慶咸段埋地輸油管道腐蝕檢測及防護

許延軍

延長油田股份有限公司

慶咸輸油管道工程管線鋪設于甘肅、陜西兩省境內,線路起點為甘肅省慶陽市長慶慶咸首站,終點為陜西省咸陽市長慶咸陽末站,管道全線包括輸油站場4座、截斷閥室10座,管道全長220.88 km,管徑為377 mm,管道材質采用L360(X52),外防腐層為環氧粉末,設計壓力為6.4 MPa,管道設計輸量500X104t/a.2006年6月完成管道鋪設工作,2006年11月投入使用,至今已運行13年.為防止慶咸輸油管道腐蝕而出現安全風險,需采取有效的管道檢測方法及時對管道運行狀況進行檢測,了解管道腐蝕現狀并進行分析研究,利用更合理的防腐技術與維護措施,從而減少事故損失,節約維修費用,提高管道運行水平[1].

油氣長輸管道腐蝕按部位不同分為內、外腐蝕,管道的內腐蝕主要由輸送的油氣介質中包含的硫化物、二氧化碳、溶解氧、水氣等雜質與管壁金屬發生化學和電化學腐蝕引起.降低管道內腐蝕多采用管道內壁做好防腐涂層以隔離管壁和腐蝕介質,或在輸送介質中添加緩蝕劑以減緩管壁腐蝕,在運行期間定期清管以去除管壁積累的易腐蝕雜質等措施來聯合處理[2].管道的外腐蝕受管道鋪設的外部環境影響極大,包括土壤、微生物、空氣、水、雜散電流等腐蝕因素的長時間作用,對管道外壁產生化學、電化學和物理腐蝕等.降低管道外腐蝕多采用管道外壁做好防腐涂層和防腐絕緣層以隔離管壁與外部環境接觸,管道外部設置電化學保護以降低電化學腐蝕等措施來聯合處理[3].

趙鑫闡述了油氣管道腐蝕檢測的意義和作用,介紹了常見的管道腐蝕檢測技術和修復技術,認為只有通過科學合理的管道檢測,才能明確管道腐蝕的情況并進行修復,減少安全事故的發生[4].

譚文捷等介紹了管道內、外腐蝕檢測技術,并分析了各種技術的優缺點,提出了腐蝕檢測技術存在的問題及發展趨勢[5].

楊洪銀等針對長距離管道無損檢測問題,基于管道腐蝕過程會產生不同頻率、幅值的聲發射信號,通過檢測釋放的聲發射信號并對其進行分析,判斷管道腐蝕損傷狀態,從而確定合理的維護措施,預防管道泄漏等事故[6].

程福松等分析了油氣管道腐蝕的原因,探討了常用腐蝕檢測技術應用條件及優缺點,可為油氣管道生產維護提供依據[7].

綜上所述,前人在油氣管道腐蝕檢測方面開展了大量的研究及現場實踐工作,主要側重于管道的內、外腐蝕檢測及維護方面,而對于長輸油氣管道的檢測及防護,以及綜合檢測方法技術的應用,有待進一步實踐[8].本文通過對慶咸原油集輸管道開展腐蝕防護檢測工作,評價各類檢測技術的優缺點及適應性,分析該段管道檢測結果,并提出了管理維護建議,可為慶咸原油集輸管道安全運行及維護提供借鑒.

1 慶咸輸油管道檢測組合技術

對于長輸原油管道而言,在內、外腐蝕檢測分析方面,需要利用多種技術組合才能取得更好的檢測效果.因此,針對慶咸輸油管道提出管道宏觀檢查、外防腐層完整性檢測、陰極保護有效性檢測、雜散電流和直接開挖的腐蝕檢測組合技術.最后綜合以上檢測結果,對防腐層缺陷漏點最大處采用直接開挖檢測,驗證檢測結果的準確性.

