油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕檢測(cè)評(píng)估方法研究

油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕檢測(cè)評(píng)估方法研究

0油氣長(zhǎng)輸管道腐蝕事故的防控原油管道的輸送在人們的生活和生產(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(guò)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100km以上的原油長(zhǎng)輸管道已有60余條,總里程已超過(guò)5.5萬(wàn)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(guò)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)骸⒈I漏等隱患,通過(guò)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HoneywellPredictPipe3.0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(shuō)明了該技術(shù)的應(yīng)用情況。1原油長(zhǎng)距離輸送的腐蝕失敗分析1.1管道外防腐層老化、破損處及管道外防腐層破損由于原油長(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。1.2高含對(duì)含co、hs輸氣管道腐蝕失效形式天然氣長(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(kāi)裂,也是一種極具危害性的腐蝕失效形式。2試驗(yàn)和技術(shù)評(píng)估的方案和技術(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管道可能存在有產(chǎn)品易發(fā)生的部位精確探測(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)性能等級(jí)(1)利用雙參數(shù)電流衰減法,通過(guò)采集管道4Hz和128Hz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(jiàn)表1),初步篩選出管道所有可能存在腐蝕的區(qū)段。(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(guò)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土壤ir降循環(huán)特性檢測(cè)利用密間隔管地電位測(cè)試(CIPS)技術(shù),以密間距(1~3m)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雜散電流干擾電流源治理利用英國(guó)雷迪最新的雜散電流檢測(cè)儀(RD-SCM),對(duì)管地電位波動(dòng)大于200mV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腐蝕程度檢測(cè)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(wèn)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),評(píng)價(jià)管體腐蝕程度(見(jiàn)表2),并通過(guò)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。2.6濃度等檢測(cè)技術(shù)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(guò)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內(nèi)腐蝕評(píng)估系統(tǒng)利用HoneywellPredictPipe3.0軟件,參照NACESP0206-2006《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(guò)檢查沒(méi)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(wèn)題。3檢測(cè)應(yīng)用程序3.1道根細(xì)段檢測(cè)評(píng)價(jià)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2.85km,管道材質(zhì)為16Mn,規(guī)格為D720mm×9mm。3.1.1管道外腐層的檢測(cè)和評(píng)價(jià)結(jié)果3.1.1.綜合等級(jí)與管段長(zhǎng)度檢測(cè)評(píng)價(jià)長(zhǎng)度為2720m,其中防腐層綜合等級(jí)為一級(jí)的管段長(zhǎng)度為2615m,占96.14%;綜合等級(jí)為二級(jí)的管段長(zhǎng)度為80m,占2.94%;綜合等級(jí)為三級(jí)的管段長(zhǎng)度為25m,占0.92%;綜合等級(jí)為四級(jí)、五級(jí)的管段長(zhǎng)度為0m。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.適時(shí)修復(fù)第一、三級(jí)破損修復(fù)檢測(cè)評(píng)價(jià)長(zhǎng)度2850m,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(jiàn)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。3.1.2陰極保護(hù)狀態(tài)管道沿線通電電位平均為-1203mV,斷電電位平均為-845mV,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),0~475m管段的斷電電位平均值僅為-810mV,電位明顯正于沿線管道平均水平,處于欠保護(hù)狀態(tài),見(jiàn)圖1。3.1.3雜散電流擾動(dòng)在管道150、1002、2084m處分別進(jìn)行了雜散電流檢測(cè),監(jiān)測(cè)時(shí)間為8h。其中150m處電流最大瞬時(shí)值為120mA,持續(xù)時(shí)間約為3s,為大型汽車(chē)經(jīng)過(guò)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、39mA,持續(xù)時(shí)間約為1s,電流曲線平穩(wěn),未發(fā)現(xiàn)雜散電流干擾跡象。3.1.4腐蝕剩余壁厚檢測(cè)選擇破損點(diǎn)分布密集且處于欠保護(hù)狀態(tài)的0~550m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8.43mm,壁厚最小值8.17mm,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(jiàn)圖2。3.1.5腐蝕活性測(cè)定(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檢測(cè)和評(píng)估天然氣長(zhǎng)距離輸送管道的應(yīng)用3.2.1腐蝕分布情況以中原油田中開(kāi)線檢測(cè)評(píng)估為例,該管道規(guī)格為D377mm×8mm,長(zhǎng)度為8.255km,投產(chǎn)時(shí)間為1985年,管道輸送溫度為14℃、輸送壓力為1.3MPa,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0.62mm/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(jiàn)圖3。對(duì)比分析圖3及圖4可知:(1)在管道1418m之前,共檢出15處平均壁厚減薄超過(guò)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(guò)1500m以后,即使在1900m附