背景

某輸油管道材質L360，規格Φ377×6.4/8.0 mm，長度200 km，自2016年運行至今，輸量逐漸降低，曾在一年內發生泄漏事故十余次，大部分泄漏部位發生在管道4點鐘至8點鐘位置。

分析

該管道不具備開展內檢測條件，根據GB/T 34350―2017《輸油管道內腐蝕外檢測方法》，首先進行輸油管道相關數據收集。根據實際地形并結合輸油管道流體分析、腐蝕風險分析、高程地勢變化數據分析和歷史泄漏位置統計分析，對管道內腐蝕敏感位置進行預測，對重點腐蝕管段進行開挖檢測。

該管道輸送低含鹽、低含水、低含硫且低酸原油，腐蝕性不強。采出水腐蝕性及結垢性較強，在管道底部形成沉積水易造成腐蝕引起穿孔。管線地勢起伏較大，高程落差大，存在很多容易積液的低洼部位。管道長時間維持在較低流速（0.3 m/s），加速了管道的腐蝕（圖 1）。

圖 1 不同流速下水層位置變化模擬圖

通過高程測量，對頻繁發生腐蝕泄漏的管段進行流體模擬，分析管道內易于發生積水的位置，共預測有21處腐蝕敏感區域，確定其中10處為本次開挖驗證檢測位置。開挖點管道開展管體壁厚測量、腐蝕漏磁檢測和超聲相控陣檢測，共發現65個風險點均存在不同程度局部腐蝕減薄情況，且位置均在管道4點鐘至8點鐘方向。10個開挖檢測點的數據分析結果證明，通過內腐蝕直接評價技術得出的腐蝕點位置均可靠、有效（圖 2）。

圖 2 開挖點相控陣檢測結果截圖

啟示

輸油管道內腐蝕特征主要以點蝕和局部腐蝕為主，集中在4點鐘至8點鐘位置，由于長時間低流速運行，導致管線低洼部位因積液形成多個內腐蝕高風險部位。內腐蝕風險點隨介質含水量的增高而增多，隨介質流速的加快而減小。管線運營單位可根據實際情況，適當提高管內介質流速，從而降低內腐蝕風險。

（撰稿人：中國特種設備檢測研究院李仕力）