1.1 管道宏觀檢查

(1)管道附屬設施及敷設環境登記.對管道敷設沿線的管道附屬設施進行詳細登記,具體包括管道標志樁、測試樁、警示牌、防護帶、水工保護設施、穿跨越等,同時對管道穿越農田、荒地、灌木叢、村莊、城市、占壓等敷設環境進行詳細記錄.

(2)管道埋深、位置走向測定.探地雷達、聲波法、釬探法、多頻管中電流法等管道測量技術均可用于輸油管道檢測埋深及位置走向的詳細測量.在實際的管道檢測作業中,由于受到管道敷設環境、地面覆蓋物情況、檢測工期、設備、成本等因素的約束,通常采用多頻管中電流法進行檢測.

多頻管中電流法在管地間施加直流正弦波信號,信號自發射點向管道兩側傳輸,電流信號隨著管道距離的增加而衰減,通過接收機測量管中信號電流衰減情況.采用多頻管中電流法對管道進行檢測(圖1),可以得到管中信號電流衰減曲線.防腐層絕緣性能越好,絕緣電阻越大,電流損耗越小,此時電流衰減曲線正常;電流衰減曲線下降幅度增大說明此段管段異常,存在防腐層破損點,導致電流泄漏損耗加大.其中PCM檢測儀便攜耐用,精準度高,操作便捷,適用于輸油管道的定位探測.因此確定采用多頻管中電流測繪技術進行管道定位并測量埋深,利用接收器測定管道走向,并按照50 m的間距進行管道埋深測量,同時完成管道附屬設施登記及敷設環境記錄.

圖1 多頻管中電流法檢測Fig.1 Current detection in multifrequency tubes

1.2 管道外防腐層完整性檢測

在日常的生產運行中,無論管道的施工技術和運行維護如何高標準、嚴要求、重落實地實施,管道的外防腐層仍會存在部分不連續的漏點.管道防腐層漏點會形成陰極保護的不連續性,造成陰極保護效果降低或失效,同時防腐層漏點處管道與外界介質的直接接觸,也會造成管道發生外腐蝕.管道施工中噴涂不均勻、管道運輸發生磕碰、管道安裝中形成破損等是造成管道外防腐層存在漏點的重要原因.如果在管道建設的竣工驗收及投產時把關不嚴,造成管道防腐層漏點未被檢測發現就開始投入日常運行,隨著管道投用時間的增加,管道外防腐層的損壞面積會加大,管道腐蝕會愈發嚴重.在管道生產運行中,防腐層逐漸發生老化、管輸活動造成土壤應力、管道發生第三方破壞也會造成防腐層漏點不斷增多.

標準管地電位測試、密間隔電位測量、交流電位梯度法、電壓差檢測、多頻管中電流法等方法均可用于輸油管道外防腐層檢測.多頻管中電流法可同時進行定位探測和防腐層檢測,適用于油田管道的防腐層整體性能的定性評價.交流電位梯度法適用于油田管道防腐層破損點的查找和精準定位.

因此,采用多頻管中電流法和交流電位梯度法對管道進行檢測.根據多頻管中電流法測得的外防腐層絕緣電阻對外防腐層整體質量進行定性分級:絕緣電阻大于10Ω質量為一級,5~10Ω質量為二級,3~5Ω質量為三級,1~3Ω質量為四級.根據交流電位梯度法測得的防腐層破損點泄漏電流方向和電流衰減率值對外防腐層破損點精準定位,根據測量結果統計破損點分布密度,確定防腐層缺陷嚴重程度.

交流電位梯度法定位破損點儀器如圖2所示.當PCM電流衰減曲線突然損耗加大、衰減異常時,在此段異常管段5 m范圍內進行測量定位,對管道施加交流電流信號,使用接收器讀取防腐層破損點附近的泄漏電流方向和電流衰減率值.泄漏電流方向在接收器以左右箭頭顯示,其指向為管道防腐層破損點方向;順著箭頭方向進行左右定位,同時讀取電流衰減值,衰減值在20~80內不斷增大代表不斷地在靠近破損點位置,衰減值為80時為最高點峰值,此處距離破損點距離為0.5 m左右,破損點正上方的衰減值會稍微減小.

