吳錦強(qiáng)

西部管道公司

西部成品油管道起于新疆烏魯木齊，止于甘肅蘭州，線路全長(zhǎng)1 858 km。沿線有12座站場(chǎng)、50座線路截?cái)嚅y室，穿越農(nóng)田約600 km、大中型河流13處及多處自然保護(hù)區(qū)和水源地。本文運(yùn)用液體石油管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)估方法（LP-ICDA）對(duì)西部成品油管道某管段進(jìn)行評(píng)估，為后續(xù)管道完整性管理提供相關(guān)依據(jù)，防止內(nèi)腐蝕造成泄漏。

1 LP-ICDA簡(jiǎn)介

管道完整性評(píng)估的主要方法包括內(nèi)檢測(cè)、水壓試驗(yàn)和直接評(píng)估。內(nèi)腐蝕直接評(píng)估方法（ICDA）屬于直接評(píng)估（DA）的一種，可有效預(yù)測(cè)內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)位置。相較于內(nèi)檢測(cè)和水壓試驗(yàn)方法，其優(yōu)勢(shì)在于不依賴內(nèi)檢測(cè)工具，可應(yīng)用于不能進(jìn)行清管或水壓測(cè)試的管道，并且可評(píng)價(jià)整個(gè)生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)期間管道的內(nèi)腐蝕情況，從而為管道的完整性管理提供可靠依據(jù)[1-2]。目前，對(duì)液體石油管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕直接評(píng)估主要采用LP-ICDA方法。

LP-ICDA適用于管道內(nèi)部所含底部沉積物和水量比例少于總輸量5%的石油管道，評(píng)估過(guò)程包括預(yù)評(píng)估（Pre-Assessment）、間接檢測(cè)（Indirect Inspection）、詳細(xì)檢查（Detailed Examination）和后評(píng)價(jià)（Post Assessment）四個(gè)步驟[3]，缺一不可。

2 評(píng)估步驟

2.1預(yù)評(píng)估

預(yù)評(píng)估是LP-ICDA的第一步，主要包括數(shù)據(jù)收集、LP-ICDA可行性評(píng)價(jià)和LP-ICDA分區(qū)[3]。收集的數(shù)據(jù)主要包括設(shè)計(jì)建設(shè)資料、運(yùn)行維護(hù)歷史、測(cè)量數(shù)據(jù)、腐蝕記錄、液體分析報(bào)告和完整性評(píng)價(jià)或維護(hù)活動(dòng)前的檢測(cè)報(bào)告等。

2.1.1數(shù)據(jù)收集

西部成品油管道里程-高程如圖1所示。評(píng)價(jià)管段為西部成品油管道的一部分，其相關(guān)數(shù)據(jù)列于表1。

 

圖1西部成品油管道里程-高程圖

表1  西部成品油管道某管段數(shù)據(jù)

  2.1.2 可行性評(píng)價(jià)

  通過(guò)數(shù)據(jù)分析，發(fā)現(xiàn)該管段正常輸送時(shí)所含的水或沉積物在5%以下；間接檢測(cè)可以確定最有可能發(fā)生內(nèi)腐蝕的位置；正常運(yùn)行期間沒有連續(xù)的水相；無(wú)內(nèi)涂層；可進(jìn)行詳細(xì)檢查；可確定再評(píng)估時(shí)間間隔。故采用內(nèi)腐蝕直接評(píng)估方法對(duì)該管段進(jìn)行評(píng)估具有可行性。

  2.1.3 LP-ICDA分區(qū)

通過(guò)預(yù)評(píng)估所收集的數(shù)據(jù)來(lái)確定LP-ICDA分區(qū)。內(nèi)腐蝕直接評(píng)估區(qū)域是規(guī)定長(zhǎng)度的管道的一部分[4]。規(guī)定長(zhǎng)度是指管道上可能帶入水的新入口之前的管體長(zhǎng)度。因此需對(duì)評(píng)價(jià)管段上下游關(guān)系、分支匯入?yún)R出情況和是否有流向的改變進(jìn)行分析，同時(shí)依據(jù)直接評(píng)估原則和標(biāo)準(zhǔn)要求考慮溫度、壓力等參數(shù)的變化，確定內(nèi)腐蝕直接評(píng)估區(qū)域。

該管段因C站不定期分輸，分別考慮C站分輸和C站無(wú)分輸?shù)那闆r，通過(guò)分析管道入口、出口和運(yùn)行單元，最后確定分成2個(gè)獨(dú)立的內(nèi)腐蝕直接評(píng)估區(qū)間（見表2）。

