吳錦強

西部管道公司

西部成品油管道起于新疆烏魯木齊，止于甘肅蘭州，線(xiàn)路全長(cháng)1 858 km。沿線(xiàn)有12座站場(chǎng)、50座線(xiàn)路截斷閥室，穿越農田約600 km、大中型河流13處及多處自然保護區和水源地。本文運用液體石油管道內腐蝕直接評估方法（LP-ICDA）對西部成品油管道某管段進(jìn)行評估，為后續管道完整性管理提供相關(guān)依據，防止內腐蝕造成泄漏。

1 LP-ICDA簡(jiǎn)介

管道完整性評估的主要方法包括內檢測、水壓試驗和直接評估。內腐蝕直接評估方法（ICDA）屬于直接評估（DA）的一種，可有效預測內腐蝕風(fēng)險位置。相較于內檢測和水壓試驗方法，其優(yōu)勢在于不依賴(lài)內檢測工具，可應用于不能進(jìn)行清管或水壓測試的管道，并且可評價(jià)整個(gè)生產(chǎn)運營(yíng)期間管道的內腐蝕情況，從而為管道的完整性管理提供可靠依據[1-2]。目前，對液體石油管道進(jìn)行內腐蝕直接評估主要采用LP-ICDA方法。

LP-ICDA適用于管道內部所含底部沉積物和水量比例少于總輸量5%的石油管道，評估過(guò)程包括預評估（Pre-Assessment）、間接檢測（Indirect Inspection）、詳細檢查（Detailed Examination）和后評價(jià)（Post Assessment）四個(gè)步驟[3]，缺一不可。

2 評估步驟

2.1預評估

預評估是LP-ICDA的第一步，主要包括數據收集、LP-ICDA可行性評價(jià)和LP-ICDA分區[3]。收集的數據主要包括設計建設資料、運行維護歷史、測量數據、腐蝕記錄、液體分析報告和完整性評價(jià)或維護活動(dòng)前的檢測報告等。

2.1.1數據收集

西部成品油管道里程-高程如圖1所示。評價(jià)管段為西部成品油管道的一部分，其相關(guān)數據列于表1。

 

圖1西部成品油管道里程-高程圖

表1  西部成品油管道某管段數據

  2.1.2 可行性評價(jià)

  通過(guò)數據分析，發(fā)現該管段正常輸送時(shí)所含的水或沉積物在5%以下；間接檢測可以確定最有可能發(fā)生內腐蝕的位置；正常運行期間沒(méi)有連續的水相；無(wú)內涂層；可進(jìn)行詳細檢查；可確定再評估時(shí)間間隔。故采用內腐蝕直接評估方法對該管段進(jìn)行評估具有可行性。

  2.1.3 LP-ICDA分區

通過(guò)預評估所收集的數據來(lái)確定LP-ICDA分區。內腐蝕直接評估區域是規定長(cháng)度的管道的一部分[4]。規定長(cháng)度是指管道上可能帶入水的新入口之前的管體長(cháng)度。因此需對評價(jià)管段上下游關(guān)系、分支匯入匯出情況和是否有流向的改變進(jìn)行分析，同時(shí)依據直接評估原則和標準要求考慮溫度、壓力等參數的變化，確定內腐蝕直接評估區域。

該管段因C站不定期分輸，分別考慮C站分輸和C站無(wú)分輸的情況，通過(guò)分析管道入口、出口和運行單元，最后確定分成2個(gè)獨立的內腐蝕直接評估區間（見(jiàn)表2）。

表2 西部成品油管道某管段LP-ICDA分區

另外，考慮該管段溫度和壓力等運行參數的變化，將其分為四個(gè)時(shí)間區間進(jìn)行評估。

2.2 間接檢測

LP-ICDA間接檢測不借助任何檢測工具，而是通過(guò)分析流體模型和管道高程剖面圖，評價(jià)內腐蝕評估區間內腐蝕發(fā)生的可能性沿管道里程的分布[3]，其流程如圖2所示。該步驟需要將臨界速率、水分或固體積聚的臨界傾角與管道高程比較分析，在最長(cháng)周期內腐蝕性介質(zhì)積聚可能性最大的位置發(fā)生內腐蝕的可能性最大，通過(guò)該項分析可確定詳細檢查的位置。傾角不是唯一影響水和固體積聚的因素，因此積聚也有可能發(fā)生在水平管段。

 

圖2  LP-ICDA間接檢測流程

在這個(gè)過(guò)程中，主要考慮的因素有：水分離臨界角、水積聚風(fēng)險、固體積聚風(fēng)險。下面以分析C站無(wú)分輸時(shí)該管段第一時(shí)間分區的情況進(jìn)行說(shuō)明。

  2.2.1水分離臨界角

當湍流擾動(dòng)下液滴不發(fā)生破碎的最大液滴尺寸dmax=液滴從油水乳狀液中分離出來(lái)的尺寸dcrit時(shí)，對應的角度為目標管道油水分離臨界角。經(jīng)計算，當C站無(wú)分輸時(shí)，第一時(shí)間分區該管段的dmax=0.017D（D為管道直徑），dcrit與管道傾角相關(guān)，具體數值見(jiàn)圖3，全里程范圍內，dmax>dcrit，水不能進(jìn)入油相，油水分離，臨界角為81°。

 

圖3  C站無(wú)分輸時(shí)第一時(shí)間分區dcrit隨里程變化情況

  2.2.2水積聚風(fēng)險位置

水積聚風(fēng)險通過(guò)計算原位水流速得到，原位水流速接近于0的位置，即可能發(fā)生水的積聚，內腐蝕風(fēng)險增大。該管段為液體石油輸送管道，管道被液體填滿(mǎn)，含水率低于1%。

