黄土塬地区集输管道内腐蚀检测方法探讨

孙雪峰

（中石化石油工程地球物理有限公司胜利分公司，山东 东营 257100）

0 引言

目前，油田经过多次开采后，黄土塬油田集输管道输送的原油，其中含水率达到90%以上，该地区原油中含有硫化氢、硫化物、二氧化碳等酸性物质，在较好的水环境中，管道内壁极易发生电化学腐蚀。随着管道服役年限的增加，腐蚀加剧严重，进而导致管道泄露事故频繁发生，不仅造成单位经济损失，还破坏了生态环境，原油泄露问题急需解决。

本文针对黄土塬地区特殊的地理情况，根据多方调查分析，对集输管道泄露提出针对性解决方案，解决采油厂实际需求。

1 黄土塬油田集输管道现状分析

从管道的完整性管理技术分析，管道信息从制造开始都要纳入管道安全管理考虑的范畴，当前，由于长输的管道建设标准统一，其管理规则，而油田集输管道建设比较复杂，不能简单复制完整性管理技术，集输管道需要进行全面分析。集输管道总结有以下几个特点：

（1）集输管道是由于采油站到集输站的短距离输送需求而建的，管道长度长短根据实际情况而定，管径也根据出油率定，多数管线比较细小，管径多在100mm内，井场越多，管线越多，按照一线一档案，采油厂管理也很困难；

（2）铺设路线没有专业规划，没有考虑管道腐蚀及后续管理的难点，选择比较短而快的地方，穿越道路没有作特殊处理，道路下管线腐蚀严重，同沟铺设较多，没有同沟铺设的距离限制，部分管道交叉铺设，导致后期管道出现问题，查找管线非常困难；

（3）管线种类繁多，基础资料没有准确收集和保存，许多管线的钢材型号及建设年份不准确，置信度低，导致后期检测评价都没有准确依据；

（4）管线输出原油的成分、压力、温度等变化较大，由于多次开采，含水率变化较大，砂、药不断增加，冬天温度低需要加热炉进行供热，导致输油温度高，管外温度低，由于部分管道埋设标准低，冻土层的管道形成内外温差大，因此在冬天，油田的管道破裂较多；

（5）黄土塬管道沿着山道而行，整体管线都是高低起伏变化的，管道需要加一定压力才能运行，且管道内液体运行速度不一，对管道的冲刷作用不一样；

当前内检测主要技术是漏磁检测，需要收发球筒装置，而黄土塬地区管道高低起伏大，管径小，曲率大，容易出现卡管，综合以上因素，集输管道内检测条件很困难，费用昂贵，大部分集输管道不适合漏磁检测，当前的技术只能从管道外采用合适的方法管理管线。

2 集输管道内腐蚀机理分析

集输管道建设时期，管道内壁是涂有防腐涂层的，在运输油气的过程中，原油中含有重金属等物质，在高低起伏的山体间运动，在高速湍流情况下，往往会发生冲刷，从而使内防腐层、钝化膜脱落，加速某一位置的腐蚀。

管道腐蚀时刻都在发生，只是腐蚀快慢的节奏不一致。黄土塬上每一段腐蚀速率都不一致，哪一部位腐蚀速率较快。根据近几年泄露的位置及截取的管段分析，管道主要腐蚀位置在管道的低洼处及管道向上爬坡段。

集输管道内腐蚀因素分析，主要是管道的液体流态和成分两方面。

2.1 体相态分析

管道内油不溶于水，油与水是分离的，液体流动主要是水带动油流动，但采出的原油含有许多金属等渣质，其重量远大于水，会沉积于管道底部，水流较大的地方会冲刷流动，而到管道底部，当水的冲刷力小于金属积液，积液长期与管壁接触发生电化学反应，形成腐蚀重灾区；在管道的顶端，液体流速减缓，且容易出现空气聚集，湿润的空气提供较好的腐蚀环境，顶管壁长期腐蚀，内外温度较大时，气体膨胀压力大，容易出现管道爆管；管道的冲刷力是在管壁上出现很高的剪切应力，在高速流动情况下，电化学作用与物理作用，剥离管壁，形成冲刷沟槽，危害也较大。

图1 两站之间的管线

2.2 液体成分

在上面的分析中液体流态属于宏观上分析，管壁的腐蚀是微腐蚀，在管道的某一位置，沉积的液体环境与管壁接触，原油中含有CO2、H2S、Cl-、HCO3-及菌类等物质在重金属等物质的聚集下在管道的某一位置形成稳定的环境，长期腐蚀，形成腐蚀层、腐蚀坑。当腐蚀坑不断加深，管道就很危险。

从上面的分析可以看出，管道内均有腐蚀，不同的管段腐蚀的严重程度不一样，腐蚀比较严重的管段在管道低洼处与管道上冲段，其余部分腐蚀相对较小。从经济投入和安全风险分析，先查找风险点，再排除隐患。我们在管道的低洼处及上升段进行检测。在管道的外部确定某一段有问题有难度，而管段的某一点有问题非常困难，基于上面的分析，我们提出方案，逐步缩短管段的隐患范围。根据泄露的管道切割位置，从高程变化及管道内流体含水量、流速、温度、压力等因素，模拟推导公式，确定管道腐蚀区域，缩小到几十米的范围内，再应用现代的导波技术检测，发现腐蚀严重位置，进行开挖检测，测量管道壁厚，进行分析计算剩余寿命，确定管道监控、维修或更换。

3 应用效果

检测管道为某采油站到集输站的管道，管道为无缝钢管，20#钢材，外防腐层为黄夹克，长度为1.8km，管体规格为Φ89×4mm。

（1）当前管线检测应用比较成熟的方案为，用管线仪DM连接厘米级GPS，通常采用网络RTK模式，测量管线的精确位置及高程（如图1所示），同时还能检测管道外防腐的破损情况；

（2）将测量的数据输入模拟导出的公式中，在两站1.8km管道的230m（如图2所示）、860m（如图3所示）、1520m（如图4所示）处进行探坑开挖，进行导波检测；

图2 管道230m处导波结果

表1 壁厚检测位置

图3 管道860m处导波结果

图4 管道1520m处导波结果

（3）在隐患位置进行开挖，进行导波检测，分析确定管道缺陷的精确位置，再开挖进行管道环向网格壁厚检测，找到最小的壁厚（如表1所示），在以上三处导波分析发现，出现三处更严重的位置，进行开挖检测测量壁厚如下。

通过以上分析，对管道进行剩余强度和剩余寿命分析，并给出合理的管道处理方案。

4 结语

管道完整性管理技术是管道全生命周期的管理，在国内管道建设复杂的环境下，完整性管理技术无法直接应用，针对性研究本地的管道要素，发展合适的检测管理方法，解决采油厂的当务之急很有必要。通过不断风险分析，聚焦管道隐患位置，应用现有的检测技术，找到管道腐蚀最严重的地方，进行密切监控或补强，也是一种管道过程中一个阶段。