油气管道腐蚀检测管理和技术提升
2021-01-07
近20年来，中国油气管道腐蚀检测技术水平整体提升较快，管理精细化程度不断提高，但也存在一些技术和管理问题亟待解决。未来的管理和技术提升应重点关注以下内容：
(1) 建立统一的技术规范。目前，油气管道腐蚀检测相关标准以直接评价标准为主，更注重方法流程，对技术应用条件和实施过程的规定不够细化。管道运营公司应着手建立统一的规范，从检测资质、检测方案、技术运用、评价准则、数据格式、报告内容、验收标准等方面提出统一要求。
(2) 建立数据管理平台。目前，外检测服务商提交的报告差异大，不便于后期的数据挖掘和综合分析。北美地区的检测服务公司会自行编制数据管理软件，并提供给管道运营企业，从而为管道运营企业后期数据使用提供便利。对于同一条管道，通过重复利用原始数据，可有效提高ECDA工作效率。管道运营公司应该着手建立统一的数据管理平台，对腐蚀检测数据进行集中管理，并且加大内外检测数据的对齐和对比分析。(3) 建立专业化腐蚀检测效能评价队伍。外检测实施效果与具体检测人员的素质、责任心有很大关系。为了提升外检测管理效果，管道运营公司应建立专业化腐蚀检测效能评价队伍，统一管理标准和尺度，加强腐蚀检测的过程管理和最终检测质量的评估。(1) 持续开展应力腐蚀开裂检测与评价技术研究。我国长输油气管道虽然尚未发现应力腐蚀开裂的案例，但随着运行年限的增加，应力腐蚀开裂风险会越来越大。3PE防腐层粘结力降低或发生剥离，都可能导致应力腐蚀开裂风险增大。北美地区针对应力腐蚀开裂的研究持续了50年，直至2012年仍有应力腐蚀开裂事故发生。目前，近中性pH-SCC的断裂机理、硫酸盐还原菌(SRB)在应力腐蚀开裂中发挥的作用都还有很多细节需要深入研究。未来仍需在高强钢应力腐蚀开裂机理、敏感性分析、风险识别和现场检测技术等方面持续开展深入研究。
(2) 启动微生物腐蚀机理和检测技术研究。我国关于微生物的腐蚀最早发生在成品油管道内壁，而最近在长输管道外壁也发现了微生物腐蚀案例。微生物腐蚀机理复杂，腐蚀发展快，目前仍处于实验室研究阶段。对于长输油气管道，微生物与土壤成分、管道金属材料、防腐层类型、运行温度等因素的相互关系尚不确定，且缺乏有效的检测手段和防护措施。(3) 开展针孔腐蚀缺陷的检测与验证技术研究。内检测可以检出针孔缺陷，但要测量缺陷的真实深度却很难。目前已有案例表明，在存在交流干扰腐蚀的管道上，漏磁内检测报告结论是缺陷深度为壁厚的40%，但实际开挖检测发现，缺陷深度已达壁厚的60%。漏磁内检测技术对针孔缺陷的检出率低于80%，缺陷深度检测误差均大于20%，报告给出的缺陷深度远低于实际缺陷深度，严重影响评价结果的准确性。对于管道内腐蚀形成的直径小于4mm的针孔缺陷，常规的超声波检测技术也很难准确检出缺陷的实际深度。对于发展不规则的针孔缺陷，定点的超声波测厚和壁厚监测均难以满足工程实际需求。此时，不仅需要高精度的探头，还需要精密控制探头的扫描步进。(4) 开展组合式内外检测工具研发。为了保障长输油气管道安全平稳运行，需要定期开展外腐蚀检测及内检测。如果在内检测设备上，搭载一些可以实施腐蚀检测的装置，如管中电流测试、积水测试、微生物浓度检测，则可在实施内检测的同时同步完成管道的内外腐蚀检测。2008年，壳牌、贝克休斯公司开发了阴极保护电流在线检测工具CPCM（Cathodic Protection Current Measurement），并已实现工程应用。转载请注明精川材料检测地址：www.jctest.vip
