淺析輸油管道完整性管理對(duì)內(nèi)腐蝕判斷的促進(jìn)關(guān)系

趙述合

摘? 要：臨濮線管道投運(yùn)時(shí)間已經(jīng)達(dá)到42年以上，運(yùn)行油品多樣，硫化氫含量從5PPm至2000PPm不等，通過管道完整性管理，可提前獲知輸油管道平穩(wěn)運(yùn)行過程中存在的風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)和缺陷點(diǎn)，保障輸油管道的穩(wěn)定運(yùn)行。簡(jiǎn)要闡述了管道完整性管理相關(guān)內(nèi)容以及管道內(nèi)腐蝕數(shù)據(jù)的復(fù)核情況，以臨濮線輸油管道為例，開展管道檢測(cè)評(píng)價(jià)，為同類工作提供參考。

關(guān)鍵詞：輸油管道;完整性管理;管道高程;內(nèi)檢測(cè);金屬損失;剩余使用強(qiáng)度

埋地輸油管道輸送一般含有水分、H2S、CO2、Cl-等不同介質(zhì)，易使管道內(nèi)外壁產(chǎn)生腐蝕，嚴(yán)重者可導(dǎo)致穿孔、失效，繼而引發(fā)環(huán)境污染事故、周邊人員傷亡事故及管道企業(yè)因停輸造成的經(jīng)濟(jì)損失。開展管道完整性管理和管道內(nèi)檢測(cè)能提前發(fā)現(xiàn)腐蝕缺陷部位或腐蝕點(diǎn)，提前做好防護(hù)并維修，有效保障管道的安全運(yùn)行。以臨濮線埋地輸油管道為例，簡(jiǎn)單闡述管道完整性檢測(cè)評(píng)價(jià)的應(yīng)用實(shí)踐。

1 管道完整性管理重要環(huán)節(jié)

1.1 數(shù)據(jù)采集

輸油管道數(shù)據(jù)采集包括勘察、設(shè)計(jì)、采購、施工、檢測(cè)檢驗(yàn)、終交驗(yàn)收、投產(chǎn)、運(yùn)行、維護(hù)、廢棄等全過程或全周期數(shù)據(jù);可按數(shù)據(jù)屬性分為管道屬性數(shù)據(jù)、管道環(huán)境數(shù)據(jù)、管道維護(hù)管理數(shù)據(jù)、歷史失效數(shù)據(jù)以及管道泄漏、打孔、防洪防汛等應(yīng)急預(yù)案。共形成了41張電子表格用以存放管道完整性數(shù)據(jù)，作為日常管理工作以及管道分析的支撐。

1.2 高后果區(qū)識(shí)別

依據(jù)GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》，高后果區(qū)識(shí)別方法和分級(jí)準(zhǔn)則主要考慮因素有：高后果區(qū)等級(jí)、人口密集程度，管道周邊是否存在公路、鐵路、易燃易爆場(chǎng)所、自然保護(hù)區(qū)、特定場(chǎng)所以及水源地等。在數(shù)據(jù)采集基礎(chǔ)上，結(jié)合GIS信息以及輸油管道周邊環(huán)境情況，按照管道中心兩側(cè)各200米范圍對(duì)照標(biāo)準(zhǔn)給輸油管道高后果區(qū)逐步分級(jí)。還需要識(shí)別出在該管段高后果區(qū)內(nèi)對(duì)輸油管道產(chǎn)生的威脅和原因，形成該高后區(qū)識(shí)別記錄表單和高后果區(qū)識(shí)別統(tǒng)計(jì)表。

1.3 風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

埋地輸油管道的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估一般采用定量、半定量、矩陣等風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估方法。工作內(nèi)容主要包括管段劃分、失效可能性評(píng)價(jià)、失效后果評(píng)價(jià)和風(fēng)險(xiǎn)值計(jì)算。管段劃分的原則是當(dāng)相關(guān)數(shù)據(jù)出現(xiàn)重大的變更時(shí)及時(shí)更新分段點(diǎn)數(shù)據(jù)。綜合輸油管道介質(zhì)、壓力、溫度、規(guī)格、投運(yùn)時(shí)間、介質(zhì)腐蝕性、人口密集度、防腐層狀況和地區(qū)等級(jí)要求等對(duì)管線進(jìn)行區(qū)段劃分。管道失效可能性分析包括第三方施工破壞、腐蝕環(huán)境、設(shè)備設(shè)施及操作性能和管道本體安全方面，針對(duì)埋地輸油管道運(yùn)行階段失效可能性進(jìn)行評(píng)分量化。

