油气混输管道在线腐蚀检测及安全评估

梁峰

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 乌鲁木齐 830011)

0 引言

塔河油田TH10321 井单井输油管线2008 年投运，2010 年以来停运，近期由于生产需要，从管线利旧考虑，准备启用该管线。但由于该管线前期生产过程中介质含水较高，并高含硫化氢及二氧化碳，注水及扫线用盐水已曝氧，因此腐蚀环境较为苛刻，管线存在高腐蚀风险。为了查明管线腐蚀状况，通过对该管道开挖，经过现场腐蚀探坑检测，并结合腐蚀检测数据分析了腐蚀原因及影响因素，开展了针对性的检测评价及风险评估。为后期管线利旧工程提供依据，确保该管道安全运行。对管道起点、1.0 km、2.5 km、3.0 km、管线末端，开挖探坑5 个，通过腐蚀调查，开挖点管段外防腐层未发现破损，对防腐层剥离后未见外腐蚀。按照SY/T 6151—2009 《钢制管道管体腐蚀损伤评价方法》的要求，对管道本体内壁采用超声波测厚仪器及超声波C 扫描仪器进行测量。通过超声C 扫描对管道内壁腐蚀区域壁厚进行检测，通过超声波测厚仪对超声C 扫描确定管道内腐蚀部位进行单点检测验证，通过计算管道检测壁厚与原始管道壁厚的差值来判断管道的剩余壁厚Tmm。体积型缺陷是以腐蚀为特征的腐蚀类型，也是最为常见和普遍的腐蚀形式之一，包括均匀腐蚀和各类局部腐蚀。对体积型腐蚀缺陷对管道的安全性的影响和评价按照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》进行评价。

1 管线情况及腐蚀初步分析

1.1 管线情况及检测坑分布

TH10321 单井集油管线2008 年10 月投产，管线起点TH10321 井，末点为12-1 计转站，规格φ133×5 mm，长度5.45 km，材质20#，外防腐层采用黄夹克+聚乙氨酯泡沫+防腐底漆，设计压力4 MPa，设计起点温度75 ℃，末点温度50 ℃，前期日输量约58 m3/d，含水0%～80%，压力0.82 MPa，起点温度70～45 ℃，设计系数0.6，焊缝系数为1，管材屈服强度为245 MPa/mm2。

2010 年之前该井采用车拉盐水注水，停用后采用车拉盐水扫线后封堵，通过后期对车拉盐水比色法测定溶解氧含量为0.5～1.0 mg/L。因此管线停运后管线内含有高腐蚀性的含氧盐水。

2015 年5 月，采油三厂因生产需要，从利旧考虑，组织开挖检测探坑，未发现防腐层存在破损。为了进一步评价该管线的内腐蚀情况，先后在管线不同位置开挖总计5 个检测探坑，并对探坑管段进行防腐层剥除，未发现明显外腐蚀，准备进行内腐蚀检测。

