基于內(nèi)檢測數(shù)據(jù)的腐蝕管道完整性評價(jià)

賈向明，劉詩茵，白天陽，蔡 亮，祁慶芳，梁昌晶

(1.國家管網(wǎng)集團(tuán)西南管道有限責(zé)任公司天水輸油氣分公司 甘肅 天水 741002； 2.中油國際管道有限公司 北京 100029；3.中航油京津冀物流有限公司 天津 300300； 4.中國石油青海油田分公司管道處 青海 格爾木 816000)

0 引 言

隨著油氣管道服役時(shí)間的延長，因土壤、大氣、應(yīng)力和輸送介質(zhì)等原因造成的管道腐蝕問題越來越嚴(yán)重，并引發(fā)爆炸和火災(zāi)等惡性事故，造成人員傷亡和財(cái)產(chǎn)損失，是影響管道運(yùn)行可靠性和服役壽命的關(guān)鍵因素[1]，也成為在役管道完整性研究的重要課題。管道完整性管理是通過檢驗(yàn)檢測等手段，獲取相應(yīng)的管道信息，制定相應(yīng)的風(fēng)險(xiǎn)防控或風(fēng)險(xiǎn)減緩措施，最終達(dá)到持續(xù)減少管道事故發(fā)生的目的，屬于事前規(guī)劃[2]。在面向管道完整性的腐蝕研究方面，臧雪瑞等[3]通過ABAQUS軟件利用有限體積法對X100輸氣管道的剩余強(qiáng)度進(jìn)行了研究，得到腐蝕深度對內(nèi)壓的影響最為明顯；崔銘偉等[4]以X42～X100鋼為研究對象，驗(yàn)證了不同評價(jià)方法與水壓爆破試驗(yàn)之間的差值，得到DNV-RP-F101和PCORRC適合中高強(qiáng)度等級鋼的剩余強(qiáng)度預(yù)測；馬鋼等[5]深入分析了流變應(yīng)力和膨脹系數(shù)的改變對剩余強(qiáng)度的影響，從準(zhǔn)確性和保守性兩個方面對不同的評價(jià)方法進(jìn)行了總結(jié)。以上研究多針對不同腐蝕情況下剩余強(qiáng)度方法的優(yōu)選，并未涉及因腐蝕缺陷制定的維修響應(yīng)計(jì)劃，也沒有將內(nèi)檢測結(jié)果與維修響應(yīng)計(jì)劃的制定相結(jié)合，造成大量的盲目維修和事后處理。根據(jù)GB 32167—2015《油氣管道完整性管理規(guī)定》，宜優(yōu)先采用內(nèi)檢測數(shù)據(jù)對管道的完整性進(jìn)行評價(jià)[6]。在此以工程實(shí)例中內(nèi)檢測的結(jié)果為基礎(chǔ)，對管道的腐蝕缺陷進(jìn)行分級、分類評價(jià)，計(jì)算管道的剩余強(qiáng)度、預(yù)測剩余壽命和再評估時(shí)間，并根據(jù)評價(jià)結(jié)果制定相應(yīng)的維修響應(yīng)策略，保證管道的安全運(yùn)行，并為管道完整性管理提供技術(shù)支持[7]。

1 管道概況

所研究的輸氣管道全長93.4 km，為雙面螺旋焊縫鋼管，管徑406.4 mm，壁厚7.5 mm，管道設(shè)計(jì)壓力4 MPa，最大允許運(yùn)行壓力MAOP3.5 MPa，管材為L360，最小屈服強(qiáng)度360 MPa，最小抗拉強(qiáng)度460 MPa，管道焊接采用API 1104標(biāo)準(zhǔn)，外防腐采用3PE防腐層并施加外加電流陰極保護(hù)，管頂埋深1.8 m左右。由第三方無損檢測機(jī)構(gòu)于2019年5月25日和2019年7月13日分別進(jìn)行了漏磁內(nèi)檢測和幾何變形內(nèi)檢測。

2 內(nèi)檢測結(jié)果統(tǒng)計(jì)與分析

管道全長共有2 657根管節(jié)，存在腐蝕缺陷的管節(jié)228根，占總數(shù)的8.58%。內(nèi)檢測發(fā)現(xiàn)腐蝕缺陷16 990處，其中內(nèi)腐蝕16 905處，外腐蝕85處；管道平均腐蝕深度d為壁厚的14%，腐蝕深度≥40%的點(diǎn)共有21處，且均為內(nèi)腐蝕，最大腐蝕深度為管壁厚度的54%，位于管道50 183 m處；外腐蝕的最大腐蝕深度為壁厚的27%，位于20 931 m處。內(nèi)檢測數(shù)據(jù)見表1。

