埋地油气管道外防腐层检测及修复技术

全 佳 谭泉玲 岳良武 李枢一 张 弛

1.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610041

2.中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000

3.中国石化天然气榆济管道分公司，山东 济南 250101

4.中国石油化工股份有限公司北京石油分公司，北京 100022

0 前言

油气管道担负着为下游用户输送石油、天然气的任务， 然而油气管道在服役期间由于外防腐层长时间埋地，易出现破损、老化、龟裂、剥离和脱落等现象，会发生管道腐蚀和穿孔，引发泄漏、火灾、爆炸等事故，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。 因此，确保管道外防腐层状态完好对管道安全运行尤为重要［1］。

管道外防腐层检测是指在不开挖情况下，采取外检测技术对埋地钢制管道外防腐层以及阴极保护效果进行检测及评价。 管道外防腐层检测可发现地下油气管道防腐层缺陷、腐蚀、机械损伤等存在风险的可疑位置，采用就地开挖和修复补强技术，可以使管道重新达到设计承压能力，有效防止管道事故发生，还可避免不必要的管道维修和更换，同时保证了油气管道的长寿命安全平稳运行。

1 油气管道外防腐层检测技术及评价

1.1 常用外防腐层检测技术方法

目前管道外防腐层检测技术方法很多［2-4］，一般常用交流电位梯度法（ACVG），直流电位梯度法（DCVG）与密间隔电位测试法（CIPS）对油气管道进行外检测。

a）ACVG基本原理是向管道施加某一特定频率的交流电流信号，如果防腐层破损，信号电流就会从破损处流出，并以破损处为中心形成一个球形电位场，在地面上通过对这个电位场地面投影的电位梯度检测，确定出电位场的中心，从而确定破损处的位置。 ACVG检测方法具有检测速度快、定位精确高等优点。

b）DCVG基本原理是在施加了直流电源或有阴极保护的埋地管道上，电流经过土壤介质流入管道防腐层破损而裸露的钢管处时，会在管道防腐层破损处周围形成一个电位梯度场。 在接近破损点的部位，由于电流密度增大，因而电位梯度也增大。 DCVG检测就是通过检测地面的电位梯度从而判断防腐层缺陷。 DCVG检测方法简便、准确、可靠，还可判断管道防腐层破损处是否有腐蚀发生。

c）CIPS原理是在有阴极保护系统的管道上，通过测量管道的管地电位沿管道的变化 （一般是每隔1～5 m测量一个点）来分析判断防腐层的状况和阴极保护系统是否有效。 具体做法是检测前在阴极保护设施上安装GPS同步电流通断器，并在检测前通过卫星脉冲代码调试电流通断时间同步，整个检测过程中实现每5 s进行一次重新同步， 可测得开电位或瞬时关电位两种管地电位，然后分析管地电位沿管道的变化趋势即可知道管道防腐层的总体平均质量优劣状况。

1.2 外防腐层检测内容

外防腐层检测主要包括以下内容：

a）了解管道沿线的人文地理环境、 管道占压情况、管道沿线防护带和沿线环境等。

b）采用埋地管道探测仪或管道防腐状况检测系统，对管道埋深、位置和走向进行测定并记录。

c）通过对管道沿途土壤含水、含盐、酸碱性、微生物活性、电阻率和氧化还原电位的检测，来评价土壤的腐蚀性。

d） 应用管道防腐层检测系统， 查找管道全线的防腐层破损情况，正确识别腐蚀活跃点，分别确定具体位置。

e）进行现场测试， 并对采集数据进行综合分析，计算出管道防腐层绝缘电阻率， 根据标准进行分级和评价，确定管道防腐层老化状态。

f） 查找管道建设期间在钢套管、穿跨越处等埋设的临时性的牺牲阳极，若有，则明确测试桩牺牲阳极跨接电阻的具体位置。

g）查找出管道自然电位异常的具体原因。

1.3 外腐蚀直接评价技术

外腐蚀直接评价方法（ECDA）［5］是管道完整性管理体系中完整性评价的重要组成部分，是通过评价和降低外腐蚀对管道完整性的影响来提高管道安全性的一种结构化过程。 国外对此领域研究较早，制定了相应的技术规范。 2002年美国腐蚀工程师协会针对管道外腐蚀推出了一种建立在间接检测评价和直接检测验证基础上的外腐蚀直接评价方法，并已形成了标准，即《管道外腐蚀直接评价推荐做法》（NACE RP 0502-2002），2008年美国腐蚀工程师协会对 《管道外腐蚀直接评价推荐做法》进行了重新修订，制定了标准做法《管道外部腐蚀直接评估方法》（Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology）（NACE SP 0502-2008）。 目前，外腐蚀直接评价方法在国内已取得广泛应用［6］。

