野山至甘泉原油管道适用性研究与评价

袁瑞华

陕西延长石油（集团）管道运输公司

随着国家石油石化天然气工业标准不断提高，对安全、环保管控的要求越来越严。为了防止油气管道运行期间出现渗漏、泄漏、起火、爆炸、污染等意外事件发生，保障企业高质量、安全、环保发展，输油输气高危管道必须定期做内检测，提前发现油气管道运行中存在的问题或隐患，依据油气管道内检测分析结果，对油气管道内检测发现的问题或隐患一一对应开挖验证、修复。因此，油气管道定期做全面智能内检测工作很有必要，可以使油气管道与自然、生态、社会、人类、经济和谐友好发展。

目前，国内外管道内检测方法有清管器检测、超声波检测、漏磁检测、几何变形检测、电涡流检测、中心线检测等，其中主要应用的是超声波检测、漏磁检测结合几何变形检测[1-5]。国外有几家公司从事管道检测研发和服务工作：巴西国家石油公司研发了几何变形检测器；英国的GE PII 管道内检测服务公司研发了超声波检测器和漏磁检测器；全球最大的德国ROSEN 管道内检测服务公司研发了电磁超声裂纹检测器；世界第三大油田服务供应商Baker Hughes 研发了几何变形检测器、中心线检测器、漏磁检测器、拖拽式检测器；美国俄克拉荷马州塔尔萨TDW 公司研发了全球第一台清管器，提供漏磁检测、几何检测、中心线检测及电磁超声检测等服务；荷兰兹韦恩德雷赫特PipeSurvey International 提供包括照相检测、几何变形检测、中心线检测、漏磁检测多种管道检测服务；隶属于俄罗斯石油运输公司Transneft 的DIASCAN 公司主要进行超声波检测、漏磁检测、几何变形检测等输油管道的检测；韩国Korea Gas Corpration 公司提供漏磁检测、几何变形检测、中心线检测等服务。国内也有几所高校和企业从事油气管道检测研发和服务工作，如北京派普兰管道科技有限公司、河南啄木鸟检测公司、北京同仁拓丰检测公司及中石油、中海油相关单位的检测公司。但是，从近年国内外管道检测报告比较分析，检测中都有缺陷漏检、缺陷误判、定位不准等共性问题，这意味着管道渗漏、泄漏、污染等意外事故的发生隐患没有彻底检测到位，整改不彻底，管道内壁完整性管理水平及安全管理水平有待继续提高。另外，国内外油气管道缺陷检测中的数据处理方法主要为传统的数据处理方法，如谱分析、统计分析，以及后来发展起来并广泛应用的小波分析、自适应滤波处理、支持向量机、智能集成（人工神经网络、模式识别等）、数据融合等新方法[6-9]。本次管道内检测数据处理方法主要采用传统的数据处理、智能集成及数据融合等方法。

针对上述传统管道内检测方法不足，本次检测方法有所创新，使得管道缺陷位置和数量更为准确，数据更可信，保证后期开挖、验证、修复地点准确，避免无效开挖造成人力、物力、财力浪费。本文主要采用漏磁检测与几何检测相结合的方法，再辅助以输油管道外检测PCM/DM 方法、高后果区检测法的复合检测方法对野山至甘泉输油管道适用性进行内检测研究，分析管道制造缺陷、腐蚀、管道直径、壁厚、外防腐层、地质环境、输送介质等因素对长输管道的内外壁完整性的影响特征，保证管道每次内检测及时准确发现并准确定位缺陷，以期为长输管道内外壁完整性检测与评级研究提供参考，更好地预防管道渗漏、泄漏、污染等意外事故的发生，提高管道完整性管理水平及安全管理水平。

1 评价参数和对象

本次适用性评价对象为野山至甘泉原油管道内检测的数据。管道适用性评价中所使用的基本参数、公式和依据说明如下：

野山至甘泉管道2009 年建成投产，管道长93.7 km，钢管类型为ERW 焊管，钢级为X60，管径406 mm，管道公称壁厚分别为6.4 mm、7.1 mm、7.9 mm、8.74 mm 和9.53 mm，本文仅研究6.4 mm壁厚管段；管道设计压力9 MPa，最大运行压力（MAOP）6.3 MPa；输送介质为原油；设计系数0.72（依据GB 50253—2014 标准名称选取）；屈服强度415 MPa（依据GB/T 9711—2011 取值）；抗拉强度520 MPa（依据GB/T 9711—2011 取值），设置有阴极保护。管道缺陷补强后强度的计算模型（或修复设计公式）有几种，包括A 型套筒、B 型套筒、环氧钢套筒、复合材料套筒等计算模型（或修复设计公式），其具体修复设计计算模型可参照Q/SY 1592—2013《油气管道管体修复技术规范》标准。

