分段注氮封存，以減少管道內(nèi)壁腐蝕。

（2）管道運行期間應(yīng)對大罐定期排除底部積水，特別是間歇式運行的管道，以降低積水腐蝕風(fēng)險。 

作者：趙建濤，1982年生，畢業(yè)于青島大學(xué)電子商務(wù)專業(yè)，目前在中石油山東輸油有限公司從事管道管理工作。 

《管道保護》2017年第1期（總第32期）