油氣長輸管道腐蝕檢測評估方法研究

油氣長輸管道腐蝕檢測評估方法研究

0油氣長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日第十一屆全國人民代表大會常務(wù)委員會第十五次會議正式通過了《中華人民共和國石油天然氣管道保護法2010》,明確規(guī)定:“管道企業(yè)應(yīng)當(dāng)定期對管道進行檢測、維修,確保其處于良好狀態(tài);對管道安全風(fēng)險較大的區(qū)段和場所應(yīng)當(dāng)進行重點監(jiān)測,采取有效措施防止管道事故的發(fā)生”。到目前為止,我國鋪設(shè)的100km以上的原油長輸管道已有60余條,總里程已超過5.5萬km,隨著服役時間的延長,管道陸續(xù)進入了腐蝕事故高發(fā)期,特別是對于輸送含有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,因此如何通過檢測評估,最大限度地檢出油氣長輸管道存在的腐蝕、變形、占壓、盜漏等隱患,通過內(nèi)腐蝕評估對輸氣管道實施風(fēng)險點布控,已成為確保原油長輸管道安全輸送的關(guān)鍵技術(shù)。為給油氣長輸管道腐蝕檢測評估提供技術(shù)支持,本文在對油氣長輸管道可能存在的腐蝕失效形式進行深入剖析的基礎(chǔ)上,提出了一套綜合利用坐標(biāo)測繪、雙頻電流衰減法、直流電位梯度法、密間隔管地電位測試法、雜散電流檢測法和瞬變電磁法對油氣長輸管道進行檢測評估的適用技術(shù),以及利用HoneywellPredictPipe3.0軟件對輸氣管道進行內(nèi)腐蝕評估的方法,并舉例說明了該技術(shù)的應(yīng)用情況。1原油長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狀態(tài)是否有效和該處是否存在雜散電流干擾,同時外防腐層破損嚴(yán)重可使管段難以極化,導(dǎo)致陰極保護失效。1.2高含對含co、hs輸氣管道腐蝕失效形式天然氣長輸管道除具備與原油長輸管道相同的上述腐蝕特征外,對于高含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試驗和技術(shù)評估的方案和技術(shù)針對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)生的部位精確探測管道全線坐標(biāo)、埋深及高程變化,為后續(xù)檢測奠定基礎(chǔ),同時確定管道被占壓和穿越的具體區(qū)段,另外根據(jù)管道高程的變化還可預(yù)測管道可能存在積水的部位。2.2外防腐層防護性能等級(1)利用雙參數(shù)電流衰減法,通過采集管道4Hz和128Hz電流,依據(jù)Q/SH0314-2009《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕與防護檢測技術(shù)規(guī)程》,利用管道外防腐層絕緣電阻和視電容率兩項參數(shù),可評價管道外防腐層的老化狀況、充水或剝離程度,確定外防腐層防護性能等級(見表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,定量計算外防腐層破損點的破損面積,并通過腐蝕電流的流向判斷外防腐層破損點處管體的腐蝕活性: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發(fā)生腐蝕。(3)綜合前兩項檢測評價結(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)特性檢測利用密間隔管地電位測試(CIPS)技術(shù),以密間距(1~3m)檢測管道全線不包含土壤IR降的陰極保護斷電電位(I為電流,R為電阻),以評價管道陰極保護狀態(tài)。2.4雜散電流干擾電流源治理利用英國雷迪最新的雜散電流檢測儀(RD-SCM),對管地電位波動大于200mV的區(qū)段,檢測沿線動態(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腐蝕程度檢測對經(jīng)以上檢測步驟評價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)進行管體剩余平均壁厚檢測,評價管體腐蝕程度(見表2),并通過強度校核,確定管道是否可繼續(xù)安全服役,提出需進行管段更換或管體補強的具體部位。2.6濃度等檢測技術(shù)組合利用電位梯度法、瞬變電磁法、可燃氣體濃度等檢測技術(shù),通過采集被測管道坐標(biāo)、埋深、電壓梯度、分支信號、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。