燕冰川 任重 賈光明 張海亮

中國石油管道公司

摘要：針對長(cháng)輸油氣管道面臨的內腐蝕特別是點(diǎn)蝕和針孔問(wèn)題，總結了國內外油氣管道內腐蝕研究現狀、主要機理，概括了長(cháng)輸油氣管道內腐蝕控制標準和主要的防控技術(shù)。針對點(diǎn)蝕和針孔，分別開(kāi)展了內檢測器牽引試驗、超聲測厚檢測試驗、壓力試驗，并對試驗數據進(jìn)行了深入分析。從完整性評價(jià)的角度，對點(diǎn)蝕和針孔進(jìn)行了全方位剖析。在此基礎上，提出了國內管道針對內腐蝕防控的合理建議，可為油氣管道完整性管理和內腐蝕管理向前發(fā)展提供決策支持和技術(shù)參考。

關(guān)鍵詞：油氣長(cháng)輸管道；內腐蝕；牽引試驗；壓力試驗

近年來(lái)，由于內腐蝕而引發(fā)的管道失效事件逐漸顯現。部分新建管道尚未正式投產(chǎn)，置放時(shí)間較長(cháng)后，投產(chǎn)階段即發(fā)生內腐蝕穿孔，老齡管道內腐蝕失效更為嚴重。不僅站外管道，站內工藝管道也多發(fā)管道內腐蝕泄漏[1]。失效分析表明，泄漏點(diǎn)出現在管道爬坡段和相對位置低點(diǎn)，尺寸很小，不易發(fā)現，屬于點(diǎn)蝕和針孔范疇。如何發(fā)現并防控此類(lèi)缺陷，風(fēng)險是否能夠承受，承壓能力如何，是管道管理者面臨和需要解決的難題。

1  管道內腐蝕研究現狀與主要防控措施

據研究分析，微生物在沉積水中大量繁殖，是成品油內腐蝕的主要成因；而輸送工藝易于形成沉積水腐蝕環(huán)境，則是管線(xiàn)嚴重內腐蝕的主要因素。陳韶華[2]等人認為造成管道腐蝕穿孔的直接原因是原油中含有一定礦化度的水,在原油輸送過(guò)程中逐漸沉積在線(xiàn)路低洼處的管道底部，造成腐蝕穿孔。

歐洲成品油管道的內腐蝕分析認為，水是導致管道發(fā)生內腐蝕的主要原因。如在彎管附近、閥門(mén)、低洼管段、站內復雜管網(wǎng)等特殊部位，電化學(xué)腐蝕的危害要遠高于正常環(huán)境，加之與微生物腐蝕的綜合作用下，其內腐蝕速率要高于管道正常環(huán)境的幾倍甚至幾十倍。

若水中同時(shí)含有O2和CO2時(shí)，管材的腐蝕會(huì )更嚴重。原油中活性硫含量越高腐蝕性越強，活性硫含量不同還會(huì )導致在不同溫度范圍內腐蝕速率隨溫度變化的敏感性不同。水中對腐蝕起促進(jìn)作用的有害離子如Cl-含量越高，發(fā)生局部腐蝕的幾率越高。原油中的雜質(zhì)較多，沉積后造成氧濃差電池有利于局部腐蝕的萌生，加速腐蝕穿孔[3]。

目前國內針對內腐蝕控制的標準有，GB/T23258—2009《鋼制管道內腐蝕控制規范》（采標NACE SP0106—2006《Control of Internal Corrosion in Steel Pipelines and Piping Systems》）SY/T 0087.2—2012《鋼質(zhì)管道及儲罐腐蝕評價(jià)標準 埋地鋼質(zhì)管道內腐蝕直接評價(jià)》。近年來(lái)，內腐蝕直接評價(jià)技術(shù)、內腐蝕監測等已成為研究和應用熱點(diǎn)，但效果不理想[4-8]。

針對管道建設、施工和投產(chǎn)期的內腐蝕防護措施，國內標準沒(méi)有明確規定。目前歐洲所采取的防護措施主要有封閉存放、應用氣相緩蝕劑和防銹油。針對因施工原因產(chǎn)生的雜質(zhì)問(wèn)題，目前歐洲通常采用嚴格的建設施工標準和監管措施，用行政手段去抑制施工雜質(zhì)的導入[9]。

