趙建濤　劉振斌　王振兵

中石油山東輸油有限公司  

由于受焊接工藝水平、現場(chǎng)施工條件限制，以及建設期水試壓后掃線(xiàn)不徹底，輸送介質(zhì)、土壤環(huán)境、雜散電流干擾等因素影響，導致管道不同程度存在螺旋焊縫、環(huán)焊縫、劃痕、凹坑、橢圓變形及內外壁腐蝕缺陷。這些缺陷如果不能及時(shí)發(fā)現并得到處理與控制，長(cháng)時(shí)間發(fā)展下去，導致管道失效的風(fēng)險很大。因此。對管道進(jìn)行內檢測十分必要，而作為其中一個(gè)重要環(huán)節的開(kāi)挖驗證，能夠檢驗內檢測數據是否準確，內檢測數據分析的準確性對分析缺陷產(chǎn)生的原因，為下一步修復缺陷、削減管道失效風(fēng)險提供科學(xué)依據。

1 管道及檢測概述

某原油管道全長(cháng)446 km，全線(xiàn)設置站場(chǎng)4座，閥室21座，設計壓力8 MPa。輸送介質(zhì)主要為中東輕質(zhì)原油，摻混一定比例的委內瑞拉重質(zhì)原油。

根據站場(chǎng)的設置,內檢測分為三段進(jìn)行，自2014年1月4日發(fā)送第一個(gè)2支撐板3皮碗測徑清管器開(kāi)始，至2015年9月10日接收最后一個(gè)幾何+IMU檢測為止，歷時(shí)614天完成了全線(xiàn)三軸高清漏磁、幾何+IMU檢測，共收發(fā)球作業(yè)32次，其中收發(fā)送清管器27次，收發(fā)檢測器5次。

2  缺陷描述

該管道首站-中間站管段的檢測工作于2014年10月完成，共報告缺陷（特征）35 095處，其中金屬損失31 493處。

（1）位于首站出站50 322.605 m處前后，內檢測信號顯示連續5根管節存在760處內腐蝕缺陷，且內腐蝕時(shí)鐘方位的分布符合積水腐蝕的特征。內檢測信號部分截圖如圖1所示。

圖1 50 322.605 m處內檢測信號部分截圖

（2）位于首站出站50 890.035 m處前后，內檢測信號顯示連續6根管節存在1 072處內腐蝕缺陷，且缺陷的時(shí)鐘分布特征也顯示為積水腐蝕。其下游的44620-44670段6根管節44 m范圍內也存在532處內腐蝕缺陷，且內腐蝕均分布在5:00~7:00時(shí)鐘范圍內。與50 322 m處的內腐蝕類(lèi)似，該管段也呈現出較典型的建設期試壓水導致的內腐蝕特征。內檢測信號部分截圖如圖2所示。

圖2 50 890.035 m處內檢測信號部分截圖

3  開(kāi)挖驗證

根據內檢測數據和開(kāi)挖單信息，對2處缺陷點(diǎn)進(jìn)行了開(kāi)挖驗證。

（1）該管道首站出站50 322.605 m處缺陷點(diǎn)位于丘陵地帶，土質(zhì)為黏土，附近有少量碎石，缺陷位置為一個(gè)爬坡段。通過(guò)雷迪測量管道走向和埋深，利用皮尺定位參考環(huán)焊縫，現場(chǎng)人工開(kāi)挖并找到參考環(huán)焊縫。在該參考環(huán)焊縫下游4.478 m處為深度40 %的最大內部金屬損失點(diǎn)，外觀(guān)檢查防腐層未見(jiàn)損傷，在該處清除防腐層50×20 cm，未出現剝離現象，管道外壁未發(fā)現其他腐蝕跡象和其他缺陷。通過(guò)測厚儀測量管道壁厚并標注，實(shí)際檢出了40 %深度處及其附近共6處內腐蝕缺陷，內檢測深度與驗證深度符合較好。開(kāi)挖驗證的具體信息如表1所示。

表1 50 322.605 m處內腐蝕缺陷開(kāi)挖驗證信息

（2）該管道首站出站50 890.035m處缺陷段的地形為丘陵，主要農作物為花生、小麥，土質(zhì)為黏土。通過(guò)雷迪測量管道走向和埋深，利用皮尺定位參考環(huán)焊縫，現場(chǎng)人工開(kāi)挖并找到該參考環(huán)焊縫（焊縫號44600）。在該環(huán)焊縫下游5.855 m處為深度27 %的最大內部金屬損失點(diǎn)，外觀(guān)檢查防腐層未見(jiàn)損傷。在該處清除防腐層5×5 cm，未出現剝離現象，管道外壁未發(fā)現其他腐蝕跡象和其他缺陷。通過(guò)測厚儀測量管道壁厚并標注，在順油流方向實(shí)際檢出了27 %深度處及其附近共3處內腐蝕缺陷，內檢測深度與驗證深度符合較好。開(kāi)挖驗證的具體信息如表2所示。

表2  50 890.035 m處內腐蝕缺陷開(kāi)挖驗證信息

4  原因分析

該原油管道首站出站50 322.605 m和50 890.035 m 2處缺陷相距568 m，處在同一工程段。50 322.605 m處內腐蝕分布情況與管道局部走向如圖3所示，50 890.035 m處內腐蝕分布情況與管道局部走向如圖4所示。根據內腐蝕分布情況推斷，此2處的連續管節可能曾存在大量積水，積水應來(lái)自于建設期試壓水。查閱建設施工資料，該管段于2011年5月左右試壓，于2013年1月投產(chǎn)，由此推斷積水在該處存在了1年7個(gè)月，內腐蝕應該是在這段時(shí)間內逐漸發(fā)展的。

此外，在該管道首站進(jìn)行了初步調研，站內4座儲罐不同程度存在積水，儲罐有排污口但沒(méi)有定期排水。且該管道為間歇式運行，不排除停輸期間管道內產(chǎn)生積水的可能性。

圖3  50 322.605 m處內腐蝕分布與管道局部走向

圖4 50 890.035 m處內腐蝕分布與管道局部走向

此外，該原油管道內腐蝕集中分布于45～72 km范圍內，此范圍地形為丘陵。內腐蝕分布與管道里程-高程的關(guān)系如圖5所示�？梢�(jiàn)這一范圍地勢較高，且高程變化頻繁，存在大量類(lèi)似于50 322 m及50 890 m處這樣的局部低點(diǎn)，建設期試壓水（主要因素）或運行期沉積水（次要因素）易于在這些局部低點(diǎn)沉積，造成管道出現內腐蝕。未開(kāi)挖的大部分內腐蝕集中的管節，其內腐蝕時(shí)鐘方位分布特征也大都顯示出積水腐蝕的特征。

圖5 某原油管道內腐蝕缺陷分布與里程-高程關(guān)系

5 總結和建議

（1）長(cháng)輸管道工程建設期水試壓后應及時(shí)通球掃線(xiàn)，將積水排盡，避免產(chǎn)生積水腐蝕。如果建成后距投產(chǎn)時(shí)間較長(cháng)，建議對管道分段注氮封存，以減少管道內壁腐蝕。

（2）管道運行期間應對大罐定期排除底部積水，特別是間歇式運行的管道，以降低積水腐蝕風(fēng)險。 

作者：趙建濤，1982年生，畢業(yè)于青島大學(xué)電子商務(wù)專(zhuān)業(yè)，目前在中石油山東輸油有限公司從事管道管理工作。 

《管道保護》2017年第1期（總第32期）