索 蘇

（東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318）

輸油管道防腐層DCVG和CIPS檢測與評價

索 蘇

（東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318）

管道運(yùn)輸具有效率高、成本低和可靠性等優(yōu)點，在油氣輸送方面發(fā)揮著越來越重要的作用。但是，由于運(yùn)行年限增長、環(huán)境變化和腐蝕等原因，管道易發(fā)生防腐層破損，油氣泄露等現(xiàn)象，造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失，并給人民生命財產(chǎn)和生存環(huán)境帶來了巨大的潛在威脅。因此，為了保證管道的安全運(yùn)行，必須定期對管道的防腐層和陰極保護(hù)效果進(jìn)行檢測，判斷外防腐層的保護(hù)狀態(tài)。以大慶油田輸油管道為例，通過現(xiàn)場DVCG和CIPS檢測和測試數(shù)據(jù)處理分析，對輸油管道防腐層和陰極保護(hù)效果進(jìn)行評價研究，為管道管理者提供科學(xué)的、準(zhǔn)確地防腐系統(tǒng)數(shù)據(jù)，也為管道防腐層的修復(fù)提供科學(xué)的依據(jù)。

輸油管道；防腐層；DCVG檢測；CIPS檢測

腐蝕是影響管道系統(tǒng)可靠性和使用壽命的關(guān)鍵因素。我國輸油管道在投產(chǎn)1～2 a后，管線腐蝕穿孔已屢見不鮮，不僅會造成油、氣和水的泄漏，污染環(huán)境，還會引起由于維修帶來的材料和人力上的浪費(fèi)，停工停產(chǎn)造成的經(jīng)濟(jì)損失，甚至可能因腐蝕引起火災(zāi)，威脅人身安全，后果極其嚴(yán)重［1］。

由于輸油管道一般為埋地敷設(shè)，一旦投產(chǎn)運(yùn)行，很難停產(chǎn)檢驗。因此，防腐層的檢測是建立在管線不開挖前提下，利用設(shè)備非接觸性的對防腐層進(jìn)行綜合性能檢測，準(zhǔn)確和經(jīng)濟(jì)的對防腐層的破損缺陷進(jìn)行定位，并分類統(tǒng)計缺陷的大小，對缺陷的大小和數(shù)量進(jìn)行評價，用于指導(dǎo)管道經(jīng)營者掌握輸油管道的防腐層狀況，及時維護(hù)，保證防腐層的完好性［2］。目前，輸油管道防腐層的檢測技術(shù)有標(biāo)準(zhǔn)管/地電位法（P/S）、直流電壓梯度法（DCVG）、密間隔電位測量法（CIPS）、多頻管中電流法（PCM）、皮爾遜Pearson檢測法（PS）、C-Scan法、變?yōu)l-選頻法和雜散電流測繪儀法等。其中，DCVG和CIPS檢測技術(shù)是國內(nèi)外公認(rèn)的比較先進(jìn)的針對埋地管道（尤其是有陰極保護(hù)系統(tǒng)的管道）防腐層破損及陰極保護(hù)檢測技術(shù)，已獲得廣泛應(yīng)用［3-5］。

1 DCVG和CIPS技術(shù)檢測原理

1.1 DCVG技術(shù)檢測原理和評價標(biāo)準(zhǔn)

埋地管道防腐層缺陷直流電壓梯度測試技術(shù)（Direct Current Voltage Gradient）是采用直流脈沖技術(shù)與陰極保護(hù)技術(shù)相結(jié)合，對輸油管道防腐層進(jìn)行缺陷檢測的技術(shù)。DCVG技術(shù)可以檢測到較小的防腐層破損點，并精確地定位破損點的位置，誤差為±15 cm；與此同時，DCVG技術(shù)還可以對防腐層的缺陷大小和破損點管線的腐蝕情況進(jìn)行判斷。

