大庆油田埋地管道外防腐层检测技术

32

　　　　管道技术与设备

2001年

大庆油田埋地管道外防腐层检测技术

黄桂柏

大庆油田有限责任公司油田建设设计研究院　黑龙江省大庆市　163712

　　【摘要】近两年来,大庆油田采用管中电流法开展了对埋地管道防腐层的检测和评价研究工

作,目前对单线防腐管防腐检测准确性达到了70%左右(理想情况下),对科学地指导油田埋地管道大修起到了重要的促进作用。关键词:大庆油田　埋地管道　防腐　检测　管中电流法

TheDetectionTechniqueofSurfaceAntiCorrosionLayerfor

UndergroundBuriedPipelineofDaqingOilField

HuangGuibo

ResearchInstituteforOilFieldDaqingOilFieldCorporationLtd.　　Abstract:Daqingoilfieldhavecarriedouttheburiedpipeline’santicorrosion

layerusingelectriccurrentmethodin,theanticorrosiondetectingaecuracyofthesinglelinecorrosionprotectionpipe%cirecumstance),thatwillgreatlypromotetheheavyrepair2ingtheundergroundofunderscientificguidance.

KeyWords:BuriedPipeline,CorrosionProtection,Detection,ElectricCurrentMethodin

1　前言

　　据初步调查,大庆油田出现腐蚀及使用年限达到20年的各类埋地管道占埋地管道总数的22%,约为12062km(截止1999年,己发生过腐蚀穿孔的管道5753km),埋地管道腐蚀、老化现象较为严重“,十五”期间,大庆油田需更换各种管道共7000km左右,管道大修约1528km。

为科学地指导油田埋地管道大修,减少管道大修的盲目性,近两年来,大庆油田各采油厂积极引进国内外的先进技术,开始对埋地管道进行调查、检测和评价,目前已取得了一些研究成果和大量的检测数据,为建立油田埋地管道腐蚀与防护信息系统打下了良好的技术基础,可为埋地管道的日常管理、维护及大修决策提供科学依据。

已达到了设计质量标准,管道的腐蚀、老化仍是不可避

免的,因此,管道工业发达的美国、加拿大、西欧各国相继开发了各种管道检测技术,用于指导埋地管道的管理、维护、大修,几种主要检测技术的详细情况见表1。

3　大庆油田埋地钢质管道腐蚀检测与评价技术

311管道外防腐层测试原理

管道外防腐层测试采用管中多频电流法,简称管中电流法,主要用来检测防腐层破损及防腐绝缘层性能。

电流梯度法是用一发射机向待测管道发射一特定频率的激励信号,激励信号自发射点开始将沿管道向两侧传输,将管中电流看做线电流,那么,激励信号在管道中传输时:

I=I0e

-αX

(1)

2　国外埋地管道检测技术现状

目前,各国管道公司都已认识到,即使管道运行时

式中　I0———发射点处管中电流强度,mA;

I———管中任意点电流强度,mA;X———观测点至发射点距离,m;

第3期 腐蚀与防护

表1　国　外　埋　地　管　道　检　测　技　术

33

国外检测技术功能

内　检　测　技　术智能清管器超声波法(U/S)检测管道内腐蚀

智能清管器漏磁法(MFL)检测管道内腐蚀

管中电流法

(PCM)

外　检　测　技　术电位梯度法

(DCVG)

近间距管对地电位测量(CIPS)

瞬变电磁法

(TEM)

探测管线走向、埋探测施加了阴极保检测阴极保护效果检测金属管体的腐

深,检测防腐层绝缘护的管道防腐层破和防腐层失效范围蚀程度性能损点功能多,单根管线检消除了干扰,测量准检测速度快,配合一旦发现某段管体测准确率较高确率较高DCVG重点定位检腐蚀,准确率很高

测有干扰或土壤电阻土壤电阻率高时测准确度不高率高时准确度低量结果不稳定

许多小腐蚀点难以

发现

优点

检测准确度高,不准确性较高,清蜡受环境因素干扰要求不高检测费高,检测前准确性略低于U/S要求彻底清除管壁法,检测轴向裂缝的蜡有困难

缺点

国内应用MFL更适合我国原油含蜡高的特点,管

情况道局已进口3台在国内得到初步应处于探索阶段,国内在检测新技术开发和综合应用能力较为薄

用弱。

　　　α———与管径、防腐绝缘层绝缘电阻、信号频

率、管材、输送介质等有关的参数。

　　电流信号强度将按照与传输距离、管道电导率、信号频率等参数有关的特定函数进行衰减。用接收机在管道上方按一定间隔观测管中激励信号的强度,并检查激励电流是否按正常规律衰减。能均匀时,管中电流对数值与距离(X)其斜率值(即电流衰减率),电阻,。若存在电流的异常衰减段,则可认为在该段存在有电流的泄露点或分支点,如若排除存在有管道分支点的可能,那么,该段就可能存在防腐层的绝缘性能下降以致破损的部位,从而导致电流信号泄露,出现电流的异常衰减段。对于同一条管道,电流衰减率越小,防腐层绝缘性越好,反之,防腐层绝缘性越差。312　管中电流法的开发应用