圖2 交流電位梯度法定位破損點儀器Fig.2 Instrument for locating damage points through AC ground potential gradient method

1.3 管道陰極保護有效性檢測

一般采用標準管/地電位檢測(P/S)法對管道陰極保護有效性進行檢測.通過在沿線測量管道各測試點的陰極保護電位來評價管道的陰極保護效果.對管道全線測試樁的實地電位進行檢測,管道陰極保護電位應不大于-850 mV,根據實測數據來統計分析陰極保護系統為正常保護、欠保護或過保護狀態,評價管道的陰極保護效果.

1.4 雜散電流檢測

雜散電流普查測試同陰極保護有效性檢測同時進行,針對檢測管道不同地段的情況選擇在沿線測試重要區域,尤其是測試樁測量電位與歷史數據相差較大、有明顯干擾源的區域(如強電力高電壓設備附近、鐵路等直流通電設施近距離并行段、與其他伴有陰極保護系統管道交叉等位置),聯合應用管線密間隔電位法進行雜散電流的測試評價.密間隔電位法是在陰極保護系統上安裝同步斷路器,設置斷路器以通電800 ms、斷電200 ms為周期對陰極保護系統進行周期性通/斷動作;同時,在管道上方以3 m為間隔,利用測試儀對管道進行位置定位及電位測量,可得到雜散電流干擾電位差來判斷干擾程度.管地電位的波動值大于20 mV時,表示存在雜散電流干擾,干擾程度為弱;波動值大于100 mV時,必須采取防護措施.根據密間隔電位測試結果,對管道雜散電流的重點干擾區域提出防護建議.

1.5 開挖直接檢測

直接檢測的開挖點選取依據前期管道防腐層及陰極保護系統檢測時發現的防腐層破損點情況而定,原則上應全部進行實地開挖檢測.如果檢測處管道的防腐層破損點數量過多,根據現場地貌地形、等現場實際情況進行綜合判斷,按10%的比例抽樣選取防腐層缺陷漏點最大處進行開挖.

管道探坑開挖后,需檢查并記錄防腐層外觀、厚度、破損點等情況(圖3).

圖3 管道開挖探坑Fig.3 Pipeline excavation and pit exploration

2 管道檢測結果

2.1 管道埋深

慶咸輸油管道管體設計敷設埋深為1.05 m(管頂覆土深度),管徑為377 mm,管體中心至覆土頂層深度為1.238 5 m,由于PCM埋深檢測的結果為管體中心到覆土頂層的深度,故本次檢測以1.238 5 m作為標準埋深對實測埋深進行校核.檢測結果表明,埋深不滿足設計要求的共453段(處),長度為31 450 m.

2.2 土壤腐蝕性

對管道沿線12處的土壤抽樣檢測,土壤的腐蝕性具體劃分如下:土壤電阻率小于20 Ω.m為強,20~50 Ω.m為中,大于50 Ω.m為弱.2018年4月對慶咸輸油管道敷設環境的土壤腐蝕性進行測試,土壤電阻率均大于50 Ω.m(表1),土壤的腐蝕性均評價為弱.

表1 土壤電阻率測試統計Tab.1 Statistics of soil resistivity test

對16處開挖處管道附近的土壤pH值進行測試.土壤pH值小于4.5腐蝕性為強,4.5~6.5為中,6.5~8.5為弱,各處測試位置的pH值在6.4~6.8之間,均處于弱酸性,氧化還原電位均在200~400 mV,含水率、Cl-質量分數、SO42-質量分數、土壤總含鹽量都比較低,如表2所示.

2.3 管道外防腐層完整性

經檢測,慶咸輸油管道防腐層長度共計220.88 km.防腐層質量等級為一級管段長195.98 km,占總長的88.73%;質量等級為二級管段長23.55km,占總長的10.66%;質量等級為三級管段長1.35 km,占總長的0.61%;質量等級為四級管段長度為0.共檢測出外防腐層破損點220處,平均0.996 km-1.

