石油天然气管道内腐蚀漏磁检漏法应用

1、石油天然气管道内腐蚀漏磁检漏法应用【摘要】东营地区各类化工厂众多，地下水污染严重。加之东营地区靠海较近，水位较高。石油、天然q管道在施工过程中往往因管口封堵不到位导致地下水进入到管道内，石油天然气管道施工工期一般较长，因此，石油天然q管道工程还未竣工就已经产生了严重的内腐蚀，甚至腐蚀穿孔。【关键词】石油；天然气管道；内腐蚀；漏磁检测目前石油、天然气管道内腐蚀检测技术应经在国内应用，其中漏磁简陋法是比较成熟的一种方法。山东官网东营境段管线工程某标段因施工过程控制不严格导致地下水进入到管道造成管道内壁严重腐蚀,采用漏磁检测法科学全面的对管道内腐蚀情况进行评估,成功将问题解决。一、施工过程及内腐蚀发

2、现过程简介山东官网东营境段管线工程某标段于2011年11月上旬开工全线72km,由某油建公司承包施工，工程沿线穿越大连连片水塘、排碱沟，其他地段水位一般为0.4米。施工过程采取分段预制，分段下沟，沟下连头的施工方法，管口封堵采用薄铁皮盲板点焊，然后包覆开口套封堵。由于防腐套包覆管头时没有对管头进行彻底除锈，加热时也未严格按防腐操作说明进行施工，防腐套在水中侵泡一定时间易脱落,从而导致管道进水。本工程在连头过程发现80%是管段进水。山东官网东营境段管线工程某标段于2012年10月全线焊接完成，2013年3月完成试压，2013年4月完成干燥并升压至5.0MPa对全线进行保压，2013年7月巡线工发

3、现水塘内有大量凡泡产生，开挖验证为管道针孔穿孔，设计管段长达3.52km。施工单位取样送往北京科技大学国家材料环境腐蚀平台进行化验分析,初步分析结果为：CI-和SO42-在存在水分和富氧条件下点蚀。二、内检测系统介绍管道内腐蚀捡漏系统由两部分组成,即：管道漏磁内检测器和管道内检测定位系统，管道漏磁内检测器由8部分组成，组成部分及功能如下：动力皮腕管道输送介质在动力皮腕上产生检测设备的运行动力和起到支撑作用；钢刷一钢刷与管壁接触完成永磁铁、磁能和管壁的闭合磁路；万向节一检测节和计算机节的柔性连接；主探头一由磁敏元件组成，完成缺陷的检测；计算机节由数据处理计算机和电池组组成，完成检测、定位信号处理

4、、存储和供电；辅助探头完成内、外缺陷分辨信号的检测；里程轮完成定位信号的检测;低频通讯一进行超史顷通讯完成定位点的通讯和卡堵状态的追踪。管道漏磁检测器检测是为了及时发现管道在制造、铺设阶段形成的凹陷等机械缺陷和管道在使用过程中由于各种原因形成金属损失，并通过对比管道运行各个时期内检测结果，考察管道腐蚀变化速率和管道损伤变化，以此作为管道质量的验收标准和对管道修复依据;同时，通过管道基线检测，为今后管道完整性管理打好基础。管道漏磁检测器高可实时检测并记录金属管体上一般缺陷、坑状缺陷、大面积腐蚀、机械损伤、内部缺陷、焊缝异常、划痕、打孔盗油点等管道异常缺陷信息及套管、补丁、阀门、三通等管道附件。结

5、合定位系统可以确定管道金属损失参数及管道附件精确位置。内检测定位系统由GPS定位系统和磁信号接收仪组成，主要功能是定位及接收信号，便于数据分析界限划分。三、检测方案本次借鉴镇海输油管道内检测成功经验，对漏磁检漏器做防水处理，采用水作为输送介质，采用离心式清水泵作为动力源，检测前先对管道内注满清水，输送速度控制在0.5m/slm/s之间,沿线每隔1000米设置一个监测点。漏磁检漏器现场的收发球筒主体尺寸按照漏磁检漏器规格及流程工程定做，发球筒尺寸示意图如图1.1所示支管：每个水泵均由支管单独连接，发球端焊接DN150支管1根、DN100支管2根、DN80支管1根。2根DN100支管焊接于大小头之

6、后，2根DN150和DN80支管焊接于发球筒尾端。压力表：安装一块0-4MPa压力表。吊耳：在发球筒尾端焊接吊耳一对,便于智能球发球使用。收球筒现场的收发球筒主体尺寸保持不变，发球筒尺寸示意图如图1.2所示支管：收球端焊接DN200排水管2根。压力表：安装0-4MPa压力表1块。吊耳：在收球筒取球端焊接吊耳一对，便于智能球取球使用。在收球筒前安装一对热煨弯头，短节8米，将收球筒引致管沟夕例!|地面，保证收球筒与地面平行，预留收球小车位置。发球端设4台清水泵（3用1备）作为本次内检测的动力源，防止水泵临时出现故障。采用50KW柴油发电机组作为水泵电源，1台发电机组可带2台水泵。采用30KW电站作

7、为潜水泵电源。四、检测数据分析及处理方案按照预定方案成功对发生内腐蚀管段进行捡漏，经检测分析师经过近一个月的数据分析,工程起点至第一座阀室18km管道内点蚀深度小于管道壁厚7%;第一座阀室至第二座阀室14km管段内腐蚀匕瞰严重，管道减薄率比较严重，管道减薄大于管道壁厚16%的点蚀占总量的80%以上,个别点蚀深度达到壁厚的30%以上；第一座阀室至工程终点点蚀深度小于管道厚度的6%。经设计院油气所结构工程师计算的结论：管道壁厚减薄率小于管道厚度的7%满足管道运行压力前度要求。为确保天然气管道在投产后安全系数满足设计要求，甲方邀请北京特检院、济南特检院、北京科技大学国家材料环境腐蚀中心、胜利设计院相关专家研究解决方案,最后确定第一座阀室至第二座阀室间14km管道全部进行更换，其余两段保留,更换完毕整体试压，干燥后注氮保护，同时运行阻保系统等待投产。五、小结本次内腐蚀的产生与其他案例不同,其他案例都是在石油、天然气管道运营一定日期之后才发生，导致内腐蚀原因是石油、天然气内cLs等化合物造成。本次内腐蚀是管道投产前发生，导致腐蚀是因为施工管理不当导致环境内污染物进入管道内造成的。本次天然气管道内腐蚀发现至问题解决一共用时长达6个月，严重延迟工期，给甲方、施工方造成严重经济损失。参考文献1压力管道定期检验规则-长输(油气)管道(TSGD7003-2010).