摘要：针对塔河油田单井管线油气混输介质长期停用存在腐蚀问题，通过腐蚀因素和腐蚀原因初步分析，认为该管道存 在内腐蚀风险。通过采用在线腐蚀检测技术，对单井管线开展腐蚀检测及评价，通过现场对管道 5 个开挖探坑的检测， 开挖检测部分的管道安全强度达到继续使用的等级。但是由于仅是局部探坑检测，不排除管道其他部位存在极严重腐 蚀，建议对该管线进一步开展试压，通过试压确定管线的承压能力和排查薄弱点，为下一步开展腐蚀治理提供依据。

　　关键词：油气混输管线；超声C 扫描；剩余强度评价；在线检测

　　0 引言

　　塔河油田 TH10321 井单井输油管线 2008 年投  运，2010 年以来停运，近期由于生产需要，从管线利  旧考虑，准备启用该管线。但由于该管线前期生产过  程中介质含水较高，并高含硫化氢及二氧化碳，注水  及扫线用盐水已曝氧，因此腐蚀环境较为苛刻，管线  存在高腐蚀风险。为了查明管线腐蚀状况，通过对该  管道开挖，经过现场腐蚀探坑检测，并结合腐蚀检测  数据分析了腐蚀原因及影响因素，开展了针对性的检  测评价及风险评估。为后期管线利旧工程提供依据， 确保该管道安全运行。对管道起点、1.0 km 、2.5 km 、 3.0 km、管线末端，开挖探坑 5 个，通过腐蚀调查，开  挖点管段外防腐层未发现破损，对防腐层剥离后未  见外腐蚀。按照 SY/T  6151—2009 《钢制管道管体腐  蚀损伤评价方法》的要求，对管道本体内壁采用超声  波测厚仪器及超声波 C 扫描仪器进行测量。通过超声  C 扫描对管道内壁腐蚀区域壁厚进行检测，通过超声  波测厚仪对超声 C 扫描确定管道内腐蚀部位进行单点  检测验证，通过计算管道检测壁厚与原始管道壁厚的  差值来判断管道的剩余壁厚 rmm。体积型缺陷是以腐  蚀为特征的腐蚀类型，也是最为常见和普遍的腐蚀形式之一，包括均匀腐蚀和各类局部腐蚀。对体积型 腐蚀缺陷对管道的安全性的影响和评价按照 SY/T 0087.2—2012 《钢质管道及储罐腐蚀评价标准 埋地 钢质管道内腐蚀直接评价》进行评价。

　　1 管线情况及腐蚀初步分析

　　1.1 管线情况及检测坑分布

　　TH10321 单井集油管线 2008 年 10 月投产，管线  起点 TH10321 井，末点为 12-1 计转站，规格 φ133 ×  5 mm，长度 5.45 km，材质 20#，外防腐层采用黄夹克 +  聚乙氨酯泡沫 + 防腐底漆，设计压力 4 MPa，设计起点  温度 75 ℃,末点温度 50 ℃,前期日输量约 58 m3/d，含水  0%～80%，压力 0.82 MPa，起点温度 70～45  ℃,设计系  数 0.6，焊缝系数为 1，管材屈服强度为 245 MPa/mm2。

　　2010 年之前该井采用车拉盐水注水，停用后采 用车拉盐水扫线后封堵，通过后期对车拉盐水比色法 测定溶解氧含量为 0.5 ～1.0 mg/L。因此管线停运后 管线内含有高腐蚀性的含氧盐水。

　　2015 年 5 月，采油三厂因生产需要，从利旧考虑， 组织开挖检测探坑，未发现防腐层存在破损。为了进  一步评价该管线的内腐蚀情况，先后在管线不同位置开挖总计 5 个检测探坑，并对探坑管段进行防腐层剥 除，未发现明显外腐蚀，准备进行内腐蚀检测。

　　根据 SY/T 0087.2—2012 的要求，对 5 个开挖点  进行内腐蚀检测，为管道安全性评价、腐蚀原因分析  提供了基础数据及依据。具体开挖点位置如图 1 所示。