在有陰極保護(hù)措施的輸油管道上，防腐層發(fā)生破損時，電流經(jīng)土壤流入管線防腐層的破損處，將會在管線防腐層的破損位置處地面上產(chǎn)生電壓梯度。由于土壤電阻率存在差異，電壓梯度在十幾米至幾十米區(qū)間變化。如果防腐層的缺陷較大，電流的流動會形成200～500 mV電壓梯度，如果防腐層的缺陷較小，也會形成50～200 mV電壓梯度?？紤]到實測輸油管道的距離較長，DCVG測試數(shù)據(jù)很多，利用實測數(shù)據(jù)和標(biāo)準(zhǔn)電壓梯度的對比結(jié)果對防腐層缺陷進(jìn)行判斷的工作量非常大。而且，在實際檢測中，由于檢測位置的變化，檢測的電壓梯度變化也較大。因此，為了方便判斷，可對DCVG測試數(shù)據(jù)進(jìn)行轉(zhuǎn)換，引入一個標(biāo)準(zhǔn)電壓V標(biāo)準(zhǔn)（mV），定義為：

當(dāng)0V標(biāo)準(zhǔn)≥ 時，防腐層基本無缺陷；

當(dāng)0V標(biāo)準(zhǔn)＜ 時，防腐層很可能存在缺陷。

通常，輸油管道防腐層的缺陷面積越大、與破損點距離越近，電壓梯度越大且集中。為了不受其它電源干擾，DCVG檢測技術(shù)利用不對稱直流間斷電壓信號施加在輸油管道上，間斷周期為1 s，其中“斷”陰極保護(hù)的時間為2/3 s，“通”陰極保護(hù)的時間為1/3 s［6，7］。

目前，先進(jìn)的DCVG檢測儀器都有顯示屏直接顯示電位梯度值，檢測人員根據(jù)電壓梯度判斷防腐層是否破損以及破損程度都根據(jù)實踐經(jīng)驗來判斷，以破損點周圍直流電位梯度值判斷防腐層破損程度，并進(jìn)行分級的準(zhǔn)則，如表1所示。

表1 根據(jù)電位梯度判斷防腐層破損程度準(zhǔn)則Table 1 The standard of the damaged degree of anticorrosive coating of based on voltage gradient

1.2 CIPS技術(shù)檢測原理和IR降評價

密間隔電位測量（Close Interval Potential Survey）是在通過對具有陰極保護(hù)的管線的沿管線變化管地電位進(jìn)行測量（一般是每隔1～5 m測量一個點），從而對防腐層狀況與陰極保護(hù)效果進(jìn)行判斷的技術(shù)。測量結(jié)果包括兩類管地電位，一類為陰極保護(hù)電源開啟時管地電位（onV狀態(tài)電位）；第二類為陰極保護(hù)電流關(guān)閉瞬間時管地電位（offV狀態(tài)電位）。通過分析onV狀態(tài)電位沿管線變化的趨勢，可以知道埋地管線防腐層的平均質(zhì)量的優(yōu)劣狀況。

防腐層的質(zhì)量和陰極保護(hù)電位間關(guān)系為：

式中：L— 管線長度；

α— 保護(hù)系數(shù)；

Emax、Emin為管線兩端陰極保護(hù)的電位值（ Von）。

管道的外防腐層的質(zhì)量合格時，單位距離下的Von值衰減較?。毁|(zhì)量不合格時， Von值衰減較大。

Voff狀態(tài)電位指陰極保護(hù)的電流對管線的“極化電位”，因為陰極保護(hù)關(guān)閉時，土壤內(nèi)電流不流動，Voff電位中沒有土壤IR的電壓降。因此，Voff電位是實際有效的保護(hù)電位。

國外評價陰極保護(hù)效果優(yōu)劣的方法主要用 Voff值來判斷（即≤850 mV有效，≤1 250 mV過保護(hù)）。目前，在國內(nèi)由于測量技術(shù)限制，仍主要沿用 Von電位對保護(hù)效果進(jìn)行評價，此技術(shù)測量結(jié)果不夠精確，往往在防腐層的破損判斷上出現(xiàn)誤判。

另外，可以通過計算輸油管道防腐層破損處IR降的百分比，評價防腐層的缺陷程度，并確定缺陷的修復(fù)優(yōu)先級和修復(fù)年限，具體計算公式為：

式中： Von— 破損處的開電位，mV；

Voff— 破損處的關(guān)電位，mV。

表2 根據(jù)IR%評價防腐層的破損程度準(zhǔn)則Table 2 The standard of the damaged degree of anticorrosive coating of pipeline based on IR%