表1 內(nèi)檢測報(bào)告的缺陷類型和數(shù)量

參照GB/T 27699—2011《鋼質(zhì)管道內(nèi)檢測技術(shù)規(guī)范》附錄E中對金屬損失類型的定義，對內(nèi)檢測得到的腐蝕缺陷類型進(jìn)行劃分，具體結(jié)果見表2。

表2 金屬損失類型及腐蝕深度

由表1和表2可見，該管道主要的腐蝕類型為內(nèi)腐蝕，其中以坑狀腐蝕和環(huán)向凹溝為主，且腐蝕深度在10%≤d<20%之間的坑狀腐蝕最為嚴(yán)重，腐蝕深度≥20%的299處腐蝕較為嚴(yán)重的部位集中在管道底部5～7點(diǎn)鐘方向，其原因可能是在投產(chǎn)或試壓過程中管道內(nèi)部殘留了部分游離水，或首站氣體脫水不徹底，造成在地勢低洼地段形成管內(nèi)積液，進(jìn)而導(dǎo)致管底腐蝕，當(dāng)腐蝕較為嚴(yán)重時(shí)，坑蝕之間由于閉塞電池的作用連接成片，形成環(huán)向凹溝，如圖1所示。

圖1 腐蝕深度≥20%的內(nèi)腐蝕缺陷

圖2為85處外腐蝕缺陷的軸向長度統(tǒng)計(jì)結(jié)果，由圖2可知，外腐蝕缺陷長度大部分小于40 mm。由于該管道沿線土壤環(huán)境為干旱鹽堿地帶，穿越淺灘、湖泊等地，沿線基本無人居住，由此可以推斷管道外腐蝕主要是由于土壤和大氣腐蝕造成，而非第三方破壞和現(xiàn)場施工造成的。此外，管道缺陷類型中還存在部分軸向凹溝，應(yīng)為施工過程中拖動管道造成。

圖2 外腐蝕缺陷的長度分布

在施工和運(yùn)行階段，管道環(huán)焊縫由于裝配應(yīng)力殘余應(yīng)力和薄膜應(yīng)力等內(nèi)部原因[8]，易造成開裂失效，失效外部原因主要由于環(huán)焊縫補(bǔ)口失效造成[9]，補(bǔ)口處受降雨或地下水的影響，經(jīng)常處于干濕交替的狀態(tài)，同時(shí)補(bǔ)口位置對于陰極保護(hù)起屏蔽作用，因此腐蝕更為嚴(yán)重。對85處外腐蝕缺陷距離最近環(huán)焊縫的軸向距離進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，得到有3處缺陷距離焊縫較近，在搭接區(qū)域內(nèi)(200 mm)，可能對焊縫造成影響，應(yīng)立即開挖驗(yàn)證，如圖3所示。

圖3 外腐蝕與最近環(huán)焊縫的軸向距離

3 維修響應(yīng)策略

3.1 判定準(zhǔn)則

腐蝕缺陷引發(fā)的失效通常以最大允許軸向長度和腐蝕深度為判定依據(jù)，API 1160—2013和ASME B31.8S—2014中的立即響應(yīng)安全系數(shù)取1.1，安全裕度不足，風(fēng)險(xiǎn)偏高。目前國內(nèi)外很多管道公司均以預(yù)估維修比ERF作為缺陷是否應(yīng)進(jìn)行維修響應(yīng)的判定條件，SY/T 6597—2014《油氣管道內(nèi)檢測技術(shù)規(guī)范》也采用了這一條件，公式如式(1)、(2)：

(1)

Ps=F·Pf

(2)

式中：MAOP為最大允許運(yùn)行壓力，MPa；Ps為管道最大安全運(yùn)行壓力，MPa；F為管道設(shè)計(jì)系數(shù)；Pf為缺陷處的剩余強(qiáng)度，MPa。當(dāng)ERF≥1時(shí)，缺陷維修需要立即響應(yīng)，應(yīng)立即開展維修工作，反之則不需要，按計(jì)劃響應(yīng)即可。

