管道内腐蚀直接评价及修复技术研究

欧阳海涛，郭立雄，温俊阳，李彬，王宏武

(1. 中海油石化工程有限公司，山东 青岛 266101；2. 廊坊中油朗威工程项目管理有限公司，河北 廊坊 065000；3. 中国石油西南管道天水输油气分公司，甘肃 天水 741002；4. 中国石油天然气股份有限公司 管道济南输油气分公司，山东 济南 250000；5. 中国石油青海油田分公司 管道输油处，青海 格尔木 816000)

内腐蚀直接评价(ICDA)是评价埋地管道内腐蚀对管道完整性影响的方法，其原理是对管道沿线上可能出现水或者固体物质长期累积的位置进行识别和详细检查，如果最可能发生长期内腐蚀的各个位置经检查无明显腐蚀迹象，则认为其他不易受到腐蚀的位置不太可能发生腐蚀。该方法不适用于在不可预测的位置已经发生腐蚀或者泄漏的管道。对于中等或较高内腐蚀率的管道，该评价方法不是取代内检测的一种经济评价方法。

ICDA是一个连续、循环、不断修正趋准的过程，通过识别、评价已经发生的腐蚀部位和趋势，以便提出维护建议，达到不断改进的目的。ICDA包括四个步骤： 预评价、间接检测与评价、直接检测与评价、后评价。

1 内腐蚀直接评价

1.1 预评价

预评价是间接检测与评价和直接检测与评价前的准备工作。包括： 资料及数据收集；检测方法及仪器要求；ICDA可行性评价；ICDA管段划分。

ICDA管段划分： 按管输介质品种、介质腐蚀性、流动方式、运行条件、管道内防护方式、管道规格及材质、施工因素、维护更换年限及相关信息、管道腐蚀泄漏事故发生频率等影响腐蚀发生位置、腐蚀机理或腐蚀速率等进行划分。ICDA管段可以是连续的，也可是不连续的。

1.2 间接检测与评价

1)依据SY/T 0087.2—2012《钢质管道及储罐腐蚀评价标准 埋地钢质管道内腐蚀直接评价》的方法，结合设计、施工、投产、试运行等历史资料记录，确定内腐蚀的程度和分布情况。

间接检测一般采用瞬变电磁检测(TEM)方法检测平均管壁减薄率，腐蚀较严重的管段或检测数据异常处进行加密检测；对存在强电磁干扰、同沟敷设、套管及弯头等特殊部位可使用超声导波检测方法检测管壁横截面积损失率。也可使用其他间接检测方法，如金属磁记忆法(MTM)，判断管道腐蚀较严重的位置，但应确保检测的可靠性及可行性。

2)依据NACE SP 0208—2008 《液体石油管道内腐蚀直接评价方法》的方法，利用软件模拟分析影响管道内腐蚀的各项因素的敏感性。

内腐蚀敏感性预测步骤包括： 采用载波相位差分技术(RTK)精确测量管道中心线的高程变化，通过多相流建模定义随流态而变的管线内腐蚀直接评价亚区域；通过腐蚀速率模型预测一个管线段在不同位置的腐蚀程度；通过临界积液分析确定管线中易积液的管段；根据管道实际情况可通过积水概率分析、腐蚀概率分析等确定管线各段的腐蚀总概率；综合多相流模型和内腐蚀预测模型结果后进行分析，并用来选择一个管线内腐蚀直接评价区域里最可能出现腐蚀的地方，然后确定其为评价点。

1.3 直接检测与评价

根据间接检测的腐蚀严重程度确定开挖检测点数量及顺序进行直接开挖检测。检测确定开挖坑内管段腐蚀严重部位，对开挖处的腐蚀严重部位检测管道内壁腐蚀尺寸，并确定最大腐蚀深度、最大轴向长度和最大环向长度，分级评价每个ICDA管段的开挖点腐蚀深度，对管道内壁减薄严重部位进行管道剩余强度评价，分析腐蚀原因，并修正直接检测分级准则，为管道运行和维护提供决策依据。

直接检测的具体操作步骤：

1)根据测绘放样现场定位直接检测点，并标识位置。

2)按要求开挖检测坑，并采用多种无损检测手段，例如X射线检测、超声波C扫描、超声波A扫描和超声波测厚等，视现场具体情况和仪器的操作条件决定使用哪几种检测手段进行检测，检测完成后恢复防腐层并回填探坑。