2 金属损失适用性评价

目前管道缺陷剩余强度评价标准及方法很多，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，各方法评价结果略有差异。国内外针对各方法的适用性进行了大量的试验研究，并取得广泛共识：ASME B31G（或 SY/T 6151）、SY/T 6477（或API 579）比较适用于低钢级管道安全评价，而对高钢级管道则偏于保守；DNV-RPF101（或SY/T 10048）、PCORRC 比较适用于高钢级管道。

本次评价的野山至甘泉段原油管道采用X60 管材，考虑到管道安全性，本报告中将SY/T 6477—2017 作为剩余强度评价准则。

2.1 金属损失剩余强度评价方法

2.1.1 评价步骤及参数选取

金属损失剩余强度评价方法采用SY/T 6477-2017 中局部金属损失的一级评价方法进行评价[10]，步骤如下：

（1）计算壁厚中间参量tc。

（2）计算剩余壁厚比Rt。

（3）检查缺陷极限尺寸。

如果以下条件均满足，则进入下一步，否则缺陷不能通过一级评价。

条件1：Rt≥0.20。

条件2：tmm-FCA≥2.5 mm。

其中，tmm为最小测量壁厚，mm；FCA为腐蚀余量；Lmsd为缺陷与管道不连续处的距离，常见的管道不连续处包括角焊缝、三通支管、法兰等部位。

（4）根据当前远离缺陷处的管道壁厚确定管道最大允许工作压力，通常为管道设计压力。

（5）绘制最大允许工作压力下的缺陷极限尺寸图，横坐标为缺陷轴向长度，纵坐标为缺陷深度与管道壁厚的比值。

（6）将内检测确定的金属损失尺寸L代入第5步绘制的图中，如果点落在图中曲线上或者曲线下方，则该缺陷在当前运行压力下可以接受；反之，则该缺陷在当前运行压力下不可以接受。

（7）如果缺陷在当前运行压力下不可以接受，计算剩余强度因子RSF；如果RSF≥RSFa（许用剩余强度因子），则该局部金属损失在第4 步确定的最大允许工作压力MAWP下仍可以接受；如果RSF＜RSFa，表明局部金属损失在最大允许工作压力MAWP下不可接受，可计算局部金属损失缺陷的最大安全工作压力Ps，并计算出预估维修比ERF。

本次评价管材最小屈服强度SMYS取415 MPa，根据壁厚6.4 mm、7.1 mm、7.9 mm、8.74 mm 和9.53 mm，设计压力9.0 MPa，设计系数按照GB 50253—2014《输油管道工程设计规范》中输油站外一般管段，取0.72，许用剩余强度因子RSFa取0.9。

2.1.2 金属损失增长速率计算方法

由于内检测给出的金属损失缺陷并未进行更加精确的分析，很可能为腐蚀缺陷，而腐蚀缺陷随着时间的增长会进一步发生腐蚀。因此本报告依据腐蚀增长速率来预测金属损失的未来发展情况，从而判定出计划修复时间和再检测时间，以保障缺陷及时修复并决定再检测周期。对于金属损失的增长速率，主要根据检测数据来估算，即根据两次检测数据的对比确定腐蚀的增长率，并且腐蚀增长率的估算一般会采用相对保守的原则。

最普遍的预测腐蚀增长率的方法是对比两组近些年内检测的数据。如果仅有一次内检测数据，则可以采用全寿命或半寿命的方法来预测金属损失的增长速率，获取最深金属损失的腐蚀增长率和全部金属损失的平均增长率。根据业主的安全策略和可接受准则，来确定所采用的腐蚀增长率。例如，公司的安全策略极其保守，并且经济计划没有问题，可以采用最深金属损失的腐蚀增长率作为管道的整体腐蚀增长率来评价。

（1）全寿命腐蚀增长率计算。全寿命腐蚀增长速率应用如下公式计算：

式中：GRc为腐蚀增长率，mm/a；d2为最近一次检测的腐蚀深度，mm；d1为上次检测的腐蚀深度，mm；T2为最近一次检测的时间，a；T1为上次检测的时间，如果没有，T1为管道投产时间，a。