從公式(1)、(2)可以看出，ERF引入了管道設(shè)計(jì)系數(shù)F對缺陷響應(yīng)的影響，根據(jù)GB 50251—2015《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》中對不同地區(qū)設(shè)計(jì)系數(shù)的選取原則，當(dāng)人口密集或地區(qū)等級較高時(shí)，應(yīng)選擇較低的設(shè)計(jì)系數(shù)，可以有效降低缺陷維修響應(yīng)的閾值。因此，采用ERF作為缺陷維修響應(yīng)的判定條件更為合理，適合我國油氣管道輸送距離長、周圍環(huán)境復(fù)雜多變的情況。

綜合考慮單一腐蝕缺陷、相鄰腐蝕缺陷和沿環(huán)焊縫的腐蝕缺陷對管道安全運(yùn)行的影響，參考ASME B31G—2012和API PR 1160—2013等規(guī)范，給出管線腐蝕缺陷是否需要維修響應(yīng)的判定準(zhǔn)則為： 1)應(yīng)立即響應(yīng)的缺陷：腐蝕深度≥80%的缺陷，ERF≥1的缺陷，環(huán)焊縫附近200 mm以內(nèi)的腐蝕缺陷，包含應(yīng)力集中或凹陷的腐蝕缺陷，位于管道上方8～4點(diǎn)鐘方向深度超過6%管徑的凹陷； 2)應(yīng)在1年內(nèi)進(jìn)行計(jì)劃響應(yīng)的缺陷：0.9≤ERF<1的缺陷，與管道焊縫距離較近的腐蝕缺陷，腐蝕深度≥50%的均勻腐蝕，位于管道上方深度超過2%管徑的凹陷，腐蝕深度≥15%的凹溝。其余檢測到的缺陷應(yīng)進(jìn)行監(jiān)測使用，并隨時(shí)對管道剩余強(qiáng)度進(jìn)行預(yù)測和檢驗(yàn)，保證在下一次評估前不會失效。

3.2 剩余強(qiáng)度計(jì)算

圖4為基于該輸氣管道的管徑、壁厚和鋼級等參數(shù)，采用改進(jìn)的ASME B31G、BS 7910和DNV RP-F101三種評價(jià)方法[10-11]得到的缺陷長度和缺陷深度之間的關(guān)系曲線，由圖4可知，隨著缺陷長度的增加，最大允許缺陷深度逐漸減小，當(dāng)缺陷長度>300 mm后，允許的缺陷深度值趨于恒定，但在100 mm以內(nèi)的短缺陷處，允許缺陷深度為ASME B31G

圖4 三種剩余強(qiáng)度的ERF曲線

(3)

當(dāng)L2/Dt≤50時(shí)，

(4)

(5)

式中：t為管道壁厚，mm；d為缺陷深度，mm；D為管道外徑，mm；L為缺陷長度，mm；M為膨脹系數(shù)，無因次；σflow為流變應(yīng)力，取管道材料屈服強(qiáng)度為68.95 MPa，計(jì)算得到16 990處腐蝕缺陷的ERF均小于1，其中ERF<0.5的腐蝕缺陷有16 285處，0.5≤ERF<0.8的腐蝕缺陷有513處，0.8≤ERF<0.9的腐蝕缺陷有188，0.9≤ERF<1的腐蝕缺陷共有4處，ERF≥0.5的缺陷點(diǎn)隨管線里程的分布情況如圖5所示。

圖5 ERF≥0.5的缺陷點(diǎn)隨管線里程的分布

3.3 剩余壽命和腐蝕速率計(jì)算

管道的剩余壽命根據(jù)TSG D7003—2010《壓力管道定期檢驗(yàn)規(guī)則-長輸(油氣)管道》中的規(guī)定計(jì)算，如式(6)：

(6)

式中：RL為剩余壽命，a；Py為管道屈服壓力，MPa；t為壁厚，mm；GR為腐蝕速率，mm/a。其中Py與管道外徑D、壁厚t和屈服強(qiáng)度SMYS有關(guān)，如式(7)：

(7)

