背景

某输油管道材质L360，规格Φ377×6.4/8.0 mm，长度200 km，自2016年运行至今，输量逐渐降低，曾在一年内发生泄漏事故十余次，大部分泄漏部位发生在管道4点钟至8点钟位置。

分析

该管道不具备开展内检测条件，根据GB/T 34350―2017《输油管道内腐蚀外检测方法》，首先进行输油管道相关数据收集。根据实际地形并结合输油管道流体分析、腐蚀风险分析、高程地势变化数据分析和历史泄漏位置统计分析，对管道内腐蚀敏感位置进行预测，对重点腐蚀管段进行开挖检测。

该管道输送低含盐、低含水、低含硫且低酸原油，腐蚀性不强。采出水腐蚀性及结垢性较强，在管道底部形成沉积水易造成腐蚀引起穿孔。管线地势起伏较大，高程落差大，存在很多容易积液的低洼部位。管道长时间维持在较低流速（0.3 m/s），加速了管道的腐蚀（图 1）。

图 1 不同流速下水层位置变化模拟图

通过高程测量，对频繁发生腐蚀泄漏的管段进行流体模拟，分析管道内易于发生积水的位置，共预测有21处腐蚀敏感区域，确定其中10处为本次开挖验证检测位置。开挖点管道开展管体壁厚测量、腐蚀漏磁检测和超声相控阵检测，共发现65个风险点均存在不同程度局部腐蚀减薄情况，且位置均在管道4点钟至8点钟方向。10个开挖检测点的数据分析结果证明，通过内腐蚀直接评价技术得出的腐蚀点位置均可靠、有效（图 2）。

图 2 开挖点相控阵检测结果截图

启示

输油管道内腐蚀特征主要以点蚀和局部腐蚀为主，集中在4点钟至8点钟位置，由于长时间低流速运行，导致管线低洼部位因积液形成多个内腐蚀高风险部位。内腐蚀风险点随介质含水量的增高而增多，随介质流速的加快而减小。管线运营单位可根据实际情况，适当提高管内介质流速，从而降低内腐蚀风险。

（撰稿人：中国特种设备检测研究院李仕力）