大量的現(xiàn)場實驗和理論研究證明，IR%越大，陰極保護(hù)程度越低。在實際的工程應(yīng)用中，考慮到IR%值與破損處深度和土壤電阻率等有關(guān)，只能近似估算防腐層破損面積大小。表 2是 NACE Standard RP 0502-2002 給出的根據(jù) IR%評價防腐層破損程度的評價準(zhǔn)則［8］。

2 檢測結(jié)果及分析

以大慶油田某輸油管道為例，通過現(xiàn)場DCVG和CIPS檢測及測試數(shù)據(jù)處理分析，對輸油管道防腐層的保護(hù)狀態(tài)進(jìn)行判斷。

2.1 DCVG檢測結(jié)果分析

利用 DCVG檢測儀器對輸油管道進(jìn)行現(xiàn)場測試，如圖1和圖2所示。對DCVG測試數(shù)據(jù)進(jìn)行處理分析，判斷防腐層的破損程度，具體如表3所示。

圖1 第一段管線DCVG檢測圖Fig.1 The DCVG detection figure of the first section of thepipeline

圖2 第二段管線DCVG檢測圖Fig.2 The DCVG detection figure of the second section of the pipeline

表3 DCVG測試數(shù)據(jù)分析結(jié)果Table 3 The analysis results of DCVG test data

根據(jù)表3中輸油管道DCVG測試結(jié)果可知：輸油管道的腐蝕較為嚴(yán)重，且第一段管線腐蝕情況較第二段管線更為嚴(yán)重。在第一段管線中，防腐層良好，無缺陷段管長占總管長32.46%，有較小破損，短期內(nèi)可以不開挖修復(fù)段管長占總管長29.67%，防腐層有較大缺陷，可考慮開挖修復(fù)段管長占總管長30.54%，防腐層缺陷很大，應(yīng)立即開挖修復(fù)段管長占總管長7.33%；在第二段管線中，防腐層良好，無缺陷段管長占總管長30.63%，有較小破損，短期內(nèi)可以不開挖修復(fù)段管長占總管長47.59%，防腐層有較大缺陷，可考慮開挖修復(fù)段管長占總管長21.77%，防腐層缺陷很大，應(yīng)立即開挖修復(fù)段不存在。

2.2 CIPS檢測結(jié)果分析

利用CIPS檢測儀器對輸油管道進(jìn)行現(xiàn)場測試，如圖3和圖4所示。對CIPS測試數(shù)據(jù)進(jìn)行處理分析，判斷陰極保護(hù)和防腐層的保護(hù)狀態(tài)，具體如表4所示。利用式（2），計算防腐層缺陷處IR降百分比，評價防腐層缺陷破損大小，具體如表5所示。

圖3 第一段管線CIPS檢測圖Fig.3 The CIPS detection figure of the first section of thepipeline

圖4 第二段管線CIPS檢測圖Fig.4 The CIPS detection figure of the second section of the pipeline

根據(jù)表4和表5中輸油管道CIPS測試結(jié)果可知：輸油管道均處于未保護(hù)狀態(tài)，腐蝕情況較為嚴(yán)重，且第一段管線腐蝕情況較第二段管線更為嚴(yán)重，這也與DCVG測試數(shù)據(jù)處理結(jié)果相符。

表4 CIPS測試數(shù)據(jù)分析結(jié)果Table 4 The analysis results of CIPS test data

表5 IR%評價防腐層破損程度的分析結(jié)果Table 5 The analysis results of the damaged degree of anticorrosive coating of pipeline based on IR%

在第一段管線中，基本完好段管長占總管長53.75%，應(yīng)1～3年內(nèi)修復(fù)段管長占總管長37.87%，應(yīng)1年內(nèi)修復(fù)段管長占總管長5.41%，應(yīng)立即修復(fù)段管長占總管長 2.97%；在第二段管線中，基本完好段管長占總管長62.06%，應(yīng)1～3年內(nèi)修復(fù)段管長占總管長 37.72%，應(yīng) 1年內(nèi)修復(fù)段管長占總管長0.25%，應(yīng)立即修復(fù)段不存在。

