野山至甘泉原油管道適用性研究與評價

袁瑞華

陜西延長石油（集團）管道運輸公司

隨著國家石油石化天然氣工業標準不斷提高，對安全、環保管控的要求越來越嚴。為了防止油氣管道運行期間出現滲漏、泄漏、起火、爆炸、污染等意外事件發生，保障企業高質量、安全、環保發展，輸油輸氣高危管道必須定期做內檢測，提前發現油氣管道運行中存在的問題或隱患，依據油氣管道內檢測分析結果，對油氣管道內檢測發現的問題或隱患一一對應開挖驗證、修復。因此，油氣管道定期做全面智能內檢測工作很有必要，可以使油氣管道與自然、生態、社會、人類、經濟和諧友好發展。

目前，國內外管道內檢測方法有清管器檢測、超聲波檢測、漏磁檢測、幾何變形檢測、電渦流檢測、中心線檢測等，其中主要應用的是超聲波檢測、漏磁檢測結合幾何變形檢測[1-5]。國外有幾家公司從事管道檢測研發和服務工作：巴西國家石油公司研發了幾何變形檢測器；英國的GE PII 管道內檢測服務公司研發了超聲波檢測器和漏磁檢測器；全球最大的德國ROSEN 管道內檢測服務公司研發了電磁超聲裂紋檢測器；世界第三大油田服務供應商Baker Hughes 研發了幾何變形檢測器、中心線檢測器、漏磁檢測器、拖拽式檢測器；美國俄克拉荷馬州塔爾薩TDW 公司研發了全球第一臺清管器，提供漏磁檢測、幾何檢測、中心線檢測及電磁超聲檢測等服務；荷蘭茲韋恩德雷赫特PipeSurvey International 提供包括照相檢測、幾何變形檢測、中心線檢測、漏磁檢測多種管道檢測服務；隸屬于俄羅斯石油運輸公司Transneft 的DIASCAN 公司主要進行超聲波檢測、漏磁檢測、幾何變形檢測等輸油管道的檢測；韓國Korea Gas Corpration 公司提供漏磁檢測、幾何變形檢測、中心線檢測等服務。國內也有幾所高校和企業從事油氣管道檢測研發和服務工作，如北京派普蘭管道科技有限公司、河南啄木鳥檢測公司、北京同仁拓豐檢測公司及中石油、中海油相關單位的檢測公司。但是，從近年國內外管道檢測報告比較分析，檢測中都有缺陷漏檢、缺陷誤判、定位不準等共性問題，這意味著管道滲漏、泄漏、污染等意外事故的發生隱患沒有徹底檢測到位，整改不徹底，管道內壁完整性管理水平及安全管理水平有待繼續提高。另外，國內外油氣管道缺陷檢測中的數據處理方法主要為傳統的數據處理方法，如譜分析、統計分析，以及后來發展起來并廣泛應用的小波分析、自適應濾波處理、支持向量機、智能集成（人工神經網絡、模式識別等）、數據融合等新方法[6-9]。本次管道內檢測數據處理方法主要采用傳統的數據處理、智能集成及數據融合等方法。

針對上述傳統管道內檢測方法不足，本次檢測方法有所創新，使得管道缺陷位置和數量更為準確，數據更可信，保證后期開挖、驗證、修復地點準確，避免無效開挖造成人力、物力、財力浪費。本文主要采用漏磁檢測與幾何檢測相結合的方法，再輔助以輸油管道外檢測PCM/DM 方法、高后果區檢測法的復合檢測方法對野山至甘泉輸油管道適用性進行內檢測研究，分析管道制造缺陷、腐蝕、管道直徑、壁厚、外防腐層、地質環境、輸送介質等因素對長輸管道的內外壁完整性的影響特征，保證管道每次內檢測及時準確發現并準確定位缺陷，以期為長輸管道內外壁完整性檢測與評級研究提供參考，更好地預防管道滲漏、泄漏、污染等意外事故的發生，提高管道完整性管理水平及安全管理水平。

1 評價參數和對象

本次適用性評價對象為野山至甘泉原油管道內檢測的數據。管道適用性評價中所使用的基本參數、公式和依據說明如下：

野山至甘泉管道2009 年建成投產，管道長93.7 km，鋼管類型為ERW 焊管，鋼級為X60，管徑406 mm，管道公稱壁厚分別為6.4 mm、7.1 mm、7.9 mm、8.74 mm 和9.53 mm，本文僅研究6.4 mm壁厚管段；管道設計壓力9 MPa，最大運行壓力（MAOP）6.3 MPa；輸送介質為原油；設計系數0.72（依據GB 50253—2014 標準名稱選取）；屈服強度415 MPa（依據GB/T 9711—2011 取值）；抗拉強度520 MPa（依據GB/T 9711—2011 取值），設置有陰極保護。管道缺陷補強后強度的計算模型（或修復設計公式）有幾種，包括A 型套筒、B 型套筒、環氧鋼套筒、復合材料套筒等計算模型（或修復設計公式），其具體修復設計計算模型可參照Q/SY 1592—2013《油氣管道管體修復技術規范》標準。