由式(6)、(7)可以看出，剩余壽命主要與腐蝕速率相關(guān)，通過計(jì)算腐蝕速率即可預(yù)測腐蝕缺陷的未來發(fā)展情況，從而判定出計(jì)劃修復(fù)時(shí)間和再檢測時(shí)間，以保障缺陷得到及時(shí)修復(fù)。較常用的預(yù)測腐蝕速率的方法就是對比兩組近些年的內(nèi)檢測數(shù)據(jù)。若僅有一次的內(nèi)檢測數(shù)據(jù)，則可以采用全壽命或半壽命周期方法來預(yù)測腐蝕缺陷的增長速率。計(jì)算全部腐蝕缺陷各自的腐蝕速率后，可以獲得最大腐蝕速率、平均腐蝕速率和腐蝕速率的標(biāo)準(zhǔn)差。鑒于缺陷數(shù)據(jù)的不確定性及管道運(yùn)行安全性，以平均腐蝕速率和標(biāo)準(zhǔn)差之和作為腐蝕速率邊界值。對于腐蝕速率≤邊界值的腐蝕點(diǎn)，以邊界值作為該腐蝕點(diǎn)選定的腐蝕速率；當(dāng)腐蝕點(diǎn)腐蝕速率>邊界值時(shí)，則以該點(diǎn)的腐蝕速率作為其腐蝕速率值。由于該管道自1984年投產(chǎn)以來直到2019年底才完成漏磁內(nèi)檢測，運(yùn)行了約35 a，僅有一次內(nèi)檢測缺陷數(shù)據(jù)，故其腐蝕速率預(yù)測宜采用半壽命周期計(jì)算方法，公式如式(8)：

(8)

式中：d2為最近一次檢測的腐蝕深度，mm；d1：上一次檢測的腐蝕深度，mm；T2為最近一次檢測的時(shí)間，a；T1上一次檢測的時(shí)間，如果沒有，則表示管道投產(chǎn)的時(shí)間，a。具體計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 半壽命周期計(jì)算得到的腐蝕增長速率 (mm·a-1)

3.4 維修響應(yīng)決策

根據(jù)前述維修響應(yīng)判定準(zhǔn)則，結(jié)合管道剩余壽命的預(yù)測結(jié)果，可以確定該管道維修響應(yīng)為：應(yīng)立即響應(yīng)的缺陷共有6處，可在1 a內(nèi)計(jì)劃響應(yīng)的缺陷共有85處，剩余缺陷可按照計(jì)算的剩余壽命進(jìn)行監(jiān)測使用，具體見表4。

3.5 確定再檢測的時(shí)間

依據(jù)GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)定》的要求，管道內(nèi)檢測的間隔時(shí)間不宜超過8 a，因此，除應(yīng)立即響應(yīng)修復(fù)的缺陷外，管道最小剩余壽命5.2 a即為再檢測的時(shí)間周期?？紤]到管道周邊環(huán)境和社會影響等因素，最終確定再檢測時(shí)間周期為5 a，即應(yīng)在2024年7月13日前開展再次內(nèi)檢測。出于管道的安全性考慮，在下次檢測周期到來之前，應(yīng)對管道中較為嚴(yán)重的缺陷進(jìn)行修復(fù)或采取一定的防護(hù)措施。

為確定管道內(nèi)檢測結(jié)果的可靠性，對8號和9號缺陷進(jìn)行現(xiàn)場開挖驗(yàn)證，采用手持超聲波測厚儀進(jìn)行壁厚檢測，結(jié)果見表5。由表5可知，壁厚測量結(jié)果與內(nèi)檢測數(shù)據(jù)的誤差在±3%以內(nèi)。

表4 部分腐蝕缺陷修復(fù)計(jì)劃

表5 開挖驗(yàn)證情況

4 結(jié) 論

1)內(nèi)檢測數(shù)據(jù)分析結(jié)果表明，管道內(nèi)腐蝕較為嚴(yán)重，腐蝕部位主要集中在5～7點(diǎn)鐘方向，可能與投產(chǎn)或試壓過程中管道內(nèi)部殘留的游離水、或首站氣體脫水不合格，造成在地勢低洼地段形成積液進(jìn)而導(dǎo)致腐蝕有關(guān)，可采取及時(shí)清管或控制出站氣體質(zhì)量等方法消除隱患；

2)預(yù)估維修比ERF考慮了管道設(shè)計(jì)系數(shù)對缺陷響應(yīng)的影響，可作為缺陷是否進(jìn)行維修響應(yīng)的判定條件，適合我國油氣管道輸送距離長、周圍環(huán)境復(fù)雜多變的情況；

3)通過計(jì)算和綜合分析，該管道應(yīng)立即響應(yīng)的缺陷共有6處，可在1 a內(nèi)計(jì)劃響應(yīng)的缺陷共有85處，再檢測的時(shí)間周期為5 a。