2 外防腐层破损点修复技术

近年来，三层PE防腐层所具备的优良性能使得其已成为我国新建油气管道工程首选的防腐涂层。 然而三层PE防腐层从生产、施工到运行期间存在诸多因素，易出现破损。 通过外检测技术发现的防腐层破损点需要及时修复，以免油气管道遭受进一步腐蚀。 外防腐层破损点修复技术因防腐层类型不同，修复施工工艺也不同。

2.1 修复方案

对于直径≤30 mm外防腐层破损点 （包括针孔），采用热熔胶粘剂和聚乙烯补伤片进行修复。 而对于直径＞30 mm 外防腐层破损点， 采用粘弹体防腐胶带和缠绕聚丙烯胶带修复。

2.2 修复步骤

采用粘弹体防腐胶带加缠绕聚丙烯胶带修复技术主要分为表面处理、防腐层缺陷修复及修复验收三步。

2.2.1 表面处理

a） 清除暴露管段上的泥土， 使防腐层缺陷完全露出，测量并记录缺陷尺寸及位置，对缺陷处进行拍照。

b）对缺陷处的防腐层进行修整，将已破损的防腐层除去，使产生锈蚀的管体完全裸露。

c）对已裸露的管体表面进行处理，将腐蚀产物清理干净，表面处理等级应达到St 2.5级。

d）必须将缺陷四周10 mm范围内及需要修复的防腐层表面的所有锈斑、鳞屑、污垢和其他杂质及松脱的涂层清除掉，其后再将缺陷部位打磨成粗糙面，并用干燥的布和刷子将灰尘清除干净。 注意在防腐层缺陷处的管体表面进行作业时必须采用手工除锈。

2.2.2 防腐层缺陷修复

a）粘弹体防腐胶带施工前，应保证补伤处干燥。

b） 将粘弹体防腐胶带依次贴敷， 同时碾压排除空气。粘弹体防腐胶带搭接宽度≥1 cm，施工时可沿胶带内侧搭接线进行搭接；粘弹体防腐胶带始末端搭接长度≥100 mm。

c） 粘弹体防腐胶带施工完成后立即进行外观和漏点检测。

d）粘弹体防腐胶带层合格后，采用聚丙烯增强纤维胶带（外带）环包缠绕在粘弹体防腐胶带外层。

e）聚丙烯增强纤维胶带具体施工方法是：从一端开始先原位缠绕一周，留出约3 mm宽的粘弹体胶带不缠绕外带，然后进行螺旋缠绕，缠绕外带时应保持一定张力，胶带搭接宽度为50%～55%，直至另一端，最后在结束部位原位缠绕一周。

2.2.3 修复验收

防腐层补伤处应进行外观检查， 需确保其表面平整，无皱折、气泡等现象，若不合格则应重新补伤。 补伤处应采用100%电火花检漏，检漏电压为15 kV，无漏点为合格。

3 结论

自美国颁布《管道安全改进法》以来，管道完整性管理在世界范围内得到广泛认可。 管道外防腐蚀体系检测及评价是管道完整性管理中的重要内容，也越来越受到重视。 腐蚀是影响管道安全和使用寿命的关键因素，定期开展管道外防腐蚀体系检测及评价技术能够很好摸清管道的腐蚀情况及运行情况，对检测中发现的问题进行有计划、有针对性的维修，延长管道使用寿命，减少或避免事故发生，进而降低管道运行风险，节约企业成本，做到事前预控，实现科学管理。

［1］ 刘海峰，胡 剑，杨 俊. 国内油气长输管道检测技术的现状与发展趋势［J］. 天然气工业，2004，24（11）：174-150.

［2］ 张炜强，郭晓男，陈圣乾，等. 埋地管道外防腐蚀层检测技术［J］. 石油化工腐蚀与防护，2010，27（3）：52-55.

［3］ 于培林，姚安林，李又绿，等.油气管道外检测技术的综合应用［J］. 天然气与石油，2008，26（1）：31-34.

［4］ 唐林华，蔡英华，路 芳，等. 川西气田输气管道防腐层检测调查分析［J］. 天然气与石油，2008，26（4）：19-23.

［5］ NACE SP 0502-2008，Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology［S］.

［6］ 涂明跃，葛艾天. 陕京管道外腐蚀直接评价（ECDA）实践［J］. 腐蚀与防护，2007，28（7）：369-372.