表2 西部成品油管道某管段LP-ICDA分區(qū)

另外，考慮該管段溫度和壓力等運(yùn)行參數(shù)的變化，將其分為四個(gè)時(shí)間區(qū)間進(jìn)行評(píng)估。

2.2 間接檢測(cè)

LP-ICDA間接檢測(cè)不借助任何檢測(cè)工具，而是通過(guò)分析流體模型和管道高程剖面圖，評(píng)價(jià)內(nèi)腐蝕評(píng)估區(qū)間內(nèi)腐蝕發(fā)生的可能性沿管道里程的分布[3]，其流程如圖2所示。該步驟需要將臨界速率、水分或固體積聚的臨界傾角與管道高程比較分析，在最長(zhǎng)周期內(nèi)腐蝕性介質(zhì)積聚可能性最大的位置發(fā)生內(nèi)腐蝕的可能性最大，通過(guò)該項(xiàng)分析可確定詳細(xì)檢查的位置。傾角不是唯一影響水和固體積聚的因素，因此積聚也有可能發(fā)生在水平管段。

 

圖2  LP-ICDA間接檢測(cè)流程

在這個(gè)過(guò)程中，主要考慮的因素有：水分離臨界角、水積聚風(fēng)險(xiǎn)、固體積聚風(fēng)險(xiǎn)。下面以分析C站無(wú)分輸時(shí)該管段第一時(shí)間分區(qū)的情況進(jìn)行說(shuō)明。

  2.2.1水分離臨界角

當(dāng)湍流擾動(dòng)下液滴不發(fā)生破碎的最大液滴尺寸dmax=液滴從油水乳狀液中分離出來(lái)的尺寸dcrit時(shí)，對(duì)應(yīng)的角度為目標(biāo)管道油水分離臨界角。經(jīng)計(jì)算，當(dāng)C站無(wú)分輸時(shí)，第一時(shí)間分區(qū)該管段的dmax=0.017D（D為管道直徑），dcrit與管道傾角相關(guān)，具體數(shù)值見圖3，全里程范圍內(nèi)，dmax>dcrit，水不能進(jìn)入油相，油水分離，臨界角為81°。

 

圖3  C站無(wú)分輸時(shí)第一時(shí)間分區(qū)dcrit隨里程變化情況

  2.2.2水積聚風(fēng)險(xiǎn)位置

水積聚風(fēng)險(xiǎn)通過(guò)計(jì)算原位水流速得到，原位水流速接近于0的位置，即可能發(fā)生水的積聚，內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)增大。該管段為液體石油輸送管道，管道被液體填滿，含水率低于1%。

該管段原位水流速沿里程分布的趨勢(shì)如圖4所示。其中原位水流速接近0的里程位置，為該管段在此時(shí)間分區(qū)的水積聚風(fēng)險(xiǎn)位置。

 

圖4  C站無(wú)分輸?shù)谝粫r(shí)間分區(qū)原位水流速沿里程分布情況

  2.2.3固體積聚風(fēng)險(xiǎn)

  根據(jù)混合流速，對(duì)多種流態(tài)進(jìn)行分析。在流速足夠高時(shí)，由于擾動(dòng)比較大，所有的固體相都懸浮著。當(dāng)流速降低時(shí)，密度大于液體的固體開始沉降，并在管道底部淤積，形成可移動(dòng)的沉積層。當(dāng)顆粒驅(qū)動(dòng)力低于阻止顆粒移動(dòng)的力時(shí)，顆粒就沉淀下來(lái)。

將沉積床流速與原位水流速進(jìn)行對(duì)比，當(dāng)原位水膜速度大于沙沉積速率時(shí)，如果目標(biāo)管道中存在沙，則會(huì)沿管道移動(dòng)，否則將會(huì)沉積在管道底部。該管段原位水流速-沙沉積流速沿里程分布如圖5所示，其中差值小于0的位置，沙可能沉積在管道底部，即固體積聚風(fēng)險(xiǎn)位置。

 

圖5  C站無(wú)分輸時(shí)第一時(shí)間分區(qū)原位水流速-沙沉積流速沿里程分布

按照以上方法，考慮所有的時(shí)間分區(qū)，分析該管段分別在2個(gè)獨(dú)立的LP-ICDA評(píng)估區(qū)域下的水積聚和固體積聚風(fēng)險(xiǎn)位置。

