趙志濤 武鍇 周煒彬 彭永寧 王春娟

國家管網(wǎng)集團西南管道蘭州輸油氣分公司

摘要：長(cháng)輸管道工藝站場(chǎng)埋地管道采取合理的防腐措施外加陰極保護設施，加強設計和施工環(huán)節管控，定期開(kāi)展腐蝕檢測和評價(jià)，發(fā)現問(wèn)題及時(shí)消除，能有效防止其腐蝕穿孔等問(wèn)題。以某成品油和原油管道合建站埋地管道腐蝕檢測結果為依據，分析了腐蝕產(chǎn)生的原因，進(jìn)行了綜合性治理，取得了良好的效果。由此提出了預防性控制措施，對做好工藝站場(chǎng)埋地管道安全管理工作具有一定的指導意義。

關(guān)鍵詞：輸油站；埋地管道；腐蝕檢測；預防措施

輸油管道工藝站場(chǎng)埋地管道由于深埋地下受土壤特性及地形沉降等外界因素的影響，加上防腐措施不到位，極易出現腐蝕、穿孔、泄漏等問(wèn)題，進(jìn)而引發(fā)安全生產(chǎn)和環(huán)境污染事故。本文根據某輸油站埋地管道檢測結果分析了站場(chǎng)埋地管道腐蝕原因，提出針對性地整改和預防措施。

1  埋地管道情況

該輸油站為成品油管道和原油管道的合建站，其中成品油管道于2002年投產(chǎn)運行，干線(xiàn)管道規格分別有Φ508 mm×8.7 mm、Φ457.2 mm×11.9 mm、Φ304.8 mm×4.4 mm三種，材質(zhì)均為X60；防腐層材料均為防銹油漆、無(wú)保溫層。排污管道規格分別有Φ76. 2 mm×4.8 mm、Φ50.0 mm×4.8 mm兩種，材質(zhì)均為20#；防腐層材料均為防銹油漆、無(wú)保溫層。原油管道于2013年投產(chǎn)運行，干線(xiàn)管道規格分別有Φ610 mm×15.9 mm、Φ508 mm×15.9 mm、Φ323.9 mm×15.9 mm三種，材質(zhì)均為L(cháng)450；防腐（保溫）層均為聚氨酯泡沫保溫層+瀝青涂層。排污管道規格分別有Φ114.3 mm×8.0 mm、Φ60.3 mm×5.0 mm兩種，材質(zhì)均為L(cháng)245；防腐（保溫）層均為防銹油漆+硅酸巖棉保溫層。站場(chǎng)均無(wú)陰極保護設施，埋地管道均無(wú)加熱設施。

2  埋地管道檢測

2.1  檢測方法

此次檢測采用了宏觀(guān)檢驗、壁厚測定、磁粉檢測 、超聲檢測 、超聲相控陣檢測 、硬度檢測、超聲導波檢測 、超聲C掃描檢測、防腐層開(kāi)挖直接檢測等多種方法。其中超聲導波檢測主要用于管段缺陷普檢和篩查，超聲測厚主要用于超聲導波無(wú)法覆蓋的管段位置以及缺陷判定后的驗證和定量測量，磁粉探傷及超聲波探傷主要用于焊縫檢測，防腐層開(kāi)挖直接檢測主要用來(lái)驗證上述方法檢測結果，需覆蓋全部管道類(lèi)型。

2.2  檢測結果

（1）成品油管道和原油管道檢測結果（表 1）。

表 1 輸油站埋地管道檢測結果

圖 1 原油管道宏觀(guān)檢驗腐蝕情況

（2）開(kāi)挖直接檢測結果。

成品油管道：開(kāi)挖探坑5處，檢測管段13段，除了超聲導波發(fā)現的缺陷點(diǎn)外其余管體均未見(jiàn)明顯腐蝕。

缺陷點(diǎn)情況：管道規格為Φ76.2 mm×4.8 mm，開(kāi)挖后發(fā)現管道外防腐層幾乎全部脫落，管體存在不同程度的外腐蝕；使用電火花檢漏儀對防腐層進(jìn)行漏點(diǎn)檢測，檢測電壓15 kV，發(fā)現多處防腐層破損；人工對管體防腐層打磨后目視檢測發(fā)現管體存在大量腐蝕坑，最大腐蝕坑最深為1.30 mm，剩余壁厚不達標，需要更換；開(kāi)挖檢測結果與超聲導波檢測結果相符合（圖 2）。

圖 2 成品油管道開(kāi)挖檢測現場(chǎng)

原油管道：開(kāi)挖探坑8處，檢測管段16段，除超聲導波發(fā)現的缺陷點(diǎn)外其余管體均未見(jiàn)明顯腐蝕。

缺陷點(diǎn)情況：管道規格為Φ323.9 mm×15.9 mm，開(kāi)挖后拆除保溫層發(fā)現管道外防腐層大面積脫落（長(cháng)度約4 m），管體存在不同程度的外腐蝕；使用電火花檢漏儀對防腐層進(jìn)行漏點(diǎn)檢測，檢測電壓15 kV，發(fā)現防腐層破損；人工對管體防腐層打磨后目視檢測發(fā)現管體彎頭處存在腐蝕坑，最大腐蝕坑最深為1.16 mm，剩余壁厚達標可以繼續使用。開(kāi)挖檢測結果與超聲導波檢測結果相符合（圖 3）。

圖 3 原油管道開(kāi)挖檢測現場(chǎng)