2 金屬損失適用性評價

目前管道缺陷剩余強度評價標準及方法很多，常用的有ASME B31G 或SY/T 6151、DNV-F101 或SY/T 10048、SY/T 6477 或API 579、SHANNON、PCORRC 等，各方法評價結果略有差異。國內外針對各方法的適用性進行了大量的試驗研究，并取得廣泛共識：ASME B31G（或 SY/T 6151）、SY/T 6477（或API 579）比較適用于低鋼級管道安全評價，而對高鋼級管道則偏于保守；DNV-RPF101（或SY/T 10048）、PCORRC 比較適用于高鋼級管道。

本次評價的野山至甘泉段原油管道采用X60 管材，考慮到管道安全性，本報告中將SY/T 6477—2017 作為剩余強度評價準則。

2.1 金屬損失剩余強度評價方法

2.1.1 評價步驟及參數選取

金屬損失剩余強度評價方法采用SY/T 6477-2017 中局部金屬損失的一級評價方法進行評價[10]，步驟如下：

（1）計算壁厚中間參量tc。

（2）計算剩余壁厚比Rt。

（3）檢查缺陷極限尺寸。

如果以下條件均滿足，則進入下一步，否則缺陷不能通過一級評價。

條件1：Rt≥0.20。

條件2：tmm-FCA≥2.5 mm。

其中，tmm為最小測量壁厚，mm；FCA為腐蝕余量；Lmsd為缺陷與管道不連續處的距離，常見的管道不連續處包括角焊縫、三通支管、法蘭等部位。

（4）根據當前遠離缺陷處的管道壁厚確定管道最大允許工作壓力，通常為管道設計壓力。

（5）繪制最大允許工作壓力下的缺陷極限尺寸圖，橫坐標為缺陷軸向長度，縱坐標為缺陷深度與管道壁厚的比值。

（6）將內檢測確定的金屬損失尺寸L代入第5步繪制的圖中，如果點落在圖中曲線上或者曲線下方，則該缺陷在當前運行壓力下可以接受；反之，則該缺陷在當前運行壓力下不可以接受。

（7）如果缺陷在當前運行壓力下不可以接受，計算剩余強度因子RSF；如果RSF≥RSFa（許用剩余強度因子），則該局部金屬損失在第4 步確定的最大允許工作壓力MAWP下仍可以接受；如果RSF＜RSFa，表明局部金屬損失在最大允許工作壓力MAWP下不可接受，可計算局部金屬損失缺陷的最大安全工作壓力Ps，并計算出預估維修比ERF。

本次評價管材最小屈服強度SMYS取415 MPa，根據壁厚6.4 mm、7.1 mm、7.9 mm、8.74 mm 和9.53 mm，設計壓力9.0 MPa，設計系數按照GB 50253—2014《輸油管道工程設計規范》中輸油站外一般管段，取0.72，許用剩余強度因子RSFa取0.9。

2.1.2 金屬損失增長速率計算方法

由于內檢測給出的金屬損失缺陷并未進行更加精確的分析，很可能為腐蝕缺陷，而腐蝕缺陷隨著時間的增長會進一步發生腐蝕。因此本報告依據腐蝕增長速率來預測金屬損失的未來發展情況，從而判定出計劃修復時間和再檢測時間，以保障缺陷及時修復并決定再檢測周期。對于金屬損失的增長速率，主要根據檢測數據來估算，即根據兩次檢測數據的對比確定腐蝕的增長率，并且腐蝕增長率的估算一般會采用相對保守的原則。

最普遍的預測腐蝕增長率的方法是對比兩組近些年內檢測的數據。如果僅有一次內檢測數據，則可以采用全壽命或半壽命的方法來預測金屬損失的增長速率，獲取最深金屬損失的腐蝕增長率和全部金屬損失的平均增長率。根據業主的安全策略和可接受準則，來確定所采用的腐蝕增長率。例如，公司的安全策略極其保守，并且經濟計劃沒有問題，可以采用最深金屬損失的腐蝕增長率作為管道的整體腐蝕增長率來評價。

（1）全壽命腐蝕增長率計算。全壽命腐蝕增長速率應用如下公式計算：

式中：GRc為腐蝕增長率，mm/a；d2為最近一次檢測的腐蝕深度，mm；d1為上次檢測的腐蝕深度，mm；T2為最近一次檢測的時間，a；T1為上次檢測的時間，如果沒有，T1為管道投產時間，a。