（2）半寿命腐蚀增长率计算。半寿命腐蚀增长速率应用如下公式计算：

式中各参数同式（1）。

由于该管道仅有一次检测结果，距投产日期为9 年，从安全性考虑，本报告中采用半寿命腐蚀增长率计算方法开展评价。由于该管段从投产以来，并未进行过基线检测，因此T1按投产时间计算（2009 年），T2为检测时间（2018 年），d1为0。

2.1.3ERF计算方法

ERF描述金属损失处的最大安全工作压力与管道最大允许工作压力MAWP的关系，若ERF＞1，则说明要维修，以此给出建议维修点，ERF按式（3）计算。

式中：ERF为预估维修比；MAWP为管道最大允许工作压力，MPa，按管道设计压力取值；PS为评价方法计算得到的缺陷处的最大安全工作压力，MPa。

2.1.4 修复规则

根据目前国际上广泛使用的金属损失评价规则以及缺陷深度对管道运行安全的影响，按照如下规则给出修复规则：

规则1：金属损失轴向尺寸超出SY/T 6477—2017 局部腐蚀评价方法所允许的极限尺寸且ERF大于1，立即修复。

规则2：金属损失按照自腐蚀速率增长时，缺陷深度超出SY/T 6477—2017 局部腐蚀评价方法所允许的尺寸且ERF大于1，在超出年份之前进行修复。

规则3：金属损失坑深比大于80%时，立即修复。

2.2 外部金属损失剩余强度评价

2.2.1 外部金属损失评价结果

图1、图2 分别为6.4 mm 壁厚管道的外部金属损失尺寸评价结果和ERF图，根据评价规则1 可以看出，在设计压力为9.0 MPa 下，6.4 mm 壁厚的管道外部金属损失分别有3 处不能通过SY/T 6477—2017 局部金属损失的一级评价（t为管道壁厚，下文同），具体数据见表1。

表1 修复规则1 和修复规则2 确定的需修复外部金属损失特征与修复时间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 外部金属损失自腐蚀速率计算结果

采用半寿命腐蚀增长率计算方法确定的6.4 mm壁厚管道外部金属自腐蚀速率计算结果如图3 所示。由图3 可知，6.4 mm 壁厚管道外部金属损失最大增长速率为0.384 mm/a，平均增长速率为0.088 mm/a。

图3 管道外部金属损失自腐蚀速率分布Fig.3 Self-corrosion rate distribution of pipeline external metal loss

2.2.3 外部金属损失自腐蚀速率增长评价结果

图4 为考虑自腐蚀速率增长（1 年、2 年、3年、4 年、5 年的图省略）8 年的6.4 mm 壁厚管道外部金属损失增长评价结果，图5 为考虑自腐蚀速率增长（1 年、2 年、3 年、4 年、5 年的图省略）8 年的6.4 mm 壁厚管道外部金属损失ERF图。根据规则2 做出评价，从评价结果可以看出，外部金属损失需修复情况为第1 年增加3 处、第2 年增加10处、第3 年增加7 处、第4 年增加10 处、第5 年增加9 处、第8 年增加22 处，具体信息见表1。

图4 自腐蚀增长8 年后管道外部金属损失评价结果Fig.4 Evaluation result of pipeline external metal loss after 8 years of self-corrosion increase

图5 自腐蚀增长8 年后管道外部金属损失ERF 图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%的外部金属损失特征

在考虑自腐蚀速率增长情况下，坑深比大于80%的外部金属损失特征如表2 所示，依据修复规则3，6.4 mm 壁厚管道8 年内金属损失为0 处，具体信息见表2。

表2 需修复或开挖验证外部金属损失所在钢管信息（20 根钢管）Tab.2 Steel pipe information of pipes(20 pipes)where external metal loss to be repaired or excavated and verified located

2.3 内部金属损失剩余强度评价

2.3.1 内部金属损失评价结果

图6、图7 分别给出了6.4 mm 壁厚管道的内部金属损失尺寸评价结果和ERF图，根据评价规则1可以看出，在设计压力为9.0 MPa 下，6.4 mm 壁厚的管道内部金属损失均能通过SY/T 6477—2017 局部金属损失的一级评价。

