薛凱琳，胡志強(qiáng)，劉樂樂

(1.西安交通工程學(xué)院機(jī)械工程學(xué)院，陜西 西安 710300；2.中石化西南油氣分公司彭州氣田(海相) 開發(fā)項(xiàng)目部，四川 成都 610000)

0 前 言

某油田油氣儲運(yùn)公司目前擁有原油、天然氣管道共101 條，總里程4 044 km，其中原油管道里程為2 384 km，年輸油能力約2 000 萬t；其中埋地保溫管道18 條，保溫管段里程為708 km，承擔(dān)著該油田稠油及超稠油的輸送任務(wù)。

雖然目前投入使用的防腐層可以應(yīng)對多種不同的服役環(huán)境[1]，該油田油氣儲運(yùn)公司也一直通過使用不同的防腐層及陰極保護(hù)手段來保護(hù)管道不受腐蝕，但是自2006 年以來(截止2019 年4 月)，該油田油氣儲運(yùn)公司的原油和天然氣管網(wǎng)共發(fā)生腐蝕穿孔151 次，其中原油管道147 次，占比高達(dá)97%。而在管網(wǎng)中，埋地保溫管道里程為708 km，雖然僅占原油管道里程的29%，但發(fā)生穿孔124 次，占比高達(dá)84%?？梢娐竦乇毓艿栏装l(fā)生腐蝕穿孔，腐蝕狀況更為突出。

本工作通過對該油田油氣儲運(yùn)公司某條埋地保溫稠油輸送管線的外防腐層、管道腐蝕狀態(tài)及陰極保護(hù)電位進(jìn)行檢測監(jiān)測試驗(yàn)，分析目前油田埋地保溫輸送管道檢測監(jiān)測技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用效果，明確目前使用技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)，提出一種穩(wěn)定、長效的埋地保溫管道保溫層內(nèi)管道外腐蝕監(jiān)測裝置，為油田進(jìn)一步減少檢測誤差、降低檢測監(jiān)測成本提供技術(shù)參考。

1 試驗(yàn)管線及其基本參數(shù)

試驗(yàn)管線采用防腐層-保溫層-防護(hù)層組成的復(fù)雜防腐保溫結(jié)構(gòu)[2](見圖1)，理論上該管道結(jié)構(gòu)具有良好的防腐保溫效果。管道基本信息與運(yùn)行工況如表1、表2 所示。

表1 管道基本信息Table 1 Basic information of pipes

表2 管道運(yùn)行工況Table2 Operating conditions of pipes

圖1 保溫管道結(jié)構(gòu)Fig.1 Insulation pipe structure

2 檢測監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用效果評價

采用交流電流衰減(PCM)法進(jìn)行管道防腐層絕緣電阻率測試[3]，現(xiàn)場測試時每50 m 采集一組電流數(shù)據(jù)、管道埋深，采集數(shù)據(jù)經(jīng)計算機(jī)整合后采用專用軟件GDFFW 進(jìn)行分析，計算管道防腐層絕緣電阻率，參照GB/T 19285-2014“埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護(hù)工程檢驗(yàn)”[4]，用交流電流衰減法對管道防腐層整體質(zhì)量進(jìn)行分類、評價。外防腐層電阻率Rg值分級評價方法見表3。表4 為管道外防腐層絕緣電阻率檢測結(jié)果。由表4可知，電阻率處于一級范圍的長度為97 118.67 m，占比94.97%；電阻率處于二級范圍的長度為5 141.33 m，占比5.03%；不存在電阻率處于三級、四級范圍的防腐層。通過PCM 法檢測可見外防腐層整體質(zhì)量較好。

表3 外防腐層電阻率Rg值分級評價[4]kΩ·m2Table 3 Grading evaluation about resistivity of external anti-corrosive layerRg[4]kΩ·m2

表4 管道外防腐層絕緣電阻率檢測結(jié)果Table 4 Test results of insulation resistivity of pipeline external anti-corrosive layer