根據(jù)該管段工況條件，考慮上述積液概率、沙沉積概率、最長(zhǎng)可能積液時(shí)間等腐蝕影響因素，結(jié)合影響范圍值設(shè)定，進(jìn)行腐蝕概率計(jì)算，由此判斷內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)次序，進(jìn)而明確需要重點(diǎn)關(guān)注的位置。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，評(píng)估區(qū)域一和評(píng)估區(qū)域二分別有23處和14處重點(diǎn)關(guān)注的里程點(diǎn)位置，在后期管道完整性管理工作中應(yīng)重點(diǎn)考慮這些位置。

  2.3 詳細(xì)檢查

詳細(xì)檢查即開挖管道進(jìn)行檢測(cè)，鑒定并描述內(nèi)腐蝕特征，確定所選定位置的內(nèi)腐蝕情況。

參考NACE 0208-2008對(duì)于開挖點(diǎn)選擇的推薦作法，在每個(gè)LP-ICDA區(qū)間內(nèi)應(yīng)對(duì)前2處最大優(yōu)先級(jí)別的位置進(jìn)行詳細(xì)檢查。因此，在評(píng)估區(qū)域一和區(qū)域二分別選擇前2處內(nèi)腐蝕概率最高的位置，并且在區(qū)域二另選1處腐蝕概率較高的位置作為驗(yàn)證。結(jié)合高程數(shù)據(jù)，考慮開挖可行性及現(xiàn)場(chǎng)勘查結(jié)果，5個(gè)開挖點(diǎn)的坡度、埋深和地貌情況見表3。

開挖后，使用超聲波測(cè)厚儀對(duì)管道進(jìn)行壁厚檢測(cè)，現(xiàn)場(chǎng)開挖檢測(cè)（見圖6）。根據(jù)壁厚檢測(cè)結(jié)果，得知5個(gè)開挖位置的實(shí)際測(cè)量壁厚都大于額定壁厚的90%（ 見表4）。因此，可以初步判斷沒有顯著內(nèi)腐蝕缺陷。根據(jù)估算的腐蝕速率，判斷5個(gè)開挖點(diǎn)的腐蝕狀況屬于NACE SP0775-2013標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的輕度腐蝕，腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較低。

 

圖6 現(xiàn)場(chǎng)開挖檢測(cè)

  2.4后評(píng)估

后評(píng)估即評(píng)價(jià)LP-ICDA的有效性和確定再次評(píng)價(jià)的時(shí)間間隔。超聲波壁厚檢測(cè)結(jié)果表明，目標(biāo)管道不存在嚴(yán)重的內(nèi)腐蝕及頂部腐蝕問(wèn)題，因此內(nèi)腐蝕直接評(píng)估方法適用于對(duì)目標(biāo)管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕評(píng)估。結(jié)合API 1160和ASME B31.8S的規(guī)定，如果之后運(yùn)行中目標(biāo)管道輸量不發(fā)生顯著變化，則完整性檢驗(yàn)工作的最大再評(píng)估時(shí)間間隔為5年。

  3 結(jié)論

利用液體石油管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)估方法，對(duì)西部成品油管道某管段內(nèi)腐蝕狀況進(jìn)行了直接評(píng)估。通過(guò)間接檢測(cè)，確定后續(xù)完整性管理和檢驗(yàn)中需重點(diǎn)關(guān)注的水積聚和固體積聚風(fēng)險(xiǎn)位置共有37處。選取有代表性的里程位置進(jìn)行詳細(xì)檢查，利用超聲波壁厚測(cè)量確認(rèn)管壁腐蝕損失，結(jié)果根據(jù)管道運(yùn)行情況確定的5處開挖位置管段均未發(fā)現(xiàn)顯著內(nèi)腐蝕缺陷，最大壁厚損失小于6%，管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較低，未出現(xiàn)由于積水導(dǎo)致的顯著內(nèi)腐蝕特征。同時(shí)，通過(guò)后評(píng)估驗(yàn)證了LP-ICDA的有效性，并確定了再次評(píng)價(jià)的時(shí)間間隔。 

參考文獻(xiàn)：

[1] Asokan P. Pilai. Direct Assessment Pipeline Integrity Management[C]. NACE CORROSION 2011.

[2] Oliver Moghissi, Wei Sun, Concepcion Mendez, et al. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology For Liquid Petroleum Pipelines[C]. NACE CORROSION 2007.

[3] NACE SP0208-2008，Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines[S].

[4] NACE SP0206-2006，Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas[S].

作者：吳錦強(qiáng)，西部管道公司總經(jīng)理助理，安全副總監(jiān)，管道處處長(zhǎng)。

《管道保護(hù)》2017年第3期（總第34期）