表2 土壤理化分析統計Tab.2 Statistics of soil physicochemical analysis

2.4 陰極保護有效性

慶咸輸油管道陰極保護方式為強制電流陰極保護,管道沿線共設陰極保護站3座,分別位于慶咸首站、彬縣清管站及咸陽末站,站內恒電位儀均正常工作.

防腐層長度共220.88 km,管道陰極保護電位應不大于-850 mV.管道的管地電位檢測結果顯示,處于有效保護的管段長度為175.29 km,整體保護率為79.35%,此部分管道的電位處于-1 200~-850 mV之間.其中處于欠保護狀態的管段長度為45.59 km,此部分管道的電位大于-850 mV.

對全線雜散電流干擾源進行了普查,發現雜散電流干擾源主要為高壓電線及電纜線.對沿線進行了6處雜散電流測試:管地電位的波動值大于20 mV時,為存在雜散電流干擾,干擾程度為弱;管地電位波動值大于100 mV時,必須采取防護措施.經檢測6處雜散電流干擾程度均為弱.

2.5 管道開挖檢驗及腐蝕原因分析

(1)防腐層破損.經檢測,管道直接開挖的16處均有防腐層破損,開挖驗證準確率100%.在這些破損點中,導致外防腐層發生破損現象的原因主要為防腐層施工質量差和物理損傷.其中防腐層施工質量原因造成的破損有2處,占開挖點總數的12.5%;物理損傷原因造成的破損有14處,占開挖點總數的87.5%.防腐層施工質量原因造成的2處破損均為管道補口處的防腐層剝落;物理損傷原因造成的破損均為外部施工或平田整地造成的機械劃傷,導致防腐層剝落.

(2)管體缺陷及表面腐蝕.經檢測,管道直接開挖的16處破損點中有3處管體有缺陷,1處為硬物磕碰造成的少許麻坑,另2處均為機械損傷造成的管體缺陷,其余12處管體無損傷.管道開挖有1處管線表面存在輕微的腐蝕,其余管線表面無腐蝕產物.造成管體表面有輕微銹跡的原因是陰極保護電位不足造成管體欠保護,從而導致管體輕微腐蝕.

(3)管道壁厚和防腐層厚度測試.管道壁厚測試結果表明,管體壁厚的減薄均不是很明顯,缺陷處最小管體壁厚符合管道設計壁厚要求,現場已對管體缺陷進行了補強.外防腐層厚度檢測結果表明,管道整體外防腐層的平均厚度均達到了管道防腐層設計厚度的要求.

3 結論與建議

對慶咸輸油管道腐蝕情況調查分析并檢測后,基本掌握了慶咸輸油管道的現場情況.評價結果表明,慶咸輸油管道完整性狀態良好,但存在一定安全隱患,主要為管道埋深不足區段共453段,長度為31.45 km,露管管段2處,管道占壓50處;防腐層質量等級為三級管段長度為1.35 km,外防腐層破損點220處;陰極保護欠保護的管段有45.59 km;3處開挖檢測管體有缺陷,現已完成補強修復.

對檢測發現的埋深不足區段的管道,特別是2處露管位置,采用管線下降改造或者水土保持措施,從而加大埋深的方法,使管道的覆土層厚度達到要求.對50處管道占壓進行協調并予以清除.對33處缺失及損壞的地面標識設施進行補足及修復,其中缺失損壞無法修復的進行更換.對偏移位置大于2 m的298處地面標識設施進行重新埋設.現場共檢測出220處防腐層破損點,直接開挖檢驗處均已修復,建議對剩余194處進行開挖修復,同時對管體腐蝕狀況進行檢測,若存在超標缺陷,須對超標缺陷進行處理.陰極有效性檢測結果表明,整體保護率為79.35%,建議盡快對欠保護的管道進行改造,使全線處于保護狀態,并加強陰極保護狀態監測.