试桩引线连接。为保证测试结果的稳定性和可靠性,接地电极采用不锈钢接地钢钎,电极表面和接管贴片表面保持光滑洁净,。通过地线和接,。　现场检测选用PCM型探

该仪器使用24V蓄电池作为激励电源,其发射机输出功率为150W,远远大于一般管线探测仪3W的输出功率,因此该仪器发射功率大,信号传播距离远,提高了探测精度。经检测、验证,低频交流信号的工作频率确定为128Hz,电流的大小必须保证在测试

区间内管道有足够的剩余电流强度(>lmA),才能较好地进行管道外防腐层整体性能评价。经检测、验证初始输出电流可选1A左右,此后,发射操作员应按观测操作员的要求调整激励电流的大小。

经现场检测、对比分析,如埋地钢质管道需进行全线普查,检测间距确定为50m较为准确。

31213　激励电流大小的调整　观测操作员在沿被测

大庆油田在管中电流法的开发应用过程中,主要解决了以下问题:

31211　测点布置与图示问题　在进行测点布置时,一

管道进行电流梯度检测时,读数时分贝读数要求大于20db,但不超过80db,磁场读数(通过调整增益)在30～70之间,视电流以mA为单位,当读数过小时增大激励电流,必要时移动发射位置;视深度读至dm(011m)。

31214　检测结果的重复性　为保证检测结果的重复

般采用大比例尺地形地下管线图实地定点同实地测量相结合的办法。为便于检测数据进入埋地管线腐蚀与防护信息系统进行数据库管理,所测管道需按顺序统一编号,利用被检测管道的检修井、排气井、管道的出

露点(或阀门井、泄水井、放气阀等)或测试桩作为检测工作的起点和终点,自起点以距离为单位按自然顺序编测桩号,木桩规格3×2×30(cm),且在地面钉牢,以标定好测桩位置。用测绳量距时,闭合差不大于导线长度的015%,为此测绳需定期校准。

检测信号通过信号线与被测管体直接连接或与测

性,在每个测点上都进行重复观测,两次观测相对误差不超过5%时取其之一或者两次观测值的平均数作为该点的观测结果;在干扰较大或者读数不稳的测点上多次观测,取其偏差最小的2～3个读数的平均值作为该点的观测结果。

31215　检测数据的处理方法

34

　　　　管道技术与设备

2001年

(1)DB值计算　为评价管道外防护层质量,可将

检测仪器取得的电流读数I(mA)换算成信号强度值,

即电平值DB:

(2)DB值(db)=20logI(电流读数(mA))

(2)DB值斜率计算　DB值斜率是指一个测试间距内DB值的下降率,用测试间距起点和终点的DB值计算,公式如下:

DB值递减率=

段间距(km)

(3)

(3)DB值递减率校正　由于干扰等因素带来的误差,测试段终点电流读数高于段起点电流读数,在计算DB值斜率时可采用区间平均DB递减率代替法,进行DB值修正,并重新计算该测试区间的DB值斜率,平均DB值计算公式为:

平均DB值递减率=

测试区间间距(km)

(4)

(4)绝缘电阻的计算　DB值递减率,利用“分为防护层局部缺陷和整体老化。普查阶段的防腐层

缺陷的确定,采用50m间距的DB值递减率,根据不同DB值递减率,按表2判定其防腐层缺陷类型。

表2　利用DB值递减率初步判定防腐层局部缺陷类型

DB值递减率(db/km)

<3060～110300～500

防腐层局部缺陷类型说　明

正常无明显的防腐层局部缺陷局部防腐层破损严重破损或管线搭接存在交叉管线

　　在初步判定为防腐层局部缺陷的区段,通过加密

测试间距,重测该管段,并计算各区段的DB值递减率。如果至少有一段其DB值递减率大于2倍的区间

DB值递减率,则确定该点为防腐层局部缺陷位置,否

则,该区段为防腐层整体失效,失效程度由表3中防腐层整体质量评价方法确定。31217　管道防腐层质量综合评价　根据管道防腐层现场检测结果,,,1　根据管道运行时间,按下表将管道外防腐层分为不同的运行周期:初建期、稳定期、发展期、老化期和失效期。处在不同的运行周期的管道应采用不同的管理、维护方式(见表4)。

