油气管道腐蚀检测技术发展现状与思考

2020-01-20 14:21


   油气管道腐蚀防护系统是确保管道长期安全运行的基本保障,随着国家对油气管道安全监督力度的加强,油气管道腐蚀检测成为管道安全防护的重要环节和技术手段。

腐蚀贯穿钢质管道全生命周期,是导致油气管道失效事故的主要诱因之一。定期对管道开展腐蚀检测,及时、准确地发现腐蚀缺陷,并采取相应的控制、维修、更换措施,可有效降低腐蚀事故发生概率。

目前,中国在油气管道腐蚀检测方面已经形成以直接评价为核心的相对完善的检测与评价技术体系,包括外腐蚀直接评价(ECDA)、内腐蚀直接评价(ICDA)、应力腐蚀开裂直接评价(SCCDA)2000年左右,直接评价技术被引入中国,经过大量工程应用,已经形成自己的行业标准,相关内容也纳入油气管道定期检验项目。近年来,针对油气管道管体缺陷的非开挖检测技术也得到较多工程应用,如瞬变电磁技术(TEM)、超声导波检测技术、磁应力检测技术(MTM)等。工程实践表明:直接评价虽然存在一定的局限性,但仍是目前用于评估油气管道腐蚀控制状况或腐蚀风险的有效手段,对于埋地长输油气管道而言,外腐蚀直接评价的工程应用最为广泛,技术也更加成熟。

1 技术现状

1.1 外腐蚀检测与评价技术

1.1.1 发展概况

    在2000年以前,埋地钢质管道的外腐蚀检测主要依靠开挖调查。当时主流的防腐层质量检测技术是中国自主研发的变频-选频法,其以一定长度的管道为评估对象,通过测试单位面积防腐层与远方大地之间的电阻,评估埋地钢质管道外防腐层的状况。该方法适用于评价一段管道防腐层的整体质量,无法定位找出防腐层破损位置,目前已很少应用。关于阴极保护有效性的评价,虽然提出了IR降的概念,但电位测量仍主要依赖于试片或极化探头,检测效率低。

2000年以后,随着一些检测设备(如英国雷迪公司的RD-PCM测量设备、加拿大CATH-TECH公司的CIPS测量设备、中国自主研发的SL系列防腐层检漏仪)的研发与应用,外检测和评价技术得到快速发展,逐步形成以交流电流衰减法(ACAS)、交流电压梯度法(ACVG)、皮尔逊法(PERSON)、密间隔电位测量法(CIPS)、直流电压梯度法(DCVG)为核心的技术体系,建立了一套科学的外腐蚀直接评价技术流程,提高了外腐蚀检测的效率和准确率,成为目前外腐蚀检测和评价的主流方法。

1.1.2 技术标准

中国最早用于指导油气管道内外腐蚀检测的标准是SY/T 0087-1995《钢质管道及储罐腐蚀防护与调查方法标准》,其中开挖调查相关规定一直沿用至SY/T 5919-1994《埋地钢质管道干线电法保护技术管理规程》,主要用于指导阴极保护和交直流杂散电流干扰的检测与评价,其中的阴极保护度、阴极保护有效率概念也一直沿用至今。

2004年,中国石油规划总院、中国石油大学(北京)、中国石油管道公司沈阳调度中心等单位,非等效采标美国防腐蚀工程师协会(NACE)标准NACE RP 0502-2002《管道外腐蚀直接评价方法》,编制了SY/T 0087.1- 2006《钢制管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价》,形成了以间接检测为核心的外腐蚀直接评价技术规程。目前,该标准已经完成第二次修订,最新发布版本为SY/T 0087.1-2018,该标准较好地指导和推动了中国油气管道外腐蚀检测工作的开展,在工程实践中积累了大量宝贵经验,同时也发现一些不足,如流程过于复杂,检测技术适用范围受限,评价指标可操作性不强等。

NACE RP 0502-2002之后,NACE又先后发布了一系列标准,对于提高ECDA的有效性起到了很好的支撑作用。NACE SP 0207-2010《埋地或地下水金属管道上密间距和直流电压梯度测量》提出了CIPSDCVG检测流程及技术要求,NACE TM0109-2009《地下管道防腐层状况评价地面检测技术》提出了间接检测技术的操作流程和数据分析方法,NACE SP 0210-2010《管道外腐蚀确认直接评价》提出了综合运用多个指标、多种因素评估和判断外腐蚀风险的流程。

目前,中国除SY/T 0087.1之外,针对具体检测方法的标准尚未形成完整的标准体系,SY/T 0087.1- 2018在原标准的基础上重点修订了评价准则以及间接检测与评价部分,由原来的单-指标评价改为综合指标评价,采用风险矩阵的思路将土壤腐蚀性、防腐层破损程度、阴极保护水平、杂散电流干扰程度等单一指标进行组合,以综合评估外腐蚀风险,确定开挖调查的优先级,促进了评价思路的完善,但尚未完全解决检测技术的规范性问题。

1.2 内腐蚀检测与评价技术

1.2.1 发展概况
    埋地钢质管道内腐蚀检测与评价技术的发展与外腐蚀检测与评价技术基本相同,最初也是主要依赖介质腐蚀性分析和开挖调查。目前,针对内腐蚀的检测与评价,除内检测技术外,主要采用内腐蚀直接评价(ICDA)方法。

2006年,NACE发布了干气管道内腐蚀直接评价标准NACE SP 0206-2006《干气管道内腐蚀直接评价方法(DG-ICDA)》,国内也同步开始了输气管道内腐蚀直接评价的应用研究,随后多相流管道内腐蚀直接评价方法(MF-ICDA)、湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)、液体管道内腐蚀直接评价方法(LP-ICDA)陆续进入研究应用阶段。中国石油规划总院通过持续开展ICDA研究与应用,积累了丰富经验。