　　内腐蚀检测探坑具体位置为管线起点 10 m(编号①)、1.0 km(编号②)、2.5 km(编号③)、3.0 km(编号④) 、5.4 km(编号⑤) 处。

　　管线高程变化及检测点分布如图 2 所示，检测探 坑处于高程变化相对较大的爬坡段及低洼点。

　　1.2 管线腐蚀初步分析

　　TH10321 井单井集油管线 2008—2010 年生产  期间介质高含水，平均 45%，介质高含硫化氢，达到  86 480 mg/m3，高含二氧化碳含量，达到 8%。因此，管道  内形成了较强的电化学腐蚀环境条件。此外，该井在注  水、盐水扫线过程中带入溶解氧，含量大于 0.5 mg/L， 会加速硫化氢及二氧化碳电化学腐蚀。在 2010 年之  后，由于管道停产，管线内滞留的含氧盐水会进一步  地对管线造成腐蚀。影响腐蚀的因素主要有溶解氧、 含水率、酸性气体、氯离子等。盐水为溶解氧、酸性气  体与管道内壁的电化学反应的基本条件，当管道中的  含水量增加时，使得溶解氧、硫化氢及二氧化碳含量  增加、管道内壁与腐蚀介质接触更加充分，可溶盐溶解增大，从而腐蚀加重、速率加快。

　　前期生产过程中含水 10%～80%，后期关井扫线  盐水滞留管线中，含水达到 100%，会进一步造成腐蚀  加剧。根据前期研究，动态介质与静态介质交替条件  下的挂片腐蚀速率要比动态、静态单因素条件下的腐  蚀速率要高，主要是由于动态、静态交替作用下会对  腐蚀产物造成破坏，进而加速腐蚀，因此在注水间开  及扫线作用下，会造成管道内壁腐蚀产物膜不稳定， 造成腐蚀加剧[1]。

　　结合管线内生产工况及介质分析，当管线中的氧 气 (O2) 溶于水形成溶解氧，硫化氢及二氧化碳遇水形 成酸，电解后形成氢离子，在高含水的条件下，就会在 管壁形成水膜，溶解氧、酸性气体电离形成的氢离子 作为电化学反应的去极化剂，发生去极化反应，并可 能在管道内壁形成微小腐蚀坑[2]。

　　2 管线腐蚀在线检测及评价

　　2.1 腐蚀隐患初探

　　前面分析了高程变化是造成腐蚀的重要因素。结  合管线高程变化，来宏观预测管道最易发生腐蚀的部  位，进而指导详细检测部位的选择。本次检测通过对  一般腐蚀高发的爬坡段及低洼点管段进行开挖，确定  腐蚀隐患部位，由于本次管线大部分管段高程变化较  小，因此选取在管线内腐蚀检测探坑具体位置为管线  起点 10 m(编号①) 、1.0 km(编号②) 、2.5 km(编号③) 、 3.0 km(编号④) 、5.4 km(编号⑤) 处。通过对探坑处外  防腐层进行去除后为后期进行缺陷详探做准备。

　　2.2 缺陷详探

　　本次检测所选用的缺陷详测方法为超声 C 扫描 及超声波测厚，超声 C 扫描来确定管段整个面的腐蚀 情况，超声波定点测厚来进行验证[3]。

　　超声 C 扫描检测仪器由主机、手动滑行检测器  组成。该仪器设备是一套集检测跟踪、数据记录、缺陷  成像显示于一体的数字式高级声定位 C 扫描超声检  测系统，扫查成像进程与检测跟踪记录同步完成，并  自动记录缺陷，确保检测区域扫查覆盖率达到 100%， 主要用于弯头、三通、直管等的管体检测，同时能反映  检测管线的壁厚缺陷。可以在管线不停输的条件下透  过外壁涂层进行管体内壁的腐蚀缺陷详测。

　　2.3 检测数据分析

　　通过利用超声 C 扫描及超声波壁厚检测仪器，对  高程变化较大的 5 个探坑管段现场检测，通过检测： 管道腐蚀为内腐蚀，主要是以均匀腐蚀为主，一般壁  厚分布在 4.1～4.9 mm，均匀减薄为 0.1～0.9 mm，以  底部腐蚀较为严重，存在局部点腐蚀，检测最大腐蚀  面积为 2 cm ×2  cm，检测最小剩余壁厚为 3.2 mm，管线设计壁厚为 5.0 mm，服役时间为 6.5 a，最大减薄 为 1.8 mm，折算最大减薄腐蚀速率为 0.27 mm/a，按 照 NACE 相关标准属于点蚀严重腐蚀。

　　通过对 5 个探坑的检测数据分析，以均匀腐蚀为  主。总体来看，局部低洼段腐蚀程度相比爬坡段及局  部高点要严重。5 个探坑并出现局部点腐蚀，在腐蚀  中，其中②、③号探坑为严重点腐蚀，①、④、⑤号探坑  为中度点腐蚀，5 个探坑中最大腐蚀面积为 2 cm ×2 cm， 最大点腐蚀速率为 0.27 mm/a，为严重腐蚀。