對全線采用交流電位梯度(ACVG)技術(shù)發(fā)現(xiàn)的破損點(diǎn)，采用直流電位梯度(DCVG)法進(jìn)行了腐蝕活性驗(yàn)證。表5 為該試驗(yàn)管線防腐層破損狀況統(tǒng)計結(jié)果。由表5 可見，該管線防腐層漏點(diǎn)為77 處。但是根據(jù)PCM檢測結(jié)果，防腐層絕緣電阻率處于一級范圍的占94.97%，總體來說防腐層質(zhì)量較好，因此可以看出PCM和ACVG 檢測結(jié)果的吻合度較低。

表5 管道防腐層破損狀況統(tǒng)計Table 5 Statistics of the damage of pipeline anti-corrosive layer

表6 為現(xiàn)場開挖驗(yàn)證結(jié)果?？梢钥闯觯ㄟ^ACVG與DCVG 檢測埋地保溫管道，除防護(hù)層與防腐層同時破損的情況外，所檢測出的防腐層破損點(diǎn)實(shí)際上是防護(hù)層的破損點(diǎn)，檢測結(jié)果存在誤導(dǎo)性，這將會影響埋地保溫管線的安全運(yùn)行。

表6 現(xiàn)場開挖驗(yàn)證結(jié)果Table6Verification results of on-site excavation

對于絕緣物造成電屏蔽的情況，PCM、ACVG 和DCVG 法測量結(jié)果的準(zhǔn)確性受到影響或應(yīng)用困難[5]，而防護(hù)層材料體積電阻率＞1×1014Ω·m[6]時，會對電流產(chǎn)生明顯的屏蔽作用。圖2 為防護(hù)層、保溫層、防腐層破損位置。若防腐層破損點(diǎn)和防護(hù)層破損點(diǎn)不在同一位置，由于防腐層外的防護(hù)層對電流具有屏蔽作用，因此電流無法從此處流入土壤，測不到此處電場的變化，而防護(hù)層破損處電流可由此處流入土壤，可測到電場變化，因此采用PCM、ACVG 和DCVG 法測得的結(jié)果主要反映的是防護(hù)層的破損情況[7-9]。因此PCM、ACVG 和DCVG 法主要適用于無保溫層的常溫輸送管道的外防腐層監(jiān)測，對于目前的埋地保溫管道，PCM、ACVG 和DCVG 法測得的數(shù)據(jù)有失真實(shí)。

圖2 破損點(diǎn)位置示意Fig.2 Location diagram of damaged points

2.1 管道腐蝕狀況檢測

利用MI273 型高清晰漏磁內(nèi)檢測器對試驗(yàn)管線的腐蝕狀況進(jìn)行檢測。圖3 為管道金屬損失缺陷統(tǒng)計。由圖3 可知，共檢測出管道存在金屬損失346 處，其中金屬損失點(diǎn)深度小于20%壁厚的占所有損失點(diǎn)的88.73%。圖4 為金屬損失缺陷沿時鐘方位和檢測里程分布，圖5 為金屬損失缺陷深度沿檢測里程分布。從圖4、5 中可以看出該管段金屬損失缺陷沿時鐘方向分布得較為均勻。金屬損失缺陷深度大多分布在30%壁厚以下，最深為68.5%壁厚，且在管道首站和末站檢出的金屬損失點(diǎn)較多。

圖3 管道金屬損失缺陷統(tǒng)計Fig.3 Statistics of metal loss defects in pipelines

圖4 金屬損失缺陷沿時鐘方位和檢測里程分布Fig.4 Distribution of metal loss defects along clock orientation and detection mileage

圖5 金屬損失缺陷深度沿檢測里程分布Fig.5 Distribution of depth of metal loss defects along detection mileage

根據(jù)漏磁檢測結(jié)果隨機(jī)選取30 個金屬損失點(diǎn)(20%壁厚≤深度＜70%壁厚)進(jìn)行開挖驗(yàn)證，開挖結(jié)果如表7 所示。所檢測的金屬損失均為外壁金屬損失，與漏磁檢測結(jié)果進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)，開挖結(jié)果與漏磁檢測結(jié)果基本吻合，誤差率為6%。

