石油与天然气化工  2012, Vol. 41 Issue (3): 326-328
长庆气田地面集输管道防腐层检测与分析
罗慧娟1 , 张志浩1 , 孙芳萍1 , 刘洁2 , 李欣3     
1. 西安长庆科技工程有限责任公司长庆设计院;
2. 海军航空工程学院飞行器工程系;
3. 中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司
收稿日期：2011-08-22；修回日期：2011-09-09
作者简介：罗慧娟(1982-)，硕士，工程师，2008年毕业于西南石油大学，现主要从事油气田管道及设备腐蚀与防护工作。地址：(710021)陕西西安未央区长庆兴隆园小区长庆大厦B305。电话：029-86599276。E-mail：lhj_1982@163.com.
摘要：为及时掌握长庆气田地面集输管道腐蚀状况，近年来对12条管道防腐层开展了电流衰减法(PCM)检测和开挖检测，检测发现防腐层外观完好为90.4%，少许破损为5.2%，破损严重为4.4%。在此基础上，分析了防腐层破损不合格的主要原因。建议在后续的气田防腐设计时，优先采用性能优异的防腐材料、严格执行防腐层施工技术要求、加强乙方施工管理，以确保管道防腐措施效果。
关键词：气田    集输管道    防腐层    检测    分析    
Inspection and analysis of anticorrosion coatings of surface transport pipeline in Changqing gas field
Luo Huijuan , Zhang Zhihao , Sun Fangping , et al     
Xi′an Changqing Technology Engineering Co. Ltd, Xi′an 710021, Shaanxi, China
Abstract: To mastering the corrosion status of surface transport pipeline in Changqing gas field, anticorrosion coating of 12 pipelines were inspected by pipeline current map (PCM) and excavation in recent years. It was found that the proportion of coating appearance in good condition account for 90.4%, the proportions of coating appearance with little damage and seriously damaged account for 5.2% and 4.4% respectively. On this basis, the main reasons of unqualified anticorrosion layer were analyzed. The proposals of anticorrosion design were put forward in the future gas field, including optimal selection of anticorrosion materials, strict implementation of the technical requirements of anticorrosion coating construction, strengthen construction management of party B, to ensure the anticorrosion effectiveness of pipeline.
Key words: gas field    transport pipeline    anticorrosion coating    inspection    analysis    

长庆气田已开发10余年，在开采和输送中大量地应用了钢质管道[1]，而集输管道作为地面工程集输的生命线，其防腐措施得当与否直接关系到管道使用寿命，甚至是气田的安全生产。为及时掌握天然气集输管道腐蚀状况，确保管网的安全运行，近年来对长庆气田在役天然气管道开展了腐蚀检测。根据SY 6186-2007《石油天然气管道安全规程》相关规定，于2002年~2009年，根据管线运行年限、材质、地理环境及日常运行管理情况，选取达到检测要求的1#干线~7#干线及8#支线~12#支线，共12条集气支线、干线的防腐层进行了检测，以此评价集输管道防腐措施效果。

1 管道防腐层PCM检测

对地下管线防腐层状况进行定期检测和评估，并有计划地进行检漏和补漏是预防和避免因防腐层劣化而引发管线腐蚀的重要手段。

电流衰减法(PCM)又称管中电流法[1]检测防腐层，其原理是检测时电流强度随距离的增加而衰减，在管径、管材、土壤环境不变的情况下，管道防腐层的绝缘性越好，施加在管道上的电流损失越少，衰减亦越小；如果防腐层被损坏，绝缘性就差，管道上电流损失或衰减就越大，在破损点处形成对应的之字形电流曲线，如图 1所示。

图 1     管道防腐层有破损时电流变化情况

被检测管线中，防腐层结构主要包括环氧煤沥青、环氧粉末及三层PE结构。根据SY/T 5918-2011《埋地钢质管道外防腐层修复技术规范》规定的评价指标对防腐层的质量进行评价[3]，将防腐层外观状况分为3个等级：外观完好符合标准要求的防腐层为优；外观有少许破损，表面有褶皱，修补后可继续使用的防腐层为中；外观破损严重，必须立刻修复更换的防腐层为差。具体统计情况见表 1。

表 1    防腐层质量检测统计表

检测发现，12条管线共218 km，其中防腐层质量为优，外观完好的占90.4%；防腐层质量为中，有少许破损的占5.2%；防腐层质量为差，破损严重的占4.4%，防腐层破损主要集中在1#、2#、7#、10#、11#管线。长庆气田区域土质为黄土土质-含沙黄土-沙漠，土壤孔隙度小、含水含盐量低、电阻率一般都在50 Ω·m以上，属于弱腐蚀，土壤环境本身对管道造成的腐蚀较弱。

2 管道缺陷开挖检测

根据管道防腐层PCM检测结果，防腐层破损点主要集中在1#、2#、7#、10#、11#5条管线。为分析防腐层破损的主要原因，在5条管线中分别选取漏点较大，外部环境对管线腐蚀和防腐层质量影响较大的部位进行探坑开挖验证。管道缺陷开挖，具体统计情况见表 2，防腐层损伤情况如图 2所示。