根据SY/T 0087.2—2012 的要求，对5 个开挖点进行内腐蚀检测，为管道安全性评价、腐蚀原因分析提供了基础数据及依据。具体开挖点位置如图1 所示。

图1 TH10321井至12-1站单井集油管线腐蚀检测探坑位置分布

内腐蚀检测探坑具体位置为管线起点10 m(编号①)、1.0 km(编号②)、2.5 km(编号③)、3.0 km(编号④)、5.4 km(编号⑤)处。

管线高程变化及检测点分布如图2 所示，检测探坑处于高程变化相对较大的爬坡段及低洼点。

图2 TH10321 井至12-1 站单井集油管线高程断面图及检测探坑分布

图3 ③号探坑管段腐蚀检测壁厚分布

1.2 管线腐蚀初步分析

TH10321 井单井集油管线2008—2010 年生产期间介质高含水，平均45%，介质高含硫化氢，达到86 480 mg/m3，高含二氧化碳含量，达到8%。因此，管道内形成了较强的电化学腐蚀环境条件。此外，该井在注水、盐水扫线过程中带入溶解氧，含量大于0.5 mg/L，会加速硫化氢及二氧化碳电化学腐蚀。在2010 年之后，由于管道停产，管线内滞留的含氧盐水会进一步地对管线造成腐蚀。影响腐蚀的因素主要有溶解氧、含水率、酸性气体、氯离子等。盐水为溶解氧、酸性气体与管道内壁的电化学反应的基本条件，当管道中的含水量增加时，使得溶解氧、硫化氢及二氧化碳含量增加、管道内壁与腐蚀介质接触更加充分，可溶盐溶解增大，从而腐蚀加重、速率加快。

前期生产过程中含水10%～80%，后期关井扫线盐水滞留管线中，含水达到100%，会进一步造成腐蚀加剧。根据前期研究，动态介质与静态介质交替条件下的挂片腐蚀速率要比动态、静态单因素条件下的腐蚀速率要高，主要是由于动态、静态交替作用下会对腐蚀产物造成破坏，进而加速腐蚀，因此在注水间开及扫线作用下，会造成管道内壁腐蚀产物膜不稳定，造成腐蚀加剧[1]。

结合管线内生产工况及介质分析，当管线中的氧气(O2)溶于水形成溶解氧，硫化氢及二氧化碳遇水形成酸，电解后形成氢离子，在高含水的条件下，就会在管壁形成水膜，溶解氧、酸性气体电离形成的氢离子作为电化学反应的去极化剂，发生去极化反应，并可能在管道内壁形成微小腐蚀坑[2]。

2 管线腐蚀在线检测及评价

2.1 腐蚀隐患初探

前面分析了高程变化是造成腐蚀的重要因素。结合管线高程变化，来宏观预测管道最易发生腐蚀的部位，进而指导详细检测部位的选择。本次检测通过对一般腐蚀高发的爬坡段及低洼点管段进行开挖，确定腐蚀隐患部位，由于本次管线大部分管段高程变化较小，因此选取在管线内腐蚀检测探坑具体位置为管线起点10 m(编号①)、1.0 km(编号②)、2.5 km(编号③)、3.0 km(编号④)、5.4 km(编号⑤)处。通过对探坑处外防腐层进行去除后为后期进行缺陷详探做准备。

2.2 缺陷详探

本次检测所选用的缺陷详测方法为超声C 扫描及超声波测厚，超声C 扫描来确定管段整个面的腐蚀情况，超声波定点测厚来进行验证[3]。

超声C 扫描检测仪器由主机、手动滑行检测器组成。该仪器设备是一套集检测跟踪、数据记录、缺陷成像显示于一体的数字式高级声定位C 扫描超声检测系统，扫查成像进程与检测跟踪记录同步完成，并自动记录缺陷，确保检测区域扫查覆盖率达到100%，主要用于弯头、三通、直管等的管体检测，同时能反映检测管线的壁厚缺陷。可以在管线不停输的条件下透过外壁涂层进行管体内壁的腐蚀缺陷详测。

2.3 检测数据分析

通过利用超声C 扫描及超声波壁厚检测仪器，对高程变化较大的5 个探坑管段现场检测，通过检测：管道腐蚀为内腐蚀，主要是以均匀腐蚀为主，一般壁厚分布在4.1～4.9 mm，均匀减薄为0.1～0.9 mm，以底部腐蚀较为严重，存在局部点腐蚀，检测最大腐蚀面积为2 cm×2 cm，检测最小剩余壁厚为3.2 mm，管线设计壁厚为5.0 mm，服役时间为6.5 a，最大减薄为1.8 mm，折算最大减薄腐蚀速率为0.27 mm/a，按照NACE 相关标准属于点蚀严重腐蚀。