運營(yíng)期管道內腐蝕控制措施主要包括：控制腐蝕介質(zhì)、加強清管頻次、添加緩蝕劑、使用內涂層和耐蝕合金等，目前國內標準只針對油品本身有質(zhì)量要求，尚缺乏針對腐蝕介質(zhì)的控制指標。國外主要采取的措施有投注緩蝕劑（殺菌劑）、主動(dòng)殺菌設備、內涂層、油品脫水、清管等。從源頭上控制油品中水含量也是降低內腐蝕有效的方法，但是對油品進(jìn)行脫水處理成本較高，不易實(shí)現。

2  內檢測技術(shù)對點(diǎn)蝕的適用性

為了驗證漏磁內檢測器對點(diǎn)蝕的適用性，有必要開(kāi)展牽引試驗。本次牽引試驗以近期管道上實(shí)際出現的失效案例為基礎，加工了包括針孔、小尺寸點(diǎn)蝕（≤2A×2A）、焊縫異常、補焊特征等非常規的缺陷（特征），旨在評估現有（漏磁）內檢測技術(shù)對此類(lèi)缺陷的檢測能力，評估常規的尺寸量化模型的適用性。由于涉及檢測商的檢測能力評價(jià)，因此以下部分對不同檢測商采用A、B、C、D和E代稱(chēng)。加工的缺陷大多數位于各檢測商公布的檢測性能指標之外，只有A、B、C三家給出了部分尺寸范圍的檢測性能指標，對該部分按照SY/T 6597 內檢測系統的鑒定進(jìn)行了評價(jià)。對于性能指標之外的缺陷僅作概要的統計分析，評估現有技術(shù)現狀及改進(jìn)方向。檢出率與缺陷尺寸間對應關(guān)系如圖1所示。

圖1 點(diǎn)蝕和針孔牽引試驗結果

主要試驗結論如下。

（1）硬件配置。通過(guò)查看檢測數據，顯示目前各檢測公司信號通道數在72-120。通道數與信號的環(huán)向分辨率相關(guān)，對于針孔、軸向溝紋等缺陷影響較大，通常來(lái)說(shuō)環(huán)向通道數越多，可檢測的缺陷尺寸（面積）就越小，這一點(diǎn)從各家報告的針孔、環(huán)向溝紋數量得到一定的驗證。

（2）綜合各公司點(diǎn)蝕、針孔的檢測報告情況，對于此次牽引試驗，各家報告的檢測邊界線(xiàn)對于≥4 mm的缺陷具有較好的檢出率。對于直徑小于 4 mm的，深度如果超過(guò)40%或者60%也有可能探測到。對于檢出率各家公司最高相差10%左右，總體檢出情況較為接近，應該代表了目前漏磁內檢測技術(shù)的整體水平。

（3）點(diǎn)蝕。共加工33處，直徑10~20 mm。

檢出率方面，A、B、C、D均全部檢測到，檢出率100%，E公司報告32處，檢出率97%，可以認為五家公司對于缺陷的檢出占比基本一致。深度偏差方面，偏差±10%wt以?xún)鹊腃公司占比最高26/33，其次是E公司19/33，A公司18/33，B、D公司12/33。報告結果顯著(zhù)偏低，且分散性較大。

以上牽引試驗的結果表明，針對點(diǎn)蝕和針孔型的腐蝕缺陷，各家檢測公司的檢出率和檢測精度存在一定的差異，應根據實(shí)際管道的內腐蝕情況選擇合適的檢測公司。

3  外檢測技術(shù)對點(diǎn)蝕的適用性

超聲測厚儀是目前應用于內腐蝕深度檢測最常用的工具，超聲探頭最小直徑為6 mm，測量的是探頭覆蓋面的平均壁厚。對于尺寸較大（1 cm）的點(diǎn)蝕，在已知存在缺陷的情況下，內腐蝕定位和檢測困難，對于針孔缺陷(人造5處），在已知準確位置情況下，需調整測厚儀參數才可檢測出。

針對某條管道內腐蝕，截取長(cháng)度48.6 cm，點(diǎn)蝕坑數量共38個(gè)。采用深度規測量每個(gè)點(diǎn)蝕坑的深度，并采用直尺測量點(diǎn)蝕坑的長(cháng)度和寬度，然后采用內腐蝕開(kāi)挖驗證常用的超聲波測厚儀，從管道外壁測量每處點(diǎn)蝕位置的壁厚最小值，測量結果偏小。差異大部分在10%以上，均值為18.74%（圖2）。