失效后果評(píng)分主要從原油泄漏后的危害性、泄漏量、擴(kuò)散區(qū)域、人口密集度、地貌環(huán)境、泄漏原因等方面，針對(duì)埋地輸油管道失效后果進(jìn)行評(píng)分。風(fēng)險(xiǎn)值為失效可能性分析得分與失效后果分析得分的兩項(xiàng)維度確認(rèn)，隨后依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)中推薦的風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)劃分辦法開展風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)劃分。風(fēng)險(xiǎn)較高與高的管段應(yīng)在后續(xù)的檢驗(yàn)檢測(cè)及運(yùn)行維護(hù)過程中予以重點(diǎn)關(guān)注。

1.4 完整性評(píng)價(jià)

完整性評(píng)價(jià)工作主要包括管道檢測(cè)及適用性評(píng)價(jià)。檢測(cè)方法基本包括內(nèi)檢測(cè)、外檢測(cè)以及建設(shè)期耐壓試驗(yàn)。管道漏磁、幾何變徑內(nèi)檢測(cè)技術(shù)因其直觀性、準(zhǔn)確性及快捷性得到廣泛應(yīng)用。適用性評(píng)價(jià)是對(duì)含有缺陷或損傷的管道進(jìn)行的一種評(píng)價(jià)，以確定在預(yù)期的工作條件下是否可以繼續(xù)安全平穩(wěn)高效運(yùn)行。現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)工作結(jié)束后，對(duì)發(fā)現(xiàn)問題的管道進(jìn)行適用性評(píng)價(jià)，以確定輸油管道運(yùn)行參數(shù)、維修計(jì)劃與下次定期檢驗(yàn)日期。適用性評(píng)價(jià)分為應(yīng)力分析、強(qiáng)度評(píng)估、剩余壽命預(yù)測(cè)和材質(zhì)材料適用性評(píng)價(jià)。

2埋地輸油管道檢測(cè)評(píng)價(jià)

2.1 管道基本狀況及數(shù)據(jù)采集

臨濮輸油管道于1979年7月投產(chǎn)，介質(zhì)為原油，螺旋管材質(zhì)為16Mn、A3F、T/S52K、SM41B，直縫管材質(zhì)為L320、L360、L360M、L415，設(shè)計(jì)壓力為4 MPa，規(guī)格為Φ377×7/8 mm，全長約253.8 km，采用瀝青玻璃絲布、智能夾絲帶、3G、3PE以及粘彈體+光固化防護(hù)，強(qiáng)制電流陰極保護(hù)站9個(gè)，全線陰保率均達(dá)到98%以上。管道全線分布在平原地區(qū)，土壤為沙土、黏土、亞黏土等。采集數(shù)據(jù)包括基礎(chǔ)信息、管道中心線、周邊環(huán)境、管道附屬設(shè)施、第三方交叉信息，以及運(yùn)行參數(shù)、陰極保護(hù)、檢測(cè)維護(hù)、管道風(fēng)險(xiǎn)和應(yīng)急管理等數(shù)據(jù)。

2.2 高后果區(qū)識(shí)別

依據(jù)GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》，聊城站共識(shí)別出18處高后果區(qū)。

2.3 風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

臨濮管道主要的危害因素為管道腐蝕和機(jī)械損傷，腐蝕主要包括化學(xué)腐蝕和電化學(xué)腐蝕;其中機(jī)械損傷主要包括第三方造成的損壞和打孔盜油等故意破壞。臨濮線主要危害因素分析見下表。

2.4 完整性評(píng)價(jià)

