2016年*务院五部委发布2197号文件[1]，要求全面推行油气输送管道完整性管理，意味着管道完整性管理已上升到我*.层面，完整性管理将在我*油气管道行业得到大力推行与应用。内检测作为获取管道完整性信息的.有效途径，在完整性管理.标准GB 32167[2]中作为*项强制性要求提出，成为完整性管理实施的重要基础和核心工作。而对于内检测数据的分析与评价，并作进*步管道维修维护决策，则是管道完整性管理的落脚点和.*价值体现[3,4]。

某成品油管段于2008年6月运营投产，2016年1月8日*2016年9月9日实施.次内检测，包括变形及高清晰度三轴漏磁检测。该管段全长81.5km，外径为355.6mm，管道材质为L360，为直焊缝管，壁厚为7.1mm、9.5mm，设计压力为10MPa。利用该管段内检测数据进行统计与分析，并针对不同缺陷类型进行完整性现状评价，对腐蚀缺陷进行完整性预测评价，依据评价结果制定缺陷维修计划，为管道安全运行与管理提*依据。针对基于检测数据的完整性评价与维修决策提出了*些建议，*业内人士参考。

1 内检测数据统计与分析

此次内检测共检出1947处缺陷，包括金属损失1689处，变形87处，焊缝异常171处。

（1）金属损失

金属损失信息统计见表1。检出的腐蚀缺陷类型包含均匀腐蚀、坑状腐蚀、轴向凹沟和周向凹沟，其中均匀腐蚀.为普遍，达到56.6%，其次是坑状腐蚀，为38.5%。

为进*步分析管道腐蚀状况，将内外腐蚀分别按照腐蚀深度沿里程分布进行统计，具体如图1所示。可以发现，管段检测里程末端存在外部腐蚀聚集，深度较大的外部腐蚀基本集中在该区域，经统计，检测里程末端500米范围内存在91处腐蚀，其中87处为外腐蚀。结合数据分析结果，怀疑此处腐蚀防护系统失效或存在杂散电流，建议企业进*步查明原因并对症整改。

图1 腐蚀沿里程分布图

补口作为管道薄弱环节，往往是企业关注的重点，若补口存在问题，那么在补口处的搭接区（补口处防腐层与管体防腐层搭接的位置）会产生不同数量及严重程度的外部腐蚀。因此，可通过环焊缝临近区域（两侧各200mm范围内）外部腐蚀情况进行补口分析。图2为外部腐蚀沿环焊缝的分布情况，可见环焊缝周边未出现外腐蚀聚集现象。结合统计数据，988处外部腐蚀中有71处位于环焊缝两侧200mm范围内，分别位于57道补口上，其中25处位于环焊缝上。所有71处外腐蚀中有33处深度不小于10%wt，.大腐蚀深度为52%wt，距离.近环焊缝91mm。

图2 管道外部腐蚀沿环焊缝分布

制造缺陷.大深度为22%wt，位于管体外部，内部制造缺陷.大深度为12%wt。

（2）变形

变形缺陷信息统计见表2。检出.大变形量为12.5%OD，为普通管体凹陷，位于管道底部。位于管体.部的普通凹陷.大深度为8.5%OD。管道.部的变形可能是由于建设或运营期间外力碰撞造成的，管道底部的变形可能由硬物挤压造成的。

结合变形检测数据，存在3处疑似包含金属损失凹陷距离较近，且凹陷深度与环向位置、金属损失深度接近，考虑由.三方施工造成。

（3）焊缝异常

检出的171处焊缝异常包括75处环向焊缝异常和96处纵向焊缝异常。图3为焊缝异常环向分布情况，可以看出，纵向焊缝异常在管体环向分布较为均匀，环向焊缝异常在管底分布较多，且环向焊缝异常存在*定聚集趋势，可能由现场施工质量差异造成。