图6 管道内部金属损失评价结果Fig.6 Evaluation result of pipeline internal metal loss

图7 管道内部金属损失ERF 图Fig.7 ERF diagram of pipeline internal metal loss

2.3.2 内部金属损失自腐蚀速率计算结果

采用半寿命腐蚀增长率计算方法对6.4mm 壁厚管道内部金属进行自腐蚀速率计算，结果如图8 所示。由图8 可知，6.4 mm 壁厚管道内部金属损失最大增长速率为0.318 mm/a，平均增长速率为0.138 mm/a。

图8 管道内部金属损失自腐蚀速率分布图Fig.8 Self-corrosion rate distribution of pipeline internal metal loss

2.3.3 内部金属损失自腐蚀速率增长评价结果

图9 为考虑自腐蚀速率增长（1 年、2 年、3年、4 年、5 年的图省略）8 年的6.4 mm 壁厚管道内部金属损失增长评价结果，图10 为考虑自腐蚀速率增长（1年、2年、3年、4年、5年）8年的6.4 mm壁厚管道内部金属损失ERF图。根据规则2 进行评价，由评价结果可以看出，内部金属损失需修复情况为第4 年为0 处、第5 年增加1 处、第8 年增加0 处。

图10 自腐蚀增长8 年后管道内部金属损失ERF 图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%的内部金属损失特征

在考虑自腐蚀速率增长情况下，分析坑深比大于80%的内部金属损失特征，依据修复规则3，6.4 mm 壁厚管道8 年内需修复均为0 处。

3 结论与建议

（1）野山至甘泉原油管道外部金属损失23处，根据评价结果，3 年内建议开挖验证或修复23处外部金属损失特征。内部金属损失0 处，对6.4 mm 壁厚自腐蚀评价，其8 年内，内部金属损失需修复均为0 处。外部金属损失的修复方式可参考国际管道研究委员会制定的管道修复手册，主要包括：对于外部金属损失峰值深度小于80%壁厚时，可采用A 型套筒、环氧钢套筒、B 型套筒、复合材料补强、机械夹具、换管等永久性修复方式或补板等临时性修复方式；对于峰值深度大于80%壁厚以上的外部金属损失，可采用B 型套筒、机械夹具或换管等永久性修复方式；对于环焊缝上存在腐蚀的情况，可采用B 型套筒和复合材料补强等永久性修复方式。如采用换管方式，3 年内需更换20 根钢管，共涵盖105 个外部金属损失特征。

以上建议是基于本次内检测发现的缺陷（特征）评价结果，由于内检测实施过程中存在部分传感器在某些缺陷失去响应或受到干扰，可能存在缺陷漏检或尺寸量化偏差较大的情况，建议对此予以充分考虑。同时，建议对管道沿线高后果区进行识别，并及时修复位于高后果区的缺陷特征。今后油气管道内检测时，建议继续采用漏磁检测、几何检测与DM 外检测、高后果区检测辅助相结合的复合法，使得检测缺陷定位、定量更准确。业主务必保存好本次全部检测相关原始数据、记录、报告等整套资料，以便下次检测做数据对比。

本次野山至甘泉输油管道内检测发现其金属损失较为严重，急需按照上述建议尽快落实开挖、验证、修复等相关后续事宜。

（2）本次内检测方法进行了大胆创新，创新点是以内检测为主结合外检测、高后果区检测的复合检测法。这种方法优势在于使管道完整性管理数据更准确、更完整，防止管道外层与管道接触处缺陷漏检和高后果区小缺陷漏修复，同时确定管道缺陷位置和数量更为全面、准确，数据更可信，保证后期开挖、验证、修复地点、问题定位和定量准确，避免无效开挖浪费人力、物力、财力，保证高后果区小缺陷及时修复。

（3）本次内检测大数据处理主要采用的传统数据处理法、集成智能方法及数据融合法已经发展成了一种基本技术，对管道检测缺陷概率、大小、数量、类型、定位、精度、开挖、修复及后期维护维修技术方案都非常重要，能提高具有缺陷的运行管道安全可靠性。当然，如何提高管道缺陷检测数据处理效率及其安全可靠性仍是管道缺陷检测发展研究的一个主要方向。

（4）内检测对管道排查安全隐患及其重要，但单一的内检测还不能满足管道安全日益发展需要，未来管道检测方法发展趋势必将是以内检测为主，结合外检测、高后果区检测、阴极保护杂散电流干扰检测、阴极保护检测等兼容一体的复合检测方法。