表7 管道漏磁缺陷開挖評價結(jié)果Table 7 Evaluation results of pipeline magnetic leakage defect excavation

在漏磁檢測過程中，由于內(nèi)壁損失與外壁損失均會影響磁力線而產(chǎn)生漏磁信號，因此探頭監(jiān)測到的信號是由內(nèi)壁損失、外壁損失或內(nèi)壁外壁同時損失而產(chǎn)生的漏磁信號[10-13]。目前使用的高清晰漏磁檢測器對管壁金屬損失的檢測誤差率為6%。雖然整體精度較高，但是檢測后必須經(jīng)過開挖驗(yàn)證才能判斷是否為外壁損失。但當(dāng)檢測出的金屬損失點(diǎn)過多時，管線開挖及保溫層剝離將極大地增加管道檢測施工人員的工作量。開挖驗(yàn)證后保溫層的重新填充和密封也增加了施工的難度，如果密封不當(dāng)導(dǎo)致水滲入保溫層內(nèi)，將會在保溫層內(nèi)形成苛刻的腐蝕環(huán)境，從而加速管道的腐蝕。因此，需要一種可放置于防護(hù)層內(nèi)部的監(jiān)測裝置，配合漏磁檢測器進(jìn)行分析，從而降低檢測誤差與工作量，提高埋地保溫管道運(yùn)輸系統(tǒng)的安全性。

2.2 管道陰極保護(hù)電位測試

圖6 為試驗(yàn)管線陰極保護(hù)電位測量結(jié)果。表8 為管道陰極保護(hù)方式及保護(hù)效果評價概況。

表8 管道陰極保護(hù)方式及保護(hù)效果評價概況Table 8 Overview of pipeline cathodic protection methods and protection effect evaluation

圖6 試驗(yàn)管線陰極保護(hù)電位測量結(jié)果Fig.6 Measurement results of cathodic protection potential of test pipeline

由表8 可知，該埋地保溫管道采用外加電流的陰極保護(hù)措施；所有管線陰極保護(hù)電位的測量均采用萬用表＋Cu/CuSO4參比電極(配合極化探頭)的測量方法，參照GB/T 21448-2008“埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)技術(shù)規(guī)范”中的陰極保護(hù)準(zhǔn)則[即管道陰極保護(hù)電位應(yīng)低于-850 mV(vs CSE)、高于-1 200 mV(vs CSE)][14]。由表8 可知，雖然管線局部區(qū)域存在欠保護(hù)現(xiàn)象，但其有效保護(hù)率為98.0%，管線整體保護(hù)效果良好。管線局部區(qū)域(主要為臨近保護(hù)站位置)同樣也存在過保護(hù)現(xiàn)象，但其數(shù)值僅略低于-1 200 mV(vs CSE)。

根據(jù)上述檢測結(jié)果，該油田公司埋地保溫管道陰極保護(hù)效果良好，陰極有效保護(hù)率達(dá)到98%。但該試驗(yàn)管線服役7 a 后通過漏磁檢測共檢測出管道存在金屬損失346 處。其根本原因在于埋地管道保溫層、防護(hù)層對陰極保護(hù)電流產(chǎn)生了屏蔽作用[15]。管道陰極保護(hù)方式和極化探頭保護(hù)電位測量方法如圖7 所示，無論對于外加電流還是犧牲陽極的陰極保護(hù)方法，當(dāng)現(xiàn)場采用極化探頭或者遠(yuǎn)參比法測量陰極保護(hù)電位時，由于防腐保溫復(fù)合結(jié)構(gòu)的陰極保護(hù)屏蔽作用，測量值僅反映被陰極電流極化了的測試試片的電位或管道防護(hù)層破損點(diǎn)處的電位，而防腐保溫層內(nèi)的管道表面仍然處于自腐蝕狀態(tài)(未產(chǎn)生陰極極化)；并且，防腐保溫層進(jìn)水后，管道表面和極化探頭測試試片所處的腐蝕環(huán)境條件差異很大(如微生物種類及含量、溶解氧含量、pH 值等)，管道表面的腐蝕環(huán)境可能更加苛刻。因此，用測量的極化試片電位或遠(yuǎn)參比法測量的電位來反映未被極化管道的陰極保護(hù)狀態(tài)，給管道的運(yùn)行管理提供了一系列失真數(shù)據(jù)，從而導(dǎo)致埋地保溫管道在穿越腐蝕條件較為苛刻的區(qū)域(如地下水位較高的濕地區(qū)域，防腐保溫層進(jìn)水幾率增大)時發(fā)生嚴(yán)重的腐蝕。