表 2    管道缺陷开挖统计表

图 2     管线防腐层损伤图

对管道缺陷进行开挖验证发现，破损严重的5条管线其防腐层材料有早期使用的环氧煤沥青，也有近年来广泛使用的环氧粉末和三层PE，但是都存在不同程度的破损情况，应对防腐层破损原因进行分析，为以后的气田防腐结构设计优化提供依据。

3 防腐层质量不合格原因分析

通过检测发现，天然气管线防腐层质量不合格达到10%，对管线破损点处开挖验证，发现管线防腐层缺陷形式主要表现为脱落、划伤及鼓泡。分析原因，主要归纳为以下几点。

3.1 防腐层性能缺陷

被检测1#管线是气田开发初期投产的，所采用的防腐层材料也是传统产品环氧煤沥青，其主要缺点是施工过程固化时间长、表面处理要求高，并伴有大量的溶剂挥发，针孔率较高。其次，1#管线附近深根植物对管线防腐层也有破坏作用。因此，1#管线投产时间较长，环氧煤沥青使用年数长，已普遍老化失效，是导致防腐层表面龟裂脱落(如图 2(a))的主要原因。2#和10#管线防腐层材料为环氧粉末，是20世纪90年代后期我国长输管道外防腐层的主流材料，但由于单层环氧粉末机械强度不高，涂层易被尖锐硬物冲击破坏，发生大面积脱落(如图 2(d))。因此，防腐层材料本身性能存在缺陷，是防腐层质量不合格的原因之一。

3.2 防腐层施工不合格，修补不及时

在检测中发现，2#、10#及11#管线环氧粉末涂层外观和粘结力不合格, 存在鼓泡及破损漏点现象(如图 2(b)、图 2(f))。环氧粉末外涂层的施工工艺复杂，对钢管表面预处理、涂敷温度、固化时间等要求比较严格。此3条管线是气田开发初期投产的，而环氧粉末材料也是20世纪90年代引用到我国投入使用，早期的施工设备较简单，涂敷工艺不够成熟，施工时表面处理不良和涂装时间把握不佳，因此导致了防腐层质量不合格。

3.3 乙方施工不当

对管线开挖发现，7#和11#管线防腐层表面存在比较严重的划伤、铲伤等缺陷(如图 2(c)、图 2(e)), 观察损伤处主要是机械外力对防腐层造成的破坏。乙方在施工过程中对操作人员管理和监督力度不够，造成管线划伤。

4 防腐层优化建议
4.1 选择性能优异的防腐材料

目前，国内外长输管道的防腐层主流材料是环氧粉末和三层聚乙烯，环氧煤沥青等传统产品用量正在下降，呈逐步淘汰趋势。因此，对于集气支线、干线防腐层结构设计，应尽量采用先进的、性能优异的主流防腐材料。至于单层环氧粉末不耐尖锐硬物的冲击碰撞，可考虑在冲击力强的地段采用双层熔结环氧粉末，其在机械强度方面进行了改进，提高了机械强度。如今，环氧粉末和三层聚乙烯防腐层以其优良的机械性能和防腐性能、极强的附着力和与阴极保护相融性等特点，已经成为世界管道工程的首选防腐层[4]。

4.2 严格执行防腐层施工技术要求

管道防腐层的预制，首先应选择设备先进，工艺技术娴熟的防腐厂，以确保防腐层质量。其次，应在防腐层设计说明书中对施工技术提出更严格的要求。例如，环氧粉末涂层的施工，SY/T 0315-2005《钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术规范》明确规定钢管外表面喷(抛)射除锈等级应达到Sa2.5级[5]；环氧粉末涂敷之前瞬间的钢管外表面温度最高不得超过275 ℃；固化时间应符合涂料生产厂的要求；涂层最大厚度应符合买方要求。

4.3 加强乙方施工管理

针对管线防腐层划伤、铲伤情况，乙方在今后的管线施工过程中，应加强对操作人员的管理和监督力度，加强管线巡护力度。甲乙双方同时以合同约定，制定赔偿条款，以减少因施工不当对管线造成的划伤、铲伤等损害。

5 结语

目前，长庆气田地面集输管道所采用的防腐层基本满足现场防腐工艺要求，管体本身造成的腐蚀轻微，只有部分管道外防腐层破损，主要是防腐层性能缺陷、施工不合格及乙方施工不当引起的，应及时对破损处进行修补和维修，并在今后的防腐工作中优化设计及加强施工监督。此外，集气支线、干线还采用了强制电流阴极保护，与外防腐层进行联合保护，因此地面集输管道的整体防腐措施效果良好。

参考文献
[1]
林玉和, 杨学青. 长庆气田地面工程综述[J]. 天然气工业, 2005, 25(4): 140-142. DOI:10.3321/j.issn:1000-0976.2005.04.045
[2]
吴兵, 罗金恒, 赵新伟, 等. 用电流衰减法检测埋地管线的防护层[J]. 腐蚀与防护, 2005, 26(12): 534-537. DOI:10.3969/j.issn.1005-748X.2005.12.010
[3]
国家能源局.SY/T 5918-2011埋地钢质管道外防腐层修复技术规范[S]. 2011-07-28.
[4]
胡士信, 董旭. 我国管道防腐层技术现状[J]. 油气储运, 2004, 23(7): 4-6. DOI:10.3969/j.issn.1000-8241-D.2004.07.002
[5]
石油工程建设施工专标委.SY/T 0315-2005钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术规范[S]. 2005-07-26.
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