（2）半壽命腐蝕增長率計算。半壽命腐蝕增長速率應用如下公式計算：

式中各參數同式（1）。

由于該管道僅有一次檢測結果，距投產日期為9 年，從安全性考慮，本報告中采用半壽命腐蝕增長率計算方法開展評價。由于該管段從投產以來，并未進行過基線檢測，因此T1按投產時間計算（2009 年），T2為檢測時間（2018 年），d1為0。

2.1.3ERF計算方法

ERF描述金屬損失處的最大安全工作壓力與管道最大允許工作壓力MAWP的關系，若ERF＞1，則說明要維修，以此給出建議維修點，ERF按式（3）計算。

式中：ERF為預估維修比；MAWP為管道最大允許工作壓力，MPa，按管道設計壓力取值；PS為評價方法計算得到的缺陷處的最大安全工作壓力，MPa。

2.1.4 修復規則

根據目前國際上廣泛使用的金屬損失評價規則以及缺陷深度對管道運行安全的影響，按照如下規則給出修復規則：

規則1：金屬損失軸向尺寸超出SY/T 6477—2017 局部腐蝕評價方法所允許的極限尺寸且ERF大于1，立即修復。

規則2：金屬損失按照自腐蝕速率增長時，缺陷深度超出SY/T 6477—2017 局部腐蝕評價方法所允許的尺寸且ERF大于1，在超出年份之前進行修復。

規則3：金屬損失坑深比大于80%時，立即修復。

2.2 外部金屬損失剩余強度評價

2.2.1 外部金屬損失評價結果

圖1、圖2 分別為6.4 mm 壁厚管道的外部金屬損失尺寸評價結果和ERF圖，根據評價規則1 可以看出，在設計壓力為9.0 MPa 下，6.4 mm 壁厚的管道外部金屬損失分別有3 處不能通過SY/T 6477—2017 局部金屬損失的一級評價（t為管道壁厚，下文同），具體數據見表1。

表1 修復規則1 和修復規則2 確定的需修復外部金屬損失特征與修復時間Tab.1 Characteristics and repair time of external metal loss to be repaired determined by Repair Rule 1 and Repair Rule 2

2.2.2 外部金屬損失自腐蝕速率計算結果

采用半壽命腐蝕增長率計算方法確定的6.4 mm壁厚管道外部金屬自腐蝕速率計算結果如圖3 所示。由圖3 可知，6.4 mm 壁厚管道外部金屬損失最大增長速率為0.384 mm/a，平均增長速率為0.088 mm/a。

圖3 管道外部金屬損失自腐蝕速率分布Fig.3 Self-corrosion rate distribution of pipeline external metal loss

2.2.3 外部金屬損失自腐蝕速率增長評價結果

圖4 為考慮自腐蝕速率增長（1 年、2 年、3年、4 年、5 年的圖省略）8 年的6.4 mm 壁厚管道外部金屬損失增長評價結果，圖5 為考慮自腐蝕速率增長（1 年、2 年、3 年、4 年、5 年的圖省略）8 年的6.4 mm 壁厚管道外部金屬損失ERF圖。根據規則2 做出評價，從評價結果可以看出，外部金屬損失需修復情況為第1 年增加3 處、第2 年增加10處、第3 年增加7 處、第4 年增加10 處、第5 年增加9 處、第8 年增加22 處，具體信息見表1。

圖4 自腐蝕增長8 年后管道外部金屬損失評價結果Fig.4 Evaluation result of pipeline external metal loss after 8 years of self-corrosion increase

圖5 自腐蝕增長8 年后管道外部金屬損失ERF 圖Fig.5 ERF diagram of pipeline external metal loss after 8 years of self-corrosion increase

2.2.4 坑深比大于80%的外部金屬損失特征

在考慮自腐蝕速率增長情況下，坑深比大于80%的外部金屬損失特征如表2 所示，依據修復規則3，6.4 mm 壁厚管道8 年內金屬損失為0 處，具體信息見表2。

表2 需修復或開挖驗證外部金屬損失所在鋼管信息（20 根鋼管）Tab.2 Steel pipe information of pipes(20 pipes)where external metal loss to be repaired or excavated and verified located

2.3 內部金屬損失剩余強度評價

2.3.1 內部金屬損失評價結果

圖6、圖7 分別給出了6.4 mm 壁厚管道的內部金屬損失尺寸評價結果和ERF圖，根據評價規則1可以看出，在設計壓力為9.0 MPa 下，6.4 mm 壁厚的管道內部金屬損失均能通過SY/T 6477—2017 局部金屬損失的一級評價。