三级(一般)

30～40310～510

(GDFFW)理系统”

缘层的绝缘电阻。

31216　　防护层质量损失

防腐层等级

检测信号损失率(db/km)

Ω 绝缘电阻(km2)老化程度及表观

一级(优)

<20>10

表3　防腐层整体质量评价方法

二级(良)

20～30510～10

四级(差)

40～50110～310

五级(劣)

>50<110

基本无老化

　老化轻微,无剥离和破坏老化较轻,基本完整老化严重,有剥离和较严重的吸水现象老化和剥离严重,

轻剥即掉

表4　外防腐层状况与运行周期

管道外防腐

层寿命周期初建期稳定期发展期老化期失效期

防　腐　层　特　征

整体质量较好,但存在因施工、预制过程中产生的防腐层局部缺陷。整体质量较好。

整体质量开始下降,出现新的防腐层局部缺陷。整体质量下降较快,部分管段需要更换。

防腐层失去保护能力,更换工作量逐年加大,部分地段管体开始腐蚀。

维护措施　　　　检测、补漏定期检测加强检测、补漏加强检测、大修更换

输油管道沥青防腐层

运行周期特征(年)

1～33～1010～1515～20>20

　　(2)管道外防腐层运行周期判定

①管道外防腐层使用寿命评估与运行周期判定,应以一条管线为单位进行计算和评估,并且管道沿线土壤条件及敷设状况无明显差异。对于土壤条件及敷设状况存在明显差异的管线应分段处理。

②道平均DB值递减率的计算。利用各测试区间

计算的DB值递减率,采用长度加权法,计算整条管线

的DB值递减率。

③等级划分与各等级百分比计算。

按计算出的该段DB值递减率进行归类,累计各等级管段长度,计算出各等级所占百分比。

④利用计算出的平均DB值递减率及各等级所占

第3期 腐蚀与防护 　　35

百分比,按下表进行防腐层运行周期判定。在使用平

均DB值递减率及不同等级所占百分比进行判定出现不一致的情况时,如果判定结果为相邻类型,应以较严重的类型为准,如果判定结果非相邻类型,则应考虑对整条管道分段处理,然后再进行评价。管道外防腐层寿命周期的判定见表5。

表5　管道外防腐层寿命周期的判定

管道外防腐

层寿命周期初建期稳定期发展期老化期失效期

平均DB值递减率

(db/km)<1010～2020～3030～40>40

用防腐保温结构、重要油气输送管道、低洼地管道及运行时间较长的管道,适当加大调查量,保证重点调查数据的可靠性。

根据上述选线原则,在对杏Ⅱ联、杏十二联各系统埋地钢质管道进行分类统计的基础上,共选出28条管道,总长11317km,其中,杏Ⅱ联试验区43157km,杏十二联试验区37113km,其它区域3310km。选取的管道分类情况见表6。

表6　按运行年限分类的选线结果

分类长度(km)

≤10年

46146

10～15年26154

15～20年1710

>20年2317

一级

(%)>8585～7575～6565～55<55

二级

(%)

<5

三级

(%)

四级

(%)

<5<5

五级

(%)

合计

11317

<10>5>10>15

>10>20>30

31312　检测结果分析　以十二联—杏九联输油管检

测结果(见表7)为例,按表3规定的防腐层整体质量

31218　适用范围的确定　管中电流法可用于下列埋

地钢质管道外防腐层质量检测:石油沥青防腐管道、沥青珍珠岩防腐保温管及泡沫夹克防腐保温管。

本方法不适用于高电阻率土壤介质中的埋地钢质管道外防腐层检测,如冻土条件。313　检测结果31311　检测管道的选取果进行的。选取杏Ⅱ重点试验区,其中杏Ⅱ联是大庆杏北油田较大的联合站,埋地钢质管道种类较为齐全,自然条件一般,具有代表性:杏十二联地区,地势低洼,腐蚀问题比较突出。在选取调查管道时,考察影响管道腐蚀现状的管道运行年限、输送介质、防腐保温方式、敷设条件等,尽可能包括各种情况,使得调查结论尽可能完备。同时对常

起始点

-700-395-378-370-300-182-171-150100150190250400550

评价方法进行管道外防腐层检测结果分析。

从表6可知,该腐层性能级别五级占48,70%,即该管总体性

,。该管道1986年埋设,常年泡在水中,加速、老化,降低了防腐层性能。在检测过程中对异常地段进行了加密,并利用电位梯度法确定了缺陷点位置。50612、59415点有破损或接地点,51115点存在有搭接点。经开挖验证,实际情况与检测结果基本吻合,因此,该管线需采取大修措施。