完整性評(píng)價(jià)主要參照標(biāo)準(zhǔn)NACE SP0110-2010《Wet GasInternal Corrosion Direct Assessment Methodology forPipelines》的要求進(jìn)行，分為預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢測(cè)、直接檢測(cè)和適用性評(píng)價(jià)等。輸油管道檢測(cè)技術(shù)是將多種檢測(cè)設(shè)備加載到清管器上，將原來用作清管的泡沫球、皮碗球、直板球、鋼刷球等非智能的功能改為有信息采集、處理、存儲(chǔ)等功能的智能化、科技化輸油管道缺陷內(nèi)檢測(cè)器，通過檢測(cè)器在輸油管道順油流方向推動(dòng)力運(yùn)動(dòng)，達(dá)到檢測(cè)到輸油管道內(nèi)外腐蝕缺陷的目的，主要有幾何變徑檢測(cè)球、漏磁感應(yīng)檢測(cè)球、超聲波檢測(cè)球。在1965年美國Tuboscope公司最早將漏磁無損檢測(cè)技術(shù)成功應(yīng)用在長輸管道內(nèi)檢測(cè)，緊接著其它無損檢測(cè)技術(shù)也相繼產(chǎn)生，目前管道內(nèi)腐蝕缺陷檢測(cè)技術(shù)正日益廣泛地應(yīng)用在管道檢測(cè)和管理中。據(jù)查證資料顯示國外比較有名的檢測(cè)公司有美國的Tuboscope、GE PII，英國的British Gas，德國的Pipetronix，加拿大的Corrpro，上述國家的管道內(nèi)檢測(cè)技術(shù)已經(jīng)達(dá)到系列化和多樣化。

內(nèi)檢測(cè)現(xiàn)場(chǎng)通球、收集信息以及數(shù)據(jù)分析完成后，根據(jù)開挖驗(yàn)證數(shù)據(jù)來驗(yàn)證內(nèi)檢測(cè)數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性的方法很多，其中確定度置信區(qū)間的評(píng)價(jià)方法是方法之一，它能充分判斷出內(nèi)檢測(cè)工具的可靠性和精準(zhǔn)度，并給出應(yīng)用實(shí)例和方法，分析計(jì)算方法的局限性，在實(shí)際應(yīng)用過程采取適當(dāng)?shù)牟呗院托拚绞剑约懊鞔_內(nèi)檢測(cè)開挖驗(yàn)證數(shù)據(jù)驗(yàn)證內(nèi)檢測(cè)確定度的要求，具有很強(qiáng)的工作實(shí)際應(yīng)用價(jià)值。

（1）Φ377 幾何變形檢測(cè)器

在清管作業(yè)完成之后，需要進(jìn)一步確定管道的通過能力，幾何變形檢測(cè)器將實(shí)現(xiàn)管道的機(jī)械幾何尺寸測(cè)量，進(jìn)一步確定管道的通過能力，以此確定管道是否可以進(jìn)行漏磁檢測(cè)，若不滿足要求，則對(duì)問題管段進(jìn)行改造。幾何變形檢測(cè)器由機(jī)械變形傳感器、計(jì)算機(jī)數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)、定位系統(tǒng)組成，幾何變形檢測(cè)器在管道中由輸送介質(zhì)推動(dòng)，完成管道機(jī)械變形檢測(cè)工作。

（2）Φ377 漏磁檢測(cè)器

漏磁法檢測(cè)是無損檢測(cè)的重要手段之一，它通過測(cè)量被磁化的鐵磁材料工件表面的泄漏磁場(chǎng)強(qiáng)度來判斷工件缺陷的大小。管道漏磁內(nèi)檢測(cè)系統(tǒng)（俗稱智能PIG）以管道輸送介質(zhì)為行進(jìn)動(dòng)力，在管道中行走，對(duì)管道進(jìn)行在線無損檢測(cè)，是當(dāng)前國內(nèi)外公認(rèn)的主要管道檢測(cè)手段。該系統(tǒng)在管道正常運(yùn)行情況下對(duì)長輸油、氣管道進(jìn)行檢測(cè)，完成管道缺陷、管壁變化、管壁材質(zhì)變化、缺陷內(nèi)外分辨、管道特征（管箍、補(bǔ)疤、彎頭、焊縫、三通等）識(shí)別的檢測(cè)，可提供缺陷面積、程度、方位、位置等全面信息。