3)对检测结果系统分析，若分析发现有新的内腐蚀敏感区，应增加直接检测点，直到所有内腐蚀敏感区都覆盖到为止，最终得出管线各段的内腐蚀程度和内腐蚀速率。

1.4 后评价

分析前面3个步骤所收集的数据，以评价管线内腐蚀直接评价有效性；结合管线地区类别，评估缺陷剩余强度；确定再评价的间隔时间。

2 修复策略

为了保证管道的完整性，根据完整性检测评价结果，按照“轻、重、缓、急”对检测出的管道防腐层破损点、段及防腐层老化管段、管体腐蚀等实施维修维护。维修维护工作将严格按照油气管道相关修复标准的要求进行，主要措施有实施防腐层修复，管体腐蚀点、段补强修复，打补丁、包覆，局部更换等。修复后的管道实施全程复检，查找因大的破损点干扰而漏检的部分小的破损点，对漏检破损点再次实施修复，修复前要分析维修重点并制订详细的维修计划。

2.1 分析维修重点

某管道主要风险因素是管道腐蚀、材料缺陷、设计和施工质量，其次为环境条件和第三方破坏。具体方法如下：

1)对失效数据进行统计分析。基于失效数据分析具体管道的失效原因，如果该管道无失效历史，可参考相似管道数据。

2)结合风险评价成果综合分析。定期实施的在役管道风险评价，综合管道内外腐蚀、应力腐蚀、制造和施工缺陷、机械损伤、地质灾害、地震危害、人身安全、环境影响、经济损失等众多指标，科学地确定风险管段及其主要威胁因素，风险按评价等级统一排序进行治理。对高风险管段的威胁因素，结合该管道的失效原因，对失效原因与威胁因素重叠的管段，应列为治理重点区域，重叠的威胁因素为重点治理风险类型。

2.2 制订维修计划

缺陷维修方案确定之后，还要确定防止管道以后失效的预防方法，如增加阴极保护、注入缓蚀剂、改变管道的运行条件等。对于减少或消除因第三方损坏、外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂以及误操作等造成的管道事故，预防措施起着主要作用。

1)第三方破坏的预防措施。包括： 增加完善管道标志或安全警告装置；增加公众宣传教育；提高巡检频率；管道用地维护；管道物理保护；增加埋设深度；增加管道壁厚。

2)腐蚀控制。包括： 管道涂层修复；管道清管；加注缓蚀剂；增加阴极保护装置。

3)泄漏监测，减小因泄漏造成的经济损失。包括： 缩短发现泄漏的时间；缩短找出泄漏点的时间；减少泄漏量；缩短应急反应时间；提高应急反应能力；对泄漏源进行隔离和控制。

4)降压运行。在对缺陷进行开挖、修复前，降低运行压力是暂时的、有效的降低风险措施。降低运行压力能降低风险，能获得较大的安全系数。

2.3 实施维修维护

按照相应的管道维护维修方案，分别维护维修外防腐层、管体和部分腐蚀严重的区域，将事后修复变为事前修复。

1)外防腐层修复。包括： 石油沥青防腐管，采用胶带防腐修复；黄夹克聚胺脂保温管，采用防腐漆加胶带修复。

2)管体修复。包括： 动火修复、套筒修复(带压堵漏)、管道局部更换。

a)动火修复。蚀坑深度小于1.0 mm，腐蚀面积大于1 cm2时建议动火补焊修复。

b)套筒修复(带压堵漏)。蚀坑深度大于1.0 mm，分布面积较大的建议套筒修复。

c)管道局部更换。蚀坑深度大于1.0 mm，大面积腐蚀且分布面广，可综合管道的使用年限考虑进行计划更换。

3)对部分腐蚀严重、电力线缆密集区管段加装阴极保护装置。

3 结束语

针对无法实施管道内检测的管段运用ICDA内腐蚀直接评价技术，通过预评价、间接检测与评价、直接检测与评价和后评价4个步骤预测内腐蚀严重的管道，根据预测和无损检测的结果，对不同腐蚀程度的管道实行分级分类处理，形成一整套管道内腐蚀直接评价及修复技术流程，为管道完整性的管理提供了操作依据。