其它埋地管道检测结果见表7。从表7可看出,防腐层的状况主要取决于埋设环境,环境的影响在一定范围内甚至超过了时间的影响。因此,对于埋设环境较差的管道,应该定期检测,及时维修,延长管道的使用寿命。

绝缘电阻防腐层级别

0141111>1001564102<0113141<0110158015>10<01111040125

54153535551545

Ω 表7　杏十二联一杏九联输油管防腐层绝缘电阻检测结果(km2)

终止点

-395-378-350-300-182-171-15050150190250400500700

绝缘电阻防腐层级别

>10<0111131<011<011<011011851740152141114>1001261129

15455552544154

起始点

700800105010611120116111651238124513001310131813251335

终止点

800950106111201161116412381245130013101318132513351350

起始点

14001500151015501700173018501860187219251960197020202120

终止点

15001510155017001730180018601872192519601970202021202220

绝缘电阻防腐层级别

1132114501310163<0110131219<0111130135<011012101340161

44555545455555

36

　　　　管道技术与设备

表8　部分检测管道检测结果综合分析表

管　道　名　称

6联—1联输油管6联—1联输油管6联污水管12联—9联输油管1901—12联输油管9联—南三油库管10联—3联外输油管

2001年

管径(Φ)

273×7325×7325×7325×7325×7426×7219×7

埋　设　环　境土壤干燥,地势高土壤潮湿,地势低土壤干燥,地势高土壤潮湿,地势低土壤潮湿,地势低土壤潮湿,地势低　土壤潮湿,地势居中

埋设年代

1978198419781986198619862000

防腐层完好率(%)

928888305099100

4　结束语

　　大庆杏北油田埋地管道腐蚀评价技术研究结果表

明,管中电流法对于大庆油田单线防腐管检测准确度最高可达到70%(在6～9月份土壤湿度较大、没有并行、交叉管道、高压线、变压器

、地下电缆、铁路等干扰源时),在土壤较干燥(土壤电阻率高)、气温低于0℃(灵敏度不高)时,单线防腐管检测准确度较低,因此,建议检测时间设在每年的6～9月份。(上接第28页)

由于大庆油田埋地管网分布复杂,纯粹的单线防腐管较少,更多的是两根以上的并行管线,另外,油田不同地带的土壤理化性质有较大的不同,各种高压线、变压器、地下电缆、铁路等干扰源较多,因此,在现有技术的基础上,还需进一步完善油田埋地钢质管道防腐检测、评价技术,建立大庆油田埋地钢质管道腐蚀与防(收稿日期:2001年2月16日)

4　实际应用情况

　　前言中已介绍了折流杆换热器在冷却裂解气方面的应用,表2中给出了使用浮头式换热器与折流

图5　折流杆换热器的流动状态示意图

杆换热器的对比情况。

换热面积

(m)455335344285322282

2

表2　浮头式换热器与折流杆换热器的工作情况对比

型　式浮头式换热器折流杆换热器浮头式换热器折流杆换热器浮头式换热器折流杆换热器

规格尺寸

(mm)

DN1100×8404DN1100×7300DN1000×7121DN900×7018DN1000×7196DN900×7108

换热管规格

(mm)

设备自重

(kg)1832014755110708950107408950

)工作温度(℃

冷却水阀开度(%)

10050～6010060～7010060～70

管程

15/2515/2515/2515/2515/2515/25

壳程

96/2596/2592/2592/2598/2598/25

<19×2×7000　1212根换热管<25×2.5×6000　728根换热管<19×2×6000　980根换热管<19×2×6000　818根换热管<19×2×6000　924根换热管<19×2×6000　818根换热管

　　从表2中可以看出,在相同工况下,折流杆换热器

的换热面积比浮头式换热器减少了12%～26%,设备重量减少了17%～19%;冷却水阀开度下降了30%～40%。

开度的下降,说明用60%～70%的水就可以把裂解气冷却到工艺所需要的温度,从而减少了冷却水的用量,节约了能源。因此,折流杆换热器的性能优于浮头式换热器,又一次得到了实践的证实。

参

考

文

献

5　结束语

　　从以上使用情况来看

,折流杆换热器确实有其独特的优越性,在相同的工况下,换热面积的减少可以减少设备的占地面积,可以减少设备的重量,因而减少了设备的制造成本,同时也减少了工程费用。冷却水阀

1986:6.

1　兰州石油机械研究所.换热器,北京:中国石化出版社,2　王子康等译.工业过程传热应用,北京:中国石化出版社,

1992:3.

(收稿日期:2000年8月10日)