圖7 管道陰極保護(hù)方式和極化探頭保護(hù)電位測量方法Fig.7 Pipeline cathodic protection method and protection potential measurement method using polarized probe

3 埋地保溫管道外腐蝕監(jiān)測裝置

當(dāng)防腐保溫層破損時，土壤中的水分會通過裂縫滲入保溫層內(nèi)，當(dāng)保溫層內(nèi)存在腐蝕介質(zhì)且陰極保護(hù)被防腐保溫層屏蔽時，管道就會發(fā)生腐蝕[16]。聚氨酯泡沫塑料吸水能力較差，在高溫下蒸發(fā)的水分又不易散出，水蒸氣會在保溫層與管體之間凝結(jié)。根據(jù)電位差原理，將電位差監(jiān)測裝置安裝于保溫層與管道管體之間，隨著保溫層破損，水分會逐漸在浸濕監(jiān)測裝置周圍形成腐蝕介質(zhì)，從而可以根據(jù)電位差原理監(jiān)測埋地保溫管道發(fā)生外腐蝕的情況。圖8 為埋地保溫管道外腐蝕監(jiān)測裝置結(jié)構(gòu)。選用Arduino UNO 擴(kuò)展DS18B20的數(shù)字溫度傳感器與LCD 1602 液晶顯示器作為溫度監(jiān)測模塊[17，18]，傳輸模塊采用EC20 控制模塊，工作電壓3.5～4.2 V，內(nèi)置TCP/IP 協(xié)議，可以通過設(shè)置AT 指令實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)傳輸任務(wù)，兼容移動、聯(lián)通、電信運(yùn)營商的2G、3G、4G 與5G 數(shù)據(jù)傳輸，數(shù)據(jù)傳輸?shù)絆neNET 平臺服務(wù)器，可實(shí)現(xiàn)PC 上位機(jī)監(jiān)控；根據(jù)金屬電位差原理，選用高純Ti(純度≥99.999%)、高純Al(純度≥ 99.999 9%)金屬片作為保溫層進(jìn)水監(jiān)測傳感器模塊。

圖8 埋地保溫管道外腐蝕監(jiān)測裝置結(jié)構(gòu)Fig.8 Structure of external corrosion monitoring device for buried thermal insulation pipeline

3.1 室內(nèi)試驗(yàn)

Ti、Al 金屬電極電位測試試樣為100 mm×30 mm×5 mm 的長方體試片。試片表面用水砂紙逐級打磨至1 200號，丙酮清洗、除油、脫水后備用。將銅導(dǎo)線與試樣端部連接，用環(huán)氧樹脂將連接處密封。試驗(yàn)設(shè)備為PARSTAT 2273 電化學(xué)工作站，試驗(yàn)容器為五口瓶，輔助電極為鉑片，參比電極為Ag/AgCl 電極，為盡可能模擬測試點(diǎn)的化學(xué)環(huán)境，采用的試驗(yàn)溶液為含鹽量0.8%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))的模擬土壤溶液，具體成分如表9 所示；測試溫度分別為20，30，40，50，60，70，80，90 ℃。

表9 模擬土壤溶液化學(xué)成分Table 9 Chemical composition of simulated soil solutions

采用CSE 作為參比電極測試埋地保溫管道的開路電位，管道材質(zhì)為T/S-52K，試驗(yàn)設(shè)備為PARSTAT 2273 電化學(xué)工作站，試驗(yàn)容器為五口瓶，輔助電極為鉑金電極，試驗(yàn)溶液為含鹽量0.8%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))的模擬土壤溶液。試驗(yàn)溫度分別為20，30，40，50，60，70，80，90 ℃。

