赵建涛　刘振斌　王振兵

中石油山东输油有限公司  

 

由于受焊接工艺水平、现场施工条件限制，以及建设期水试压后扫线不彻底，输送介质、土壤环境、杂散电流干扰等因素影响，导致管道不同程度存在螺旋焊缝、环焊缝、划痕、凹坑、椭圆变形及内外壁腐蚀缺陷。这些缺陷如果不能及时发现并得到处理与控制，长时间发展下去，导致管道失效的风险很大。因此。对管道进行内检测十分必要，而作为其中一个重要环节的开挖验证，能够检验内检测数据是否准确，内检测数据分析的准确性对分析缺陷产生的原因，为下一步修复缺陷、削减管道失效风险提供科学依据。

1 管道及检测概述

某原油管道全长446 km，全线设置站场4座，阀室21座，设计压力8 MPa。输送介质主要为中东轻质原油，掺混一定比例的委内瑞拉重质原油。

根据站场的设置,内检测分为三段进行，自2014年1月4日发送第一个2支撑板3皮碗测径清管器开始，至2015年9月10日接收最后一个几何+IMU检测为止，历时614天完成了全线三轴高清漏磁、几何+IMU检测，共收发球作业32次，其中收发送清管器27次，收发检测器5次。

2  缺陷描述

该管道首站-中间站管段的检测工作于2014年10月完成，共报告缺陷（特征）35 095处，其中金属损失31 493处。

（1）位于首站出站50 322.605 m处前后，内检测信号显示连续5根管节存在760处内腐蚀缺陷，且内腐蚀时钟方位的分布符合积水腐蚀的特征。内检测信号部分截图如图1所示。

 

 

 

图1 50 322.605 m处内检测信号部分截图

（2）位于首站出站50 890.035 m处前后，内检测信号显示连续6根管节存在1 072处内腐蚀缺陷，且缺陷的时钟分布特征也显示为积水腐蚀。其下游的44620-44670段6根管节44 m范围内也存在532处内腐蚀缺陷，且内腐蚀均分布在5:00~7:00时钟范围内。与50 322 m处的内腐蚀类似，该管段也呈现出较典型的建设期试压水导致的内腐蚀特征。内检测信号部分截图如图2所示。

 

 

 

 

图2 50 890.035 m处内检测信号部分截图

3  开挖验证

根据内检测数据和开挖单信息，对2处缺陷点进行了开挖验证。

（1）该管道首站出站50 322.605 m处缺陷点位于丘陵地带，土质为黏土，附近有少量碎石，缺陷位置为一个爬坡段。通过雷迪测量管道走向和埋深，利用皮尺定位参考环焊缝，现场人工开挖并找到参考环焊缝。在该参考环焊缝下游4.478 m处为深度40 %的最大内部金属损失点，外观检查防腐层未见损伤，在该处清除防腐层50×20 cm，未出现剥离现象，管道外壁未发现其他腐蚀迹象和其他缺陷。通过测厚仪测量管道壁厚并标注，实际检出了40 %深度处及其附近共6处内腐蚀缺陷，内检测深度与验证深度符合较好。开挖验证的具体信息如表1所示。

表1 50 322.605 m处内腐蚀缺陷开挖验证信息

（2）该管道首站出站50 890.035m处缺陷段的地形为丘陵，主要农作物为花生、小麦，土质为黏土。通过雷迪测量管道走向和埋深，利用皮尺定位参考环焊缝，现场人工开挖并找到该参考环焊缝（焊缝号44600）。在该环焊缝下游5.855 m处为深度27 %的最大内部金属损失点，外观检查防腐层未见损伤。在该处清除防腐层5×5 cm，未出现剥离现象，管道外壁未发现其他腐蚀迹象和其他缺陷。通过测厚仪测量管道壁厚并标注，在顺油流方向实际检出了27 %深度处及其附近共3处内腐蚀缺陷，内检测深度与验证深度符合较好。开挖验证的具体信息如表2所示。

 

表2  50 890.035 m处内腐蚀缺陷开挖验证信息

 

4  原因分析

该原油管道首站出站50 322.605 m和50 890.035 m 2处缺陷相距568 m，处在同一工程段。50 322.605 m处内腐蚀分布情况与管道局部走向如图3所示，50 890.035 m处内腐蚀分布情况与管道局部走向如图4所示。根据内腐蚀分布情况推断，此2处的连续管节可能曾存在大量积水，积水应来自于建设期试压水。查阅建设施工资料，该管段于2011年5月左右试压，于2013年1月投产，由此推断积水在该处存在了1年7个月，内腐蚀应该是在这段时间内逐渐发展的。

此外，在该管道首站进行了初步调研，站内4座储罐不同程度存在积水，储罐有排污口但没有定期排水。且该管道为间歇式运行，不排除停输期间管道内产生积水的可能性。

 

 

图3  50 322.605 m处内腐蚀分布与管道局部走向

 

图4 50 890.035 m处内腐蚀分布与管道局部走向

此外，该原油管道内腐蚀集中分布于45～72 km范围内，此范围地形为丘陵。内腐蚀分布与管道里程-高程的关系如图5所示。可见这一范围地势较高，且高程变化频繁，存在大量类似于50 322 m及50 890 m处这样的局部低点，建设期试压水（主要因素）或运行期沉积水（次要因素）易于在这些局部低点沉积，造成管道出现内腐蚀。未开挖的大部分内腐蚀集中的管节，其内腐蚀时钟方位分布特征也大都显示出积水腐蚀的特征。

 

图5 某原油管道内腐蚀缺陷分布与里程-高程关系

 

5 总结和建议

（1）长输管道工程建设期水试压后应及时通球扫线，将积水排尽，避免产生积水腐蚀。如果建成后距投产时间较长，建议对管道分段注氮封存，以减少管道内壁腐蚀。

（2）管道运行期间应对大罐定期排除底部积水，特别是间歇式运行的管道，以降低积水腐蚀风险。 

作者：赵建涛，1982年生，毕业于青岛大学电子商务专业，目前在中石油山东输油有限公司从事管道管理工作。 

《管道保护》2017年第1期（总第32期）