（3）IMU 檢測(cè)（中心線測(cè)繪）

中心線測(cè)繪檢測(cè)器是搭載在管道檢測(cè)總體（PIG）上，利用慣性組合檢測(cè)技術(shù)，可以進(jìn)行管道軌跡精確繪制，以達(dá)到測(cè)繪管道軌跡和位移監(jiān)測(cè)的目的。中心線測(cè)繪檢測(cè)器以 IMU 為基本測(cè)量單元，結(jié)合 GPS 和里程計(jì)信號(hào)構(gòu)成組合測(cè)量方式，每 1～2km 用 GPS 信號(hào)進(jìn)行一次位置修正，用里程計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行實(shí)時(shí)速度修正，實(shí)現(xiàn)高精度的位置測(cè)繪?在管道檢測(cè)完后，系統(tǒng)將所有數(shù)據(jù)下載到地面計(jì)算機(jī)中，結(jié)合地面高精度參考點(diǎn) GPS 位置信息，利用組合導(dǎo)航軟件進(jìn)行數(shù)據(jù)處理，得到整條管線的位置參數(shù)及管道中心線軌跡圖。

2.4.1 評(píng)價(jià)方法確定

結(jié)合數(shù)據(jù)采集和前次檢測(cè)結(jié)果，由于沙漠地區(qū)干旱缺水，因外腐蝕引起的管道失效不占據(jù)主導(dǎo)地位，預(yù)測(cè)管道內(nèi)腐蝕為該區(qū)域埋地管道的主要失效原因。據(jù)此判別管道的主要失效模式，確定的檢測(cè)方法為內(nèi)腐蝕直接檢測(cè)和內(nèi)檢測(cè)。

2.4.2 內(nèi)腐蝕檢測(cè)結(jié)果

（1）預(yù)評(píng)價(jià)

進(jìn)行數(shù)據(jù)采集及可行性分析，結(jié)果表明該管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)基本齊全，輸送介質(zhì)為含硫原油，蠟基或沉積物，符合開展內(nèi)腐蝕直接檢測(cè)評(píng)價(jià)的條件。

（2）間接檢測(cè)

主要通過高程測(cè)繪、防腐層破損點(diǎn)、流體分析等，確定管道的易腐蝕點(diǎn)，為確定直接檢測(cè)位置提供依據(jù)。其中高程測(cè)繪采用晟利5028+GPS現(xiàn)場(chǎng)采集數(shù)據(jù)，繪制管道的高程分布圖。流體分析內(nèi)容是計(jì)算管道的臨界傾角，結(jié)合管道運(yùn)行壓力與管道高程差距，辨別輸油管道中存在可能積水部位或者臘基、層積物等雜質(zhì)的位置，確定最有可能發(fā)生腐蝕的區(qū)域。通過估算得出管道實(shí)際傾角和臨界傾角。通過流體分析結(jié)果確定內(nèi)腐蝕可能發(fā)生的位置，從而確定直接檢測(cè)開挖位置。

（3）直接檢測(cè)。采用管體內(nèi)壁漏磁與超聲波測(cè)厚組合檢測(cè)技術(shù)，對(duì)開挖坑處的管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕檢測(cè)，結(jié)果見表2。

2.4.3 內(nèi)檢測(cè)結(jié)果

本次內(nèi)檢測(cè)主要參照GB/T 27699―2011《鋼制管道內(nèi)檢測(cè)技術(shù)規(guī)范》的要求進(jìn)行，管道變形采用Φ377幾何變徑內(nèi)檢測(cè)器，95%導(dǎo)向板;管道腐蝕采用漏磁內(nèi)檢測(cè)器，趙寨子站至聊城段共檢出147處金屬損失，金屬損失類型一般1064處，環(huán)向凹槽127處，環(huán)向凹溝1188處，坑狀腐蝕775處，軸向凹溝17處。金屬損失程度內(nèi)壁金屬損失程度<10%的114處，外壁1910處;10%金屬損失程度<20%的內(nèi)壁301處，外壁665處;20%金屬損失程度<30%的內(nèi)壁79處，外壁57處;30%金屬損失程度<40%的內(nèi)壁21處，外壁10處;40%金屬損失程度<55%的內(nèi)壁7處，外壁7處，合計(jì)內(nèi)壁腐蝕522處，外壁2649處。