圖6 管道內部金屬損失評價結果Fig.6 Evaluation result of pipeline internal metal loss

圖7 管道內部金屬損失ERF 圖Fig.7 ERF diagram of pipeline internal metal loss

2.3.2 內部金屬損失自腐蝕速率計算結果

采用半壽命腐蝕增長率計算方法對6.4mm 壁厚管道內部金屬進行自腐蝕速率計算，結果如圖8 所示。由圖8 可知，6.4 mm 壁厚管道內部金屬損失最大增長速率為0.318 mm/a，平均增長速率為0.138 mm/a。

圖8 管道內部金屬損失自腐蝕速率分布圖Fig.8 Self-corrosion rate distribution of pipeline internal metal loss

2.3.3 內部金屬損失自腐蝕速率增長評價結果

圖9 為考慮自腐蝕速率增長（1 年、2 年、3年、4 年、5 年的圖省略）8 年的6.4 mm 壁厚管道內部金屬損失增長評價結果，圖10 為考慮自腐蝕速率增長（1年、2年、3年、4年、5年）8年的6.4 mm壁厚管道內部金屬損失ERF圖。根據規則2 進行評價，由評價結果可以看出，內部金屬損失需修復情況為第4 年為0 處、第5 年增加1 處、第8 年增加0 處。

圖10 自腐蝕增長8 年后管道內部金屬損失ERF 圖Fig.10 ERF diagram of pipeline internal metal loss after 8 years of self-corrosion increase

2.3.4 坑深比大于80%的內部金屬損失特征

在考慮自腐蝕速率增長情況下，分析坑深比大于80%的內部金屬損失特征，依據修復規則3，6.4 mm 壁厚管道8 年內需修復均為0 處。

3 結論與建議

（1）野山至甘泉原油管道外部金屬損失23處，根據評價結果，3 年內建議開挖驗證或修復23處外部金屬損失特征。內部金屬損失0 處，對6.4 mm 壁厚自腐蝕評價，其8 年內，內部金屬損失需修復均為0 處。外部金屬損失的修復方式可參考國際管道研究委員會制定的管道修復手冊，主要包括：對于外部金屬損失峰值深度小于80%壁厚時，可采用A 型套筒、環氧鋼套筒、B 型套筒、復合材料補強、機械夾具、換管等永久性修復方式或補板等臨時性修復方式；對于峰值深度大于80%壁厚以上的外部金屬損失，可采用B 型套筒、機械夾具或換管等永久性修復方式；對于環焊縫上存在腐蝕的情況，可采用B 型套筒和復合材料補強等永久性修復方式。如采用換管方式，3 年內需更換20 根鋼管，共涵蓋105 個外部金屬損失特征。

以上建議是基于本次內檢測發現的缺陷（特征）評價結果，由于內檢測實施過程中存在部分傳感器在某些缺陷失去響應或受到干擾，可能存在缺陷漏檢或尺寸量化偏差較大的情況，建議對此予以充分考慮。同時，建議對管道沿線高后果區進行識別，并及時修復位于高后果區的缺陷特征。今后油氣管道內檢測時，建議繼續采用漏磁檢測、幾何檢測與DM 外檢測、高后果區檢測輔助相結合的復合法，使得檢測缺陷定位、定量更準確。業主務必保存好本次全部檢測相關原始數據、記錄、報告等整套資料，以便下次檢測做數據對比。

本次野山至甘泉輸油管道內檢測發現其金屬損失較為嚴重，急需按照上述建議盡快落實開挖、驗證、修復等相關后續事宜。

（2）本次內檢測方法進行了大膽創新，創新點是以內檢測為主結合外檢測、高后果區檢測的復合檢測法。這種方法優勢在于使管道完整性管理數據更準確、更完整，防止管道外層與管道接觸處缺陷漏檢和高后果區小缺陷漏修復，同時確定管道缺陷位置和數量更為全面、準確，數據更可信，保證后期開挖、驗證、修復地點、問題定位和定量準確，避免無效開挖浪費人力、物力、財力，保證高后果區小缺陷及時修復。

（3）本次內檢測大數據處理主要采用的傳統數據處理法、集成智能方法及數據融合法已經發展成了一種基本技術，對管道檢測缺陷概率、大小、數量、類型、定位、精度、開挖、修復及后期維護維修技術方案都非常重要，能提高具有缺陷的運行管道安全可靠性。當然，如何提高管道缺陷檢測數據處理效率及其安全可靠性仍是管道缺陷檢測發展研究的一個主要方向。

（4）內檢測對管道排查安全隱患及其重要，但單一的內檢測還不能滿足管道安全日益發展需要，未來管道檢測方法發展趨勢必將是以內檢測為主，結合外檢測、高后果區檢測、陰極保護雜散電流干擾檢測、陰極保護檢測等兼容一體的復合檢測方法。