圖9 為不同溫度下高純Ti 和高純Al 的開路電位與電位差。由圖9 可知，隨著溫度的升高，高純Ti 的開路電位正移、高純Al 的開路電位負(fù)移。高純Ti 的開路電位受溫度影響不大，在20～90 ℃范圍內(nèi)，其開路電位正移65 mV；高純Al 的開路電位受溫度影響較大，在20～90 ℃范圍內(nèi)，負(fù)移768 mV，且在60 ～80 ℃溫度區(qū)間內(nèi)電位負(fù)移最大。在20 ～90 ℃溫度區(qū)間內(nèi)，2 種材料的電位差在419 ～1 187 mV(vs Ag/AgCl)之間。圖10 為不同溫度條件下T/S-52K 的開路電位。由圖10可見，隨著溫度升高，采用CSE 測得的T/S-52K 管道的開路電位分別為-782，-813，-836 mV。

圖9 不同溫度下高純Ti 和高純Al 的開路電位與電位差Fig.9 Open circuit potential and potential difference of high purity Ti and high purity Al at different temperatures

圖10 不同溫度條件下T/S-52K 的開路電位(vs CSE)Fig.10 Open circuit potential of T/S-52K (vs CSE)at different temperatures

3.2 現(xiàn)場試驗(yàn)

在試驗(yàn)管線出站15 km 處，選取補(bǔ)口位置進(jìn)行開挖，去除補(bǔ)口處管道防護(hù)層、保溫層，用砂紙將管道打磨至金屬基體；將高純Ti 和高純Al 傳感器電極表面用800 號砂紙打磨光滑后，用丙酮清洗去除試樣表面油污，將傳感器電極及溫度傳感器按照設(shè)計結(jié)構(gòu)圖進(jìn)行安裝，試驗(yàn)現(xiàn)場見圖11。安裝完畢后，在保溫層內(nèi)放入一支硫酸銅參比電極(CSE)，引出導(dǎo)線并修復(fù)補(bǔ)口位置的保溫層、防護(hù)層，使用綠色粘彈體膠帶進(jìn)行密封，最后回填土壤至地面高度，通過注水口注入模擬土壤溶液，使用萬用表測試Ti-Al 電極的電位差及管道相對于CSE 電極的電位。

圖11 現(xiàn)場試驗(yàn)過程Fig.11 On-site test process

圖12 為保溫層進(jìn)水監(jiān)測裝置現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果。

圖12 保溫層進(jìn)水監(jiān)測裝置現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果Fig.12 On-site test results of insulation layer water ingress monitoring devices

在補(bǔ)口進(jìn)水前，補(bǔ)口內(nèi)溫度為45.88 ℃，高純Ti 和高純Al 傳感器金屬片之間沒有電解質(zhì)存在，電位差為0；當(dāng)補(bǔ)口內(nèi)進(jìn)水后，由于注入溶液為室溫，注入后溫度逐漸上升，穩(wěn)定后的保溫層內(nèi)溫度為69.64 ℃。由圖12 可知，當(dāng)溫度為39.65 ℃時，高純Ti 和高純Al 傳感器金屬片之間的電位差為518 mV，在室內(nèi)測試的電位差475 ～573 mV(30 ～40 ℃)范圍以內(nèi)；當(dāng)溫度上升達(dá)到69.64 ℃時，現(xiàn)場測試的高純Ti 和高純Al 傳感器金屬片之間的電位差為742 mV，同樣在室內(nèi)測試的電位差694 ～889 mV(60～70 ℃)范圍內(nèi)?，F(xiàn)場測試結(jié)果與室內(nèi)測試結(jié)果較為一致，在工況條件下，高純Ti 和高純Al 傳感器監(jiān)測數(shù)據(jù)的穩(wěn)定性較高、重現(xiàn)性較好。

對在線監(jiān)測裝置進(jìn)行相關(guān)測試，通過試驗(yàn)驗(yàn)證相關(guān)設(shè)計的正確性。圖13 為現(xiàn)場使用CSE 測量所測得的管道電位。