選取7處金屬損失程度大于50%wt的缺陷進(jìn)行開挖驗(yàn)證，與內(nèi)檢測(cè)結(jié)果吻合，與上述兩處直接檢測(cè)數(shù)據(jù)相符。

2.5 適用性評(píng)價(jià)

參照SY/T 6477―2017《含缺陷油氣管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)方法》，依據(jù)TSG D7003―2010《壓力管道定期檢驗(yàn)規(guī)則-長輸管道》第二十條“對(duì)檢測(cè)中發(fā)現(xiàn)的危害管道結(jié)構(gòu)完整性的缺陷進(jìn)行剩余強(qiáng)度評(píng)估與安全評(píng)定”，選取前述7處金屬損失程度大于50% wt的缺陷（包含金屬損失程度最嚴(yán)重的缺陷）開展剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)果見表 9。根據(jù)臨濮線內(nèi)檢測(cè)報(bào)告和剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)結(jié)果，臨濮線輸油管道在目前工況下的最大允許工作壓力為3.85MPa，建議對(duì)管道缺陷進(jìn)行整治修復(fù)并且不超過當(dāng)前工況繼續(xù)使用。

2.6整治缺陷修復(fù)

為了減少開挖對(duì)輸油管道的擾動(dòng)，一般內(nèi)檢測(cè)腐蝕缺陷開挖驗(yàn)證后直接依照CFR DOT 49部192、CFR DOT 49部195、API1160、國際管道研究會(huì)《管道修復(fù)手冊(cè)》以及GB32167-2015的技術(shù)要求規(guī)范進(jìn)行永久性修復(fù)。

根據(jù)《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》（GB 32167-2015），及公司檢測(cè)中心對(duì)臨濮線管道內(nèi)檢測(cè)和完整性評(píng)價(jià)，依據(jù)管道檢測(cè)公司初步提交的臨濮線（莘縣-濮陽）內(nèi)檢測(cè)及完整性評(píng)價(jià)清單，在整治過程中各缺陷點(diǎn)嚴(yán)格按照公司方案批復(fù)要求開展缺陷整治工作，每一個(gè)缺陷點(diǎn)的開挖原則上不應(yīng)超過3次，采用B型套筒進(jìn)行永久修復(fù)，整治全過程應(yīng)留有照片、影像等資料，確保了管道缺陷修復(fù)整治工作的嚴(yán)謹(jǐn)性和有效性。輸油管道內(nèi)檢測(cè)可以幫助管道企業(yè)驗(yàn)證內(nèi)檢測(cè)設(shè)備是否符合檢測(cè)要求，判斷出檢測(cè)結(jié)果的精確度和位置，為管道企業(yè)的安全運(yùn)行和主體責(zé)任提供技術(shù)上的支持。

3 結(jié)語

管道高程的差異使得管道存在軸向動(dòng)能的損失，尤其在高程攀升的管段。此時(shí)，輸送介質(zhì)中包含的水分、H2S（硫化氫）、CO2、Cl-（氯離子）等有可能在部分管道區(qū)域形成小范圍堆積，隨著時(shí)間的推移，在經(jīng)過一系列的化學(xué)反應(yīng)后，相對(duì)于普通管段更容易造成管道內(nèi)腐蝕。

截至目前為止，埋地輸油管道開展完整性評(píng)價(jià)與檢測(cè)是行之有效的安全管理措施，但是仍然會(huì)存在死角，主要表現(xiàn)在輸油管道數(shù)據(jù)采集未能實(shí)現(xiàn)百分之百完整且準(zhǔn)確。未來更加完整、有效的完整性數(shù)據(jù)信息將會(huì)對(duì)管道內(nèi)檢測(cè)以及管道完整性評(píng)價(jià)起到更有力的支撐、驗(yàn)證作用。

參考文獻(xiàn)：

[1]《GB 32167―2015油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》

[2]《GB T 27699-2011鋼質(zhì)管道內(nèi)檢測(cè)技術(shù)規(guī)范》

[3]《Q /SY 1267一2010 鋼質(zhì)管道內(nèi)檢測(cè)開挖驗(yàn)證規(guī)范》