3 結(jié) 論

（1）通過對輸油管道 DCVG檢測數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，可知：在第一段管線中，防腐層良好，無缺陷段管長占總管長32.46%，有較小破損，短期內(nèi)可以不開挖修復(fù)段管長占總管長29.67%，防腐層有較大缺陷，可考慮開挖修復(fù)段管長占總管長30.54%，防腐層缺陷很大，應(yīng)立即開挖修復(fù)段管長占總管長7.33%；在第二段管線中，防腐層良好，無缺陷段管長占總管長30.63%，有較小破損，短期內(nèi)可以不開挖修復(fù)段管長占總管長47.59%，防腐層有較大缺陷，可考慮開挖修復(fù)段管長占總管長21.77%，防腐層缺陷很大，應(yīng)立即開挖修復(fù)段不存在；

（2）通過對輸油管道CIPS檢測數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，可知：在第一段管線中，基本完好段管長占總管長53.75%，應(yīng)1～3年內(nèi)修復(fù)段管長占總管長37.87%，應(yīng)1 a內(nèi)修復(fù)段管長占總管長5.41%，應(yīng)立即修復(fù)段管長占總管長2.97%；在第二段管線中，基本完好段管長占總管長62.06%，應(yīng)1～3 a內(nèi)修復(fù)段管長占總管長 37.72%，應(yīng) 1年內(nèi)修復(fù)段管長占總管長0.25%，應(yīng)立即修復(fù)段不存在；

（3）綜合DCVG和CIPS檢測數(shù)據(jù)分析，可知：輸油管道均處于未保護(hù)狀態(tài)，腐蝕情況較為嚴(yán)重，且第一段管線腐蝕情況較第二段管線更為嚴(yán)重。

［1］李健.埋地管道防腐層缺陷檢測技術(shù)的研究［D］.天津大學(xué)，2000.

［2］孫敬清.城市埋地燃?xì)怃撡|(zhì)管道外防腐層檢測評價技術(shù)研究及檢驗軟件開發(fā)［D］.北京化工大學(xué)，2004.

［3］李自力，尚興彬，趙仲慧，等.埋地管道防腐蝕層評價方法［J］.腐蝕與防護(hù)，2012，33（12）：1104-1107.

［4］朱佳林，侯元春，薛華鑫，等.埋地管道外防腐層檢測技術(shù)綜述［J］.全面腐蝕控制，2013，27（12）：33-36.

［5］左延田，沈功田，曾鳴.在用埋地管道不開挖檢測技術(shù)［J］.無損檢測，2006，28（4）：203-208.

［6］周琰.埋地管道DCVG測試技術(shù)應(yīng)用及改進(jìn)［D］.天津大學(xué)碩士論文，2001.

［7］李健，陳世利，靳世久.埋地管道防腐層的DCVG與CIPS技術(shù)組合檢測［J］.管道技術(shù)與設(shè)備，2003，1：38-39.

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DCVG and CIPS Detection and Evaluation on Anticorrosive Coating of Oil Pipeline

SUO Su
（College of Earth Sciences ， Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Pipe transportation has the advantages of high efficiency， low cost and high reliability， so it is playing an increasingly important role in oil and gas transportation. However， due to operating years growth， environmental change and corrosion reasons， some phenomenon such as pipeline anticorrosive coating damage， oil and gas leak， etc. often occurred. This caused huge economic loss， and brought great potential threats to the people's life and property and the environment. Therefore， in order to ensure the safety of the pipeline operation， regular inspection of pipeline external coating and cathodic protection effect， judging the state of anticorrosive layer outside protection is necessary. As an example， through DVCG and CIPS detection and the analysis of test data of the oil pipeline in Daqing oilfield，the anticorrosion coating and cathodic protection effect evaluation were researched. The results can provide scientific and accurate pipeline corrosion protection system data to managers， and provide scientific basis for the repair of the external anticorrosive coating.

Oil pipeline； Anticorrosion coating； DCVG detection； CIPS detection

TE 988.2

A

1671-0460（2015）12-2847-04

2015-05-14

索蘇（1987-），女，黑龍江訥河人，在讀碩士研究生，2012年畢業(yè)于河北聯(lián)合大學(xué)石油工程專業(yè)，研究方向：礦物學(xué)、巖石學(xué)、礦床學(xué)。E-mail：gl104313@163.com。