图3 焊缝异常沿里程的环向分布

结合检测数据，存在*处较为严重的环焊缝异常，异常长度达314mm，建议进行开挖确认。

2 管道完整性评价

2.1 缺陷维修判定准则

此次完整性评价中缺陷*接受准则如下[5~9]：

a） 深度超过壁厚60%的腐蚀或制造缺陷；

b） 预估维修比ERF≥1的任何腐蚀或制造缺陷；

c） 含有划痕、裂纹、电弧灼.或焊缝缺陷等的凹陷或金属损失；

d） 弯折凹陷、与焊缝相关且深度超过管径2%的凹陷、含有腐蚀且腐蚀深度超过管壁40%的凹陷；

e） 深度超过管径6%的凹陷（经工程评估对管道完整性不产生危害的除外）。

对于暂时不会导致管道失效的缺陷，根据缺陷.征及发展趋势制定维修计划，这类缺陷包括[5~9]：

a） 深度大于管径2%（对于管径小于300mm的管道，深度大于6.35mm）且位于管道上半部的凹陷；

b） 含有腐蚀且腐蚀深度为管壁10%~40%的凹陷（经工程评估对管道完整性危害较小的除外）；

c） 选择性焊缝腐蚀或沿焊缝的腐蚀（经工程评估对管道完整性危害较小的除外）；

d） 大于管道壁厚12.5%的划痕或凹沟；

e） 位于与其他管道交叉处、深度大于壁厚30%的金属损失；

f） 经开挖证实的裂纹；

g） 大于管壁30%的金属损失位于均匀腐蚀区域，或位于影响环焊缝的区域（经工程评估对管道完整性危害较小的除外）；

h） 根据未来完整性状况预测，计划响应时间在下*次检测时间之前的金属损失。

2.2 完整性现状评价

结合缺陷维修判定准则，针对金属损失缺陷，主要从缺陷深度和强度两方面进行维修响应判定，强度通过ERF值大小进行判定[10]。ERF计算式[11]如下：

式中，P为管道内部设计压力（MPa）；其他参数意义同前。

通过计算，腐蚀缺陷和制造缺陷评价结果分别如图4、图5所示。

图4 腐蚀缺陷ERF沿里程分布

图5 制造缺陷ERF分布

结合内检测缺陷统计数据及金属损失缺陷强度评价结果，对照缺陷*接受准则，需对4处深度不小于60%wt的腐蚀缺陷、6处深度不小于6%OD的管体凹陷进行立即维修。

2.3 完整性预测评价

腐蚀缺陷随时间生长，需根据检测数据预测每*个缺陷剩余寿命，从而制定维修响应计划。考虑此次内检测为.次，对于非改线管段，投产时间超过8年，采用半寿命方法计算腐蚀生长速率；对于改线管段，投产时间在3年内，采用全寿命方法计算腐蚀生长速率[13]。

此外，考虑不同土壤环境对腐蚀速率的影响，结合检测数据将腐蚀生长速率进行分段计算，分别计算每*管段上缺陷的腐蚀速率，以每*管段缺陷中腐蚀速率.大值作为该管段的腐蚀速率，从而得到管道内外腐蚀速率，具体如图6所示。

图6 管段内外腐蚀速率

以腐蚀深度达到80%wt或ERF达到1作为响应临界点，利用腐蚀速率信息预测缺陷剩余寿命，确定计划响应时间。通过计算，存在108处腐蚀缺陷计划响应时间在1年内，其中64处腐蚀深度不小于10%wt。计划响应时间在5年内的腐蚀缺陷数据统计见表3。

3 维修维护决策

结合内检测数据统计分析及完整性评价结果，该管段完整性状况较不理想，尤其在检测里程末端，管体外腐蚀较为密集且腐蚀深度均较大。综合考虑，建议企业针对检测里程末端管段进行防腐系统有效性检测评价，并结合无损检测手段排除杂散电流干扰影响。在此基础上，建议该管道再检测时间间隔为2年。

结合缺陷维修判定准则，同时考虑内检测已开展较长时间，制定缺陷维修维护方案如下：

（1）立即维修

需要理解维修的缺陷包括4处腐蚀缺陷和6处普通管体凹陷，具体信息见表4。

（2）计划维修

若再检测周期为2年，需要对923处腐蚀缺陷进行计划维修，其中腐蚀深度不小于10%wt的365处（检测里程末端近500米范围内有35处）；需在1年内对11处深度大于12.5%wt的划痕或凹沟进行维修，并对7处普通管体凹陷、5处疑似包含金属损失凹陷进行维修。

限于篇幅，此处不列出计划维修类缺陷详细信息。

（3）监测使用

对于未列入立即维修列表和计划维修列表的缺陷，均应进行关注。

4 结论与建议

（1）腐蚀生长速率信息对于管道完整性预测评价*关重要，建议通过多批次内外检测数据对齐与分析，跟踪腐蚀发展趋势，综合确定腐蚀速率。

（2）对于漏磁检测出的焊缝异常，考虑检测方式局限性，建议对这类异常进行关注或进*步检测。对于检测信号较为明显的焊缝异常，可通过射线、磁粉、液体渗透或超声等无损检测方式进*步确定异常类型及严重程度，并结合*际标准API Std 1104[14]进行焊缝异常的维修决策。

（3）建议针对所有立即维修类缺陷开展成因调查与分析，包括开挖后缺陷点原始状态、防腐层状况、周边及上下游环境与地质条件等的分析，确定造成缺陷的根本原因，结合缺陷点承压能力分析，针对性提出维修措施。必要时考虑先进行降压运行或采取其他临时缓解措施。

（4）针对个体缺陷的维修方案应充分考虑缺陷管段高后果区*别及风险等*，对于位于高后果区或风险等*较高的管段缺陷，应优先维修并提高维修等*。如Ⅲ*高后果区内计划维修类缺陷要求立即维修，Ⅲ*高后果区内缺陷应优先采用*修复方式等。

参考文献：

[1] 发改能源. [2016]2197号文件 关于贯彻落实*务院安委会工作要求全面推行油气输送管道完整性管理的通知[Z]. 北京，2016,10.

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[10] 杨静，*晓霖，谢成. 油气管道腐蚀缺陷维修响应决策[J]. 油气储运，2017,36(2):149-154.

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[12] 中*石油管道公司. 油气管道完整性管理技术[M]. 北京：石油工业出版社，2010：96.

[13] 付桂英，郭瑞杰. 管道中常见缺陷类型分析及寿命预测相关建议[J]..三届油气储运技术交流大会论文集，2012：1231-1235.

[14] American Petroleum Institute．API STANDARD 1104-2013 Welding of Pipelines and Related Facilities[S]. New York：API Standards，2013.

作者：刘道乾，中*石化销售有限公司华中分公司管道油库处处长。