ICDA分为预评价、间接检测、详细检查、后评价4步流程,其中间接检测是核心,主要通过流体力学模型计算给出可能的内腐蚀风险点,再结合腐蚀预测模型分析其发展趋势。常用的流体分析软件包括FluentOLGA等,结合管道走向、流体状态,预测水或腐蚀性介质易沉积的位置,并通过现场开挖进行验证。

1.3 应力腐蚀开裂检测与评价技术

1.3.1 发展概况

应力腐蚀开裂(SCC)是材料在应力和腐蚀环境共同作用下产生的以裂纹生长和脆性断裂为特征的一种环境敏感断裂形式,油气长输管道以外壁应力腐蚀开裂为主,裂纹常以群落的方式集中出现在某一区域,裂纹群内可能存在几十到几百个相互平行的微小裂纹。19653月,美国路易斯安那州Natchitoches输气管道发生第一起SCC事故。20世纪90年代,高pHSCC开裂机理得到业界的普遍认可,近中性pH-SCC开裂机理也得到不断发展。中国从2001年开始对埋地钢质管道的应力腐蚀开裂问题开展专项研究,对四川天然气管网、陕京输气管道、涩宁兰输气管道进行现场调查,并开展系统的实验室研究工作。SCC从萌生到引发事故是一个非常缓慢的过程,不易被发现或检出,引发事故前,裂纹常潜伏于管体几十年。应力腐蚀开裂直接评价方法(SCCDA)包括预评价、间接检测、直接检查、后评价4步流程,通过敏感性分析及开挖调查识别、确认管道的SCC风险,建立SCC敏感段开挖选点原则。

总结与思考

          20年来,中国油气管道腐蚀检测技术水平整体提升较快,管理精细化程度不断提高,但也存在一些技术和管理问题亟待解决。未来的管理和技术提升应重点关注以下内容:

1 管理提升

(1) 建立统一的技术规范。目前,油气管道腐蚀检测相关标准以直接评价标准为主,更注重方法流程,对技术应用条件和实施过程的规定不够细化。管道运营公司应着手建立统一的规范,从检测资质、检测方案、技术运用、评价准则、数据格式、报告内容、验收标准等方面提出统一要求。

(2) 建立数据管理平台。目前,外检测服务商提交的报告差异大,不便于后期的数据挖掘和综合分析。北美地区的检测服务公司会自行编制数据管理软件,并提供给管道运营企业,从而为管道运营企业后期数据使用提供便利。对于同一条管道,通过重复利用原始数据,可有效提高ECDA工作效率。管道运营公司应该着手建立统一的数据管理平台,对腐蚀检测数据进行集中管理,并且加大内外检测数据的对齐和对比分析。

(3) 建立专业化腐蚀检测效能评价队伍。外检测实施效果与具体检测人员的素质、责任心有很大关系。为了提升外检测管理效果,管道运营公司应建立专业化腐蚀检测效能评价队伍,统一管理标准和尺度,加强腐蚀检测的过程管理和最终检测质量的评估。

2 技术提升

(1) 持续开展应力腐蚀开裂检测与评价技术研究。我国长输油气管道虽然尚未发现应力腐蚀开裂的案例,但随着运行年限的增加,应力腐蚀开裂风险会越来越大。3PE防腐层粘结力降低或发生剥离,都可能导致应力腐蚀开裂风险增大。北美地区针对应力腐蚀开裂的研究持续了50年,直至2012年仍有应力腐蚀开裂事故发生。目前,近中性pH-SCC的断裂机理、硫酸盐还原菌(SRB)在应力腐蚀开裂中发挥的作用都还有很多细节需要深入研究。未来仍需在高强钢应力腐蚀开裂机理、敏感性分析、风险识别和现场检测技术等方面持续开展深入研究。

(2) 启动微生物腐蚀机理和检测技术研究。我国关于微生物的腐蚀最早发生在成品油管道内壁,而最近在长输管道外壁也发现了微生物腐蚀案例。微生物腐蚀机理复杂,腐蚀发展快,目前仍处于实验室研究阶段。对于长输油气管道,微生物与土壤成分、管道金属材料、防腐层类型、运行温度等因素的相互关系尚不确定,且缺乏有效的检测手段和防护措施。

(3) 开展针孔腐蚀缺陷的检测与验证技术研究。内检测可以检出针孔缺陷,但要测量缺陷的真实深度却很难。目前已有案例表明,在存在交流干扰腐蚀的管道上,漏磁内检测报告结论是缺陷深度为壁厚的40%,但实际开挖检测发现,缺陷深度已达壁厚的60%。漏磁内检测技术对针孔缺陷的检出率低于80%,缺陷深度检测误差均大于20%,报告给出的缺陷深度远低于实际缺陷深度,严重影响评价结果的准确性。对于管道内腐蚀形成的直径小于4mm的针孔缺陷,常规的超声波检测技术也很难准确检出缺陷的实际深度。对于发展不规则的针孔缺陷,定点的超声波测厚和壁厚监测均难以满足工程实际需求。此时,不仅需要高精度的探头,还需要精密控制探头的扫描步进。

(4) 开展组合式内外检测工具研发。为了保障长输油气管道安全平稳运行,需要定期开展外腐蚀检测及内检测。如果在内检测设备上,搭载一些可以实施腐蚀检测的装置,如管中电流测试、积水测试、微生物浓度检测,则可在实施内检测的同时同步完成管道的内外腐蚀检测。2008年,壳牌、贝克休斯公司开发了阴极保护电流在线检测工具CPCM(Cathodic Protection Current Measurement),并已实现工程应用。


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