3  腐蝕原因及治理措施

3.1  腐蝕原因

上述兩個(gè)缺陷點(diǎn)產(chǎn)生的原因主要是管道無(wú)防腐層、防腐方式及保溫方式選擇不當造成局部破損，外加無(wú)陰極保護設施進(jìn)而產(chǎn)生大氣腐蝕（無(wú)保溫層）、保溫層下腐蝕、土壤腐蝕、雜散電流腐蝕等外部腐蝕減薄。

3.2  治理措施

檢測結束后，對缺陷點(diǎn)1和缺陷點(diǎn)2采取人工打磨除銹，缺陷點(diǎn)3換管后均加裝黏彈體防腐膠帶+鋁箔膠黏帶防腐。據此舉一反三，對該站場(chǎng)所有埋地管道均加裝了黏彈體防腐膠帶+鋁箔膠黏帶，并額外加裝了陰極保護設施。相較于三層PE、5油3布等防腐技術(shù)，黏彈體防腐膠帶+鋁箔膠黏帶技術(shù)具有操作簡(jiǎn)單、對現場(chǎng)施工要求低等特點(diǎn)，具備液體特性，在受到損壞時(shí)具有一定程度自愈合能力，在站場(chǎng)管道和設施等防腐中應用廣泛[1]。國內青海油田仙翼輸氣管道、西氣東輸二線(xiàn)站場(chǎng)管道都有用黏彈體進(jìn)行修復的實(shí)例[2-3]。

4  預防措施

4.1  運行階段

（1）防腐措施。發(fā)現埋地管道防腐層破損后要及時(shí)采取合理措施進(jìn)行治理。多采用石油瀝青防腐涂層、聚乙烯防腐層、聚乙烯膠黏帶防腐層、聚氨酯泡沫防腐保溫層和熔結環(huán)氧粉末涂層等[4]。防腐技術(shù)主要有三層PE、5油3布、黏彈體防腐膠帶+鋁箔膠黏帶等三種，綜合考慮與金屬黏接性、絕緣性能、防水性能、化學(xué)穩定性和經(jīng)濟實(shí)用、易修復、施工簡(jiǎn)單等因素，一般采用黏彈體防腐膠帶+鋁箔膠黏帶技術(shù)。

（2）管理措施。①建立健全特種設備安全技術(shù)檔案并及時(shí)更新完善；②嚴格按照TSG D7005―2018《壓力管道定期檢驗規則―工業(yè)管道》要求開(kāi)展埋地管道腐蝕檢測及修復工作；③安裝可視化標識標牌標明埋地管道的位置和走向并定期維護；④在入地管道處埋設檢測孔，檢測孔直達管道底部，每個(gè)月進(jìn)行一次油氣濃度檢測并做好記錄；⑤做好陰極保護設備設施的維護保養及故障排查檢修；⑥加強運行參數監控確保設備的運行壓力與工藝要求及安全整定壓力相匹配；⑦定期開(kāi)展安全附件及儀表校驗確保在校驗有效期內使用；⑧原油管道應加強對輸送介質(zhì)的含水量數據等取樣分析工作，及時(shí)監控和掌握站場(chǎng)設備和管線(xiàn)的腐蝕情況；⑨發(fā)現埋地管道出現防腐層失效、腐蝕等缺陷后及時(shí)采取合理的治理措施。

4.2  設計建設階段

站內管道盡量選擇架空敷設及地面敷設，如無(wú)條件實(shí)現，建議采取管溝敷設，以方便開(kāi)展管道檢修及維護。采用涂層外加陰極保護聯(lián)合使用是最為經(jīng)濟有效的防腐控制措施[5]。在管道進(jìn)入地面處最好設置厚度約150 mm的鋁箔，以減少管道受到土壤侵蝕及紫外線(xiàn)影響。埋地管道最好不加裝保溫設施。要加強施工質(zhì)量管理，經(jīng)各方聯(lián)合檢查簽字確認后方可填埋管道，一旦發(fā)現防腐層破損要及時(shí)采取有效的修復措施。

5  結語(yǔ)

埋地管道選擇恰當的防腐材料并嚴格控制防腐施工質(zhì)量，會(huì )大大延長(cháng)防腐層使用壽命。限于技術(shù)局限、設計及施工管理不當、運行管理不完善等原因，目前站場(chǎng)埋地管道還存在防腐方式簡(jiǎn)陋甚至無(wú)防腐措施、陰極保護措施欠缺、技術(shù)資料缺失等問(wèn)題，存在較大的安全風(fēng)險，需要從管道設計、施工、運行、維護的全生命周期全面加強管理。

參考文獻：

[1]張玉志，邵建，陳洪源，等.國內外管道外防腐層應用現狀與發(fā)展趨勢[J].油氣儲運，2011，30(11)：845-847．

[2]李文華.粘彈體防腐膠帶、鋁熱焊技術(shù)在青海油田仙翼輸氣管線(xiàn)水淹段測試樁恢復與防腐層修復中應用[J].科技創(chuàng )新導報，2009(26)：17-19.

[3]袁春，李建忠，王穎，等.粘彈體防腐材料研制及其應用[J].油氣儲運，2012，31(11)：837-840．

[4]張亞楠.石油埋地管道的腐蝕問(wèn)題及防范[J].云南化工，2020，47(11)：155-157．

[5]郭登科.長(cháng)輸管道工藝站場(chǎng)埋地管線(xiàn)腐蝕原因及防護途徑[J].全面腐蝕控制，2020，34(11)：52-53.

作者簡(jiǎn)介：趙志濤，1987年生，本科，工程師，西南管道蘭州輸油氣分公司臨洮作業(yè)區副經(jīng)理，現主要從事長(cháng)輸管道生產(chǎn)運行及安全管理工作。聯(lián)系方式：18189699971，715557742@qq.com。