2.7內(nèi)腐蝕評估系統(tǒng)利用HoneywellPredictPipe3.0軟件,參照NACESP0206-2006《輸送干天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評估標(biāo)準(zhǔn)(DG-ICDA)》,對輸氣管道進行內(nèi)腐蝕評估。其評估步驟如下:(1)確認(rèn)傾斜角度大于關(guān)鍵傾斜角的區(qū)域。(2)對確定的區(qū)域進行詳細的腐蝕情況檢查。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。對在此位置上游的具有最大的傾斜度管道處再進行檢查,確定兩點間管道完好的信息。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),即對整條管道進行了腐蝕評估。(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檢測應(yīng)用程序3.1道根細段檢測評價以中石化徐州管道局臨邑—儀征輸油管道盱眙段檢測評價為例,該管段長度2.85km,管道材質(zhì)為16Mn,規(guī)格為D720mm×9mm。3.1.1管道外腐層的檢測和評價結(jié)果3.1.1.綜合等級與管段長度檢測評價長度為2720m,其中防腐層綜合等級為一級的管段長度為2615m,占96.14%;綜合等級為二級的管段長度為80m,占2.94%;綜合等級為三級的管段長度為25m,占0.92%;綜合等級為四級、五級的管段長度為0m。管道外防腐層防護性能綜合評價結(jié)果為“良”。3.1.1.適時修復(fù)第一、三級破損修復(fù)檢測評價長度2850m,共檢測外防腐層破損缺陷6處,其中一級為一般破損,共2處,宜在適當(dāng)時候修復(fù);二級為明顯破損,共3處,應(yīng)計劃維修;三級為嚴(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,即陰保電流通時呈陰性,中斷時破損點處管體保持極化效應(yīng),該類型破損點處管體不易發(fā)生腐蝕。3.1.2陰極保護狀態(tài)管道沿線通電電位平均為-1203mV,斷電電位平均為-845mV,完全受陰極保護管段占被測管段的43.51%,陰極保護狀態(tài)未達到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,處于欠保護狀態(tài),見圖1。3.1.3雜散電流擾動在管道150、1002、2084m處分別進行了雜散電流檢測,監(jiān)測時間為8h。其中150m處電流最大瞬時值為120mA,持續(xù)時間約為3s,為大型汽車經(jīng)過造成不屬于雜散電流的干擾;另外兩處電流瞬時值分別為41、39mA,持續(xù)時間約為1s,電流曲線平穩(wěn),未發(fā)現(xiàn)雜散電流干擾跡象。3.1.4腐蝕剩余壁厚檢測選擇破損點分布密集且處于欠保護狀態(tài)的0~550m管段進行管體腐蝕剩余平均壁厚檢測,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,全段評價結(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腐蝕活性測定(1)被檢管道外防腐層性能綜合評價結(jié)果為“良”,檢出的6處外防腐層破損點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價結(jié)果為“良”。(3)管道全線陰極保護狀態(tài)較差,只有43.51%的管段達到了最低保護電壓,應(yīng)盡快修復(fù)檢出的破損點并適當(dāng)提高陰極保護輸出功率,以實現(xiàn)管道全線陰極保護有效。3.2檢測和評估天然氣長距離輸送管道的應(yīng)用3.2.1腐蝕分布情況以中原油田中開線檢測評估為例,該管道規(guī)格為D377mm×8mm,長度為8.255km,投產(chǎn)時間為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)評估,多次發(fā)生脫水故障時管道內(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)生脫水故障時管道沿線可能出現(xiàn)的最大內(nèi)腐蝕速率見圖3。對比分析圖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5%的測點,計算預(yù)測發(fā)生內(nèi)腐蝕位置與實測發(fā)生內(nèi)腐蝕位置吻合。(2)在管道超過1500m以后,即使在1900m附