該管段原位水流速沿里程分布的趨勢如圖4所示。其中原位水流速接近0的里程位置，為該管段在此時(shí)間分區的水積聚風(fēng)險位置。

 

圖4  C站無(wú)分輸第一時(shí)間分區原位水流速沿里程分布情況

  2.2.3固體積聚風(fēng)險

  根據混合流速，對多種流態(tài)進(jìn)行分析。在流速足夠高時(shí)，由于擾動(dòng)比較大，所有的固體相都懸浮著(zhù)。當流速降低時(shí)，密度大于液體的固體開(kāi)始沉降，并在管道底部淤積，形成可移動(dòng)的沉積層。當顆粒驅動(dòng)力低于阻止顆粒移動(dòng)的力時(shí)，顆粒就沉淀下來(lái)。

將沉積床流速與原位水流速進(jìn)行對比，當原位水膜速度大于沙沉積速率時(shí)，如果目標管道中存在沙，則會(huì )沿管道移動(dòng)，否則將會(huì )沉積在管道底部。該管段原位水流速-沙沉積流速沿里程分布如圖5所示，其中差值小于0的位置，沙可能沉積在管道底部，即固體積聚風(fēng)險位置。

 

圖5  C站無(wú)分輸時(shí)第一時(shí)間分區原位水流速-沙沉積流速沿里程分布

按照以上方法，考慮所有的時(shí)間分區，分析該管段分別在2個(gè)獨立的LP-ICDA評估區域下的水積聚和固體積聚風(fēng)險位置。

根據該管段工況條件，考慮上述積液概率、沙沉積概率、最長(cháng)可能積液時(shí)間等腐蝕影響因素，結合影響范圍值設定，進(jìn)行腐蝕概率計算，由此判斷內腐蝕風(fēng)險次序，進(jìn)而明確需要重點(diǎn)關(guān)注的位置。經(jīng)統計，評估區域一和評估區域二分別有23處和14處重點(diǎn)關(guān)注的里程點(diǎn)位置，在后期管道完整性管理工作中應重點(diǎn)考慮這些位置。

  2.3 詳細檢查

詳細檢查即開(kāi)挖管道進(jìn)行檢測，鑒定并描述內腐蝕特征，確定所選定位置的內腐蝕情況。

參考NACE 0208-2008對于開(kāi)挖點(diǎn)選擇的推薦作法，在每個(gè)LP-ICDA區間內應對前2處最大優(yōu)先級別的位置進(jìn)行詳細檢查。因此，在評估區域一和區域二分別選擇前2處內腐蝕概率最高的位置，并且在區域二另選1處腐蝕概率較高的位置作為驗證。結合高程數據，考慮開(kāi)挖可行性及現場(chǎng)勘查結果，5個(gè)開(kāi)挖點(diǎn)的坡度、埋深和地貌情況見(jiàn)表3。

開(kāi)挖后，使用超聲波測厚儀對管道進(jìn)行壁厚檢測，現場(chǎng)開(kāi)挖檢測（見(jiàn)圖6）。根據壁厚檢測結果，得知5個(gè)開(kāi)挖位置的實(shí)際測量壁厚都大于額定壁厚的90%（ 見(jiàn)表4）。因此，可以初步判斷沒(méi)有顯著(zhù)內腐蝕缺陷。根據估算的腐蝕速率，判斷5個(gè)開(kāi)挖點(diǎn)的腐蝕狀況屬于NACE SP0775-2013標準中規定的輕度腐蝕，腐蝕風(fēng)險較低。

 

圖6 現場(chǎng)開(kāi)挖檢測

  2.4后評估

后評估即評價(jià)LP-ICDA的有效性和確定再次評價(jià)的時(shí)間間隔。超聲波壁厚檢測結果表明，目標管道不存在嚴重的內腐蝕及頂部腐蝕問(wèn)題，因此內腐蝕直接評估方法適用于對目標管道進(jìn)行內腐蝕評估。結合API 1160和ASME B31.8S的規定，如果之后運行中目標管道輸量不發(fā)生顯著(zhù)變化，則完整性檢驗工作的最大再評估時(shí)間間隔為5年。

  3 結論

利用液體石油管道內腐蝕直接評估方法，對西部成品油管道某管段內腐蝕狀況進(jìn)行了直接評估。通過(guò)間接檢測，確定后續完整性管理和檢驗中需重點(diǎn)關(guān)注的水積聚和固體積聚風(fēng)險位置共有37處。選取有代表性的里程位置進(jìn)行詳細檢查，利用超聲波壁厚測量確認管壁腐蝕損失，結果根據管道運行情況確定的5處開(kāi)挖位置管段均未發(fā)現顯著(zhù)內腐蝕缺陷，最大壁厚損失小于6%，管道內腐蝕風(fēng)險較低，未出現由于積水導致的顯著(zhù)內腐蝕特征。同時(shí)，通過(guò)后評估驗證了LP-ICDA的有效性，并確定了再次評價(jià)的時(shí)間間隔。 

參考文獻：

[1] Asokan P. Pilai. Direct Assessment Pipeline Integrity Management[C]. NACE CORROSION 2011.

[2] Oliver Moghissi, Wei Sun, Concepcion Mendez, et al. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology For Liquid Petroleum Pipelines[C]. NACE CORROSION 2007.

[3] NACE SP0208-2008，Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines[S].

[4] NACE SP0206-2006，Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas[S].

作者：吳錦強，西部管道公司總經(jīng)理助理，安全副總監，管道處處長(cháng)。

《管道保護》2017年第3期（總第34期）