通过对5 个探坑的检测数据分析，以均匀腐蚀为主。总体来看，局部低洼段腐蚀程度相比爬坡段及局部高点要严重。5 个探坑并出现局部点腐蚀，在腐蚀中，其中②、③号探坑为严重点腐蚀，①、④、⑤号探坑为中度点腐蚀，5 个探坑中最大腐蚀面积为2 cm×2 cm，最大点腐蚀速率为0.27 mm/a，为严重腐蚀。

2.4 管线剩余强度安全评价

依据SY/T 0087.2—2012 《管道及储罐腐蚀检测评价 内腐蚀直接评价》对管道最薄弱危险点的部位的管道减薄程度为依据进行评价，管道减薄程度是综合反映管道腐蚀与防护的各种单项因素的对管道安全性的影响，所以评价结果是对外腐蚀导致安全状况的整体评价[4]。以⑤号探坑管段为例进行安全强度评价：检测点距离管线起点5.4 km，管道最大运行压力为0.8 MPa，最大坑深1.0 mm，不存在明显的腐蚀面积。

第一步评价：最小剩余壁厚评价。最小剩余壁厚Tmm为：5.0 mm-1.0 mm=4.0 mm，0.20＜Tmm/To=0.80＜0.90，处于中间条件，需进行下一步评价。

第二步：危险截面评价。门槛值计算最小安全壁厚Tmin为1.8 mm，计算剩余壁厚比Rt=4.0/1.8=2.22＞1.00。超过上限1，可以继续使用。

后评价：通过计算该管段腐蚀减薄速率上限为0.15 mm/a。6 a 后最小壁厚为4.0 mm-0.9 mm=3.1 mm。

0.2＜Tmm/To=2.92/5.00=0.584＜0.900，处于中间条件，进行下一步评价。

剩余壁厚比Rt为1.72，未超过下限，可以继续使用。6 a 后管道安全评价结果为Ⅰ级，不需要维修，可继续使用。管线运行一年后停运，在生产运行1 年间，主要采出液为掺稀油水，含水波动较大，从10%～80%，在强的腐蚀环境下，管线内壁发生腐蚀。后期由于关井，扫线盐水滞留在管道内部，并停运5.5 a，虽然含有溶解氧，但腐蚀介质会随着时间推移而消耗，可能后期停运期间腐蚀会逐步减弱。

结合壁厚检测结果分析，管道腐蚀减薄速率为0.15～0.27 mm/a，属于中度-严重腐蚀，存在局部点腐蚀。通过安全强度评价及后评价，管线5 个探坑管段安全等级为Ⅰ级，可以继续使用，但如果后期管线利旧投用后，要及时监控管线腐蚀速率，当后期监测腐蚀速率较高时，达到0.38 mm/a 极严重腐蚀时，管道要考虑降压使用，及时开展管道监控及腐蚀检测，当腐蚀等级达到Ⅳ级以上，则考虑安排维修及更换。

综上分析，4 个探坑的安全评价及建议汇总于表1。

表1 TH10321 井单井集油管道安全评价及建议

3 结语

(1) TH10321 井单井集油管线服役进7 a，其中6 a处于停运状态，管线无明显外腐蚀，主要表现为内腐蚀，管线最大减薄速率为0.27 mm/a，腐蚀主要因素为酸性气体、高含水、高氯离子、溶解氧、高程变化及注水扫线工艺。通过对管道5 个开挖探坑的检测、安全风险评价及剩余寿命预测，管道这些部位的管段安全强度达到继续使用的等级，但是由于只是局部探坑检测，对管道其他部位不排除有腐蚀极严重需要更换的管段。

(2)建议：一是考虑到PE 内穿插需断管施工，可将目前管线整体试压改为分段试压，通过分段打压对管线的漏点补漏，达到满足工程压力要求；二是对腐蚀严重的管段重新检测评价，通过非开挖等检测方法，对管道腐蚀现状进行后评价，依据检测结果分析钢骨架承压能力。