圖13 管道電位測試結(jié)果(vs CSE)Fig.13 Test results of pipe potential (vs CSE)

由圖13 可見，隨著溫度上升，管道電位逐漸負(fù)移；陰極保護(hù)站對管道施加強(qiáng)制電流陰極保護(hù)(陰極保護(hù)設(shè)備輸出電壓16.2 V，輸出電流14.1 A)，但由于防腐保溫層對陰極保護(hù)電流的屏蔽效應(yīng)，內(nèi)置的CSE 測試的管道電位明顯偏正(-885 mV)，管道開路電位為-833 mV，僅極化了約-50 mV?？梢姡栏貙訉﹃帢O保護(hù)電位的屏蔽較為明顯，具體影響需進(jìn)一步研究。實(shí)際應(yīng)用環(huán)境中，對存在防腐保溫層的管道施加陰極保護(hù)時需要考慮防腐保溫層對陰極保護(hù)電位的屏蔽作用。圖14 為OneNET 平臺監(jiān)測的電位數(shù)據(jù)。表10 為現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)與遠(yuǎn)程監(jiān)測數(shù)據(jù)的對比，由表10 可知，遠(yuǎn)程監(jiān)測數(shù)據(jù)和現(xiàn)場測試數(shù)據(jù)之間的相對誤差在-0.7%～2.4%范圍內(nèi)，這說明遠(yuǎn)程監(jiān)測數(shù)據(jù)精度較為理想。

表10 現(xiàn)場測試與遠(yuǎn)程監(jiān)測數(shù)據(jù)對比Table 10 Comparison of on-site testing data and remote monitoring data

圖14 OneNET 平臺遠(yuǎn)程管道電位監(jiān)測數(shù)據(jù)Fig.14 Remote pipeline potential monitoring data by OneNET platform

綜合以上室內(nèi)和現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果，設(shè)計的保溫層進(jìn)水監(jiān)測裝置和管道電位監(jiān)測裝置具有良好的穩(wěn)定性，并且制造簡單、現(xiàn)場安裝方便，成本低。

4 結(jié) 論

(1)通過PCM、ACVG 和DCVG 法檢測外防腐層狀態(tài)，由于保溫層與防護(hù)層對電流的屏蔽效應(yīng)，測得的結(jié)果主要反映的是防護(hù)層的破損情況，目前對于埋地保溫管道并不適用。

(2)漏磁檢測是一種有效的埋地保溫管道管體腐蝕情況檢測技術(shù)，目前使用的高清晰漏磁檢測器檢測結(jié)果誤差為6%。但是由于內(nèi)壁損失與外壁損失均會影響磁力線而產(chǎn)生漏磁信號，因此在其檢測結(jié)果中無法區(qū)分內(nèi)壁與外壁金屬損失，通常需要對管線進(jìn)行開挖后剝離防腐保溫層驗(yàn)證，增加了檢測施工人員的工作量。

(3)雖然采用極化探頭或者遠(yuǎn)參比法測量陰極保護(hù)電位時，所檢測的有效保護(hù)率為98.0%，但管道發(fā)生的腐蝕嚴(yán)重，服役7 a 后通過漏磁檢測共檢測出管道存在金屬損失346 處，檢測結(jié)果與事實(shí)吻合度較差。

(4)設(shè)計出的埋地保溫管道外腐蝕監(jiān)測裝置的現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)結(jié)果與實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)結(jié)果較一致，當(dāng)溫度達(dá)到69.64 ℃時，現(xiàn)場測試的高純Ti 和高純Al 傳感器電極之間的電位差為742 mV，位于室內(nèi)測試的電位差694～889 mV(60 ～70 ℃)范圍內(nèi)，進(jìn)水監(jiān)測模塊與溫度監(jiān)測模塊運(yùn)行穩(wěn)定，檢測結(jié)果準(zhǔn)確度較高；CSE 參比電極監(jiān)測出管道僅極化了約-50 mV，防腐保溫層對陰極保護(hù)電位的屏蔽較為明顯，對于存在防腐保溫層的管道，陰極保護(hù)需要充分考慮到防腐保溫層的影響。