　　2.4 管线剩余强度安全评价

　　依据 SY/T 0087.2—2012 《管道及储罐腐蚀检测 评价 内腐蚀直接评价》对管道最薄弱危险点的部位 的管道减薄程度为依据进行评价，管道减薄程度是综 合反映管道腐蚀与防护的各种单项因素的对管道安 全性的影响，所以评价结果是对外腐蚀导致安全状况 的整体评价[4]。以⑤号探坑管段为例进行安全强度评 价：检测点距离管线起点 5.4 km，管道最大运行压力为 0.8 MPa，最大坑深 1.0 mm，不存在明显的腐蚀面积。

　　第一步评价：最小剩余壁厚评价。最小剩余壁厚  rmm 为：5.0 mm-1.0 mm=4.0 mm，0.20<rmm/ro=0.80<0.90， 处于中间条件，需进行下一步评价。

　　第二步：危险截面评价。门槛值计算最小安全壁厚  rmin 为 1.8 mm，计算剩余壁厚比 Rt=4.0/1.8=2.22>1.00 。 超过上限 1，可以继续使用。

　　后评价：通过计算该管段腐蚀减薄速率上限为 0.15 mm/a。6 a 后最小壁厚为 4.0 mm-0.9 mm=3.1 mm 。

　　0.2<rmm/ ro=2.92/5.00=0.584<0.900，处于中间条 件，进行下一步评价。

　　剩余壁厚比 Rt  为 1.72，未超过下限，可以继续使  用。6 a 后管道安全评价结果为Ⅰ级，不需要维修，可继  续使用。管线运行一年后停运，在生产运行 1 年间，主要  采出液为掺稀油水，含水波动较大，从 10%～80%，在  强的腐蚀环境下，管线内壁发生腐蚀。后期由于关井， 扫线盐水滞留在管道内部，并停运 5.5 a，虽然含有溶  解氧，但腐蚀介质会随着时间推移而消耗，可能后期  停运期间腐蚀会逐步减弱。

　　结合壁厚检测结果分析，管道腐蚀减薄速率为 0.15～0.27 mm/a，属于中度-严重腐蚀，存在局部点腐 蚀。通过安全强度评价及后评价，管线 5 个探坑管段 安全等级为Ⅰ级，可以继续使用，但如果后期管线利 旧投用后，要及时监控管线腐蚀速率，当后期监测腐 蚀速率较高时，达到 0.38 mm/a 极严重腐蚀时，管道 要考虑降压使用，及时开展管道监控及腐蚀检测，当 腐蚀等级达到Ⅳ级以上，则考虑安排维修及更换。

　　3 结语

　　(1) TH10321 井单井集油管线服役进 7 a，其中 6 a 处于停运状态，管线无明显外腐蚀，主要表现为内腐 蚀，管线最大减薄速率为 0.27 mm/a，腐蚀主要因素为酸 性气体、高含水、高氯离子、溶解氧、高程变化及注水扫 线工艺。通过对管道 5 个开挖探坑的检测、安全风险评 价及剩余寿命预测，管道这些部位的管段安全强度达 到继续使用的等级，但是由于只是局部探坑检测，对管 道其他部位不排除有腐蚀极严重需要更换的管段。

　　(2) 建议：一是考虑到 PE 内穿插需断管施工，可 将目前管线整体试压改为分段试压，通过分段打压 对管线的漏点补漏，达到满足工程压力要求；二是对 腐蚀严重的管段重新检测评价，通过非开挖等检测方 法，对管道腐蚀现状进行后评价，依据检测结果分析 钢骨架承压能力。

　　参考文献：

　　[1] 杨勇进，张玉成，高克玮，等. X65 钢CO2  腐蚀产 物膜电化学行为研究[J] . 科技导报，2008 (5)：65-69.

　　[2] 石鑫，张志宏，刘强，等. 塔河某单井管道频繁穿 孔原因[J] . 油气储运，2011，30(11)：848-850.

　　[3] 邱光友，王雪. 油气管道内检测技术研究进展[J] . 石油化工自动化，2020，56(1)：1-5.

　　[4] 葛鹏莉，刘强，孙海礁. 塔河油田站间伴生气管 线腐蚀风险评价[J]. 工业安全与环保，2012，38(7)：34-36.