圖 2  內腐蝕超聲測厚試驗

4 小尺寸內腐蝕壓力試驗

為了加深對點(diǎn)蝕或針孔內腐蝕的認知，開(kāi)展了6次水壓試驗，包含5處人造缺陷和1處真實(shí)缺陷。試驗情況如表 1所示。

典型的人造缺陷形貌和打壓后開(kāi)裂情況以及試驗時(shí)壓力曲線(xiàn)如圖3所示。6次壓力試驗均打壓到18 MPa以上，管體發(fā)生明顯屈服。

圖3 內腐蝕壓力試驗

6次水壓試驗在針孔型金屬損失上均未發(fā)生泄漏。打壓試驗壓力遠超現有標準評定的缺陷安全壓力。根據ASME B31G—2012 《腐蝕管道剩余強度評價(jià)手冊》的方法，結合早期A(yíng)SME B31G的方法，對打壓試驗中所有缺陷，評定的人造缺陷最大爆破壓力為12.83 MPa，最大安全壓力為9.22 MPa，評定的真實(shí)缺陷的最大爆破壓力為12.74 MPa，最大安全壓力為9.17 MPa。發(fā)生的兩次打爆均為焊接缺陷管段的焊縫，此兩處焊縫均為試驗場(chǎng)現場(chǎng)焊接，焊接條件較差，焊接工藝也與在役管道焊縫不同。

現有金屬損失安全評價(jià)公式均來(lái)源于A(yíng)SME B31G或與其類(lèi)似，其公式參數來(lái)自國外公司及行業(yè)機構的真實(shí)打壓試驗，屬于行業(yè)認可的評價(jià)方法，但主要適用于一般類(lèi)型的腐蝕缺陷。此次一系列水壓試驗表明針孔類(lèi)型的小尺寸金屬損失缺陷比一般類(lèi)型的金屬損失缺陷承壓能力強。

5  結論和建議

漏磁內檢測對點(diǎn)蝕和針孔型內腐蝕的檢出率在70%左右，檢測誤差在10%以上，應結合牽引實(shí)驗結果對不同的檢測管道選擇合適的內檢測提供商。超聲測厚外檢測技術(shù)對于點(diǎn)蝕或針孔適用性差，檢出率低且給出缺陷深度普遍低于實(shí)際尺寸。通過(guò)打壓試驗并不能評估并消除針孔缺陷風(fēng)險，針孔對管道承壓基本無(wú)影響，主要風(fēng)險在于快速發(fā)展至泄漏，由于針孔泄漏量較小，很難在短時(shí)間發(fā)現，長(cháng)時(shí)間發(fā)展后更容易造成環(huán)境風(fēng)險。

建議存在較高內腐蝕風(fēng)險的位置，安裝高靈敏度的超聲探頭進(jìn)行實(shí)時(shí)監測，實(shí)時(shí)掌握管道腐蝕現狀和管道狀態(tài)，以便采取合適的防控措施。針對內腐蝕較為嚴重的液體管線(xiàn)，建議測量清管產(chǎn)物中的腐蝕產(chǎn)物量和種類(lèi)、細菌含量和含水量，判斷管道的內腐蝕狀態(tài)和清管的效果，適當調整清管周期，控制管道內腐蝕速率。

建議從源頭上控制內腐蝕風(fēng)險，降低建設特別是水壓試驗與投產(chǎn)時(shí)間間隔，注意管道建設現場(chǎng)存放時(shí)兩端密封防止進(jìn)水，分析油管道開(kāi)展壓力試驗后干燥的必要性。由于站內工藝管道的特殊性，存在死油段或備用段，建議運營(yíng)方重視站內管道內腐蝕泄漏的風(fēng)險，提前預防。建議針對國家和行業(yè)內腐蝕防控相關(guān)標準，結合近年來(lái)失效案例和研究成果，進(jìn)行完善和提高，滿(mǎn)足管道運營(yíng)企業(yè)的需求。

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作者：燕冰川， 1979年生，博士，高工，從事長(cháng)輸油氣管道的完整性管理工作。

《管道保護》2018年第2期（總第39期）