海底管道内外腐蚀的在线检测技术

许一心

国家管网集团东部原油储运有限公司宁波输油处 浙江省 315200

摘要：自从我国在1985年修建成首条海底输油管道以来，海底输油管道建设数量呈现逐年递增的形式，到目前为止约建设8000km的海底石油管道。但由于海底生态环境非常复杂，人类在上海生存活动逐渐频繁，导致海底石油管道经常出现溢油事故；再加上我国海底管道通常建设在20世纪90年代末期，设计使用年限为20年左右，随着时间不断推移，很多管道进入到使用后期，部分石油管道已超过使用年限，无形中提高日常运行风险，一旦海底管道受到损害出现溢油问题，会给相关企业带来巨大经济损失，甚至会影响到海洋的生态环境，产生严重的负面影响。针对该种情况，工作人员在铺设海底管道后，要全面检测管道性能，掌握管道实际情况，将安全隐患扼杀在摇篮中，保证海底管道能安全运行。

关键词：海底管道；内外腐蚀；在线检测技术

引言

管道腐蚀指的是管道在运输液体的过程中因为运输物质和管道发生化学反应或别的原因导致的管道老化现象。管道腐蚀会导致管道材料的破坏、进而造成设备损坏甚至整个管道系统的失效。管道腐蚀主要是由于管道内运输介质具有一定的腐蚀特性，例如酸性、碱性以及某些盐。加上外界的温度变化、阳光照射、雨淋等因素，共同造成了管道的腐蚀。在管道遭受腐蚀之后，造成的损坏极易形成安全隐患并引发事故，据不完全统计，全世界每年因各类腐蚀所造成的的损失占GDP的3%至4%。如何延缓腐蚀，抵御腐蚀已经成为一个工业生产和运输业的重要课题之一。

1.海底管道内检测技术

1.1涡流检测技术

这种技术在海底管道检测中，可以对输气或输液管道进行准确检测。第一，向用于检测的涡流式检测器结构的初级线圈内输入微弱电流，会引发海底管道受到电磁感应后产生涡流，检测人员通过检测次级线圈完成检测任务。如果管道管壁出现质量问题，初级线圈就会表现出异常磁通量，引发磁力线出现相应变化，次级线圈原有的磁通量平衡状态就会被打破，就会有对应电压产生。如果管壁存在任何问题，两侧就会维持磁通量平衡，也不会有电压产生。所以，要检测管道是否存在问题，只要对电压变化动态进行监测即可判定。这种检测技术虽然有效性较好，但是技术本身有许多限制性因素，不宜大范围推广。一般陆地管道检测中经常采用这种技术，检测海底管道期间应用较少，原因在于它应用期间的数据采集无法确保足够的信号分辨率，传输速率无法适应检测工作需要。而且它的应用流程还存在较大缺陷，至今行业没有这方面的统一性标准，因此它适用的检测范围只有极少数几种产品规格，无法对所有类型的管道开展检测。再加上海底管道检测非常困难，应用这项技术开展检测，有些设备不能用于海底检测。

1.2声波探测技术

声波探测技术是由浅地层剖面探测技术、多波速/单波束探测技术、侧扫声纳技术组成。其中多波束数据通常被应用在研究区域地形地貌、水深等方面；侧扫声纳数据可让工作人员直观查看管道周围的自然面貌；浅地层剖面数据主要作用是调查海底地质情况和管道埋藏深度。在日常检测过程中，工作人员可根据所调查的数据内容，利用各种软件对浅地层剖面数据、侧扫声纳、多波束等数据进行处理，如SonarWiz5.0、Caris9.1、ISE2.0等软件，再采用GoobalMapper绘图软件导入相关数据，自动形成区域地形图，直接呈现出管道实际状态。再以此为基础，集中不同类型声学探测技术数据结果，对调查目标区域的管道状态进行准确评估。

2.海底管道外检测技术

这种技术适用的检测海域深度通常在≤80m的范围，也叫近海海域。这种作业环境条件不错，之前的早期检测技术应用还不成熟，检测方法就是由潜水员携带检测器直接检测。通常潜水员适宜的下潜检测深度接近50m，负责对海底管道外壁进行生物附着、管道沉积以及安装的牺牲阳极是否可靠等内容开展检测，这种方式虽然传统，但是非常有效，所以直到今天还在沿用，检测成效符合预期。统计资料显示，近些年利用这种方式进行海底管道检测，已经排查出多起质量危害，并且均得到及时处置。它的技术缺陷是非常危险，有超高的检测强度，对海洋环境因素特别敏感，局限性较大。

3.海底管道电位分布数值模拟

3.1数据预处理

各腐蚀因素之间存在的较强相关性会影响模型的预测性能，核主成分分析法（KPCA）作为一种特征筛选的方法，可降低各因素间的冗余性，能最大限度的保留数据的原始基本信息。用KPCA提取原始数据主要特征，可有效降低多交互影响因素对模型预测性能的影响，提高预测精度和收敛速度。为避免不同量纲对预测结果的影响，对数据归一化处理，并用KPCA数据降维，结果如图6所示。可知，前4项成分累计贡献率达到97.33%，因此，将X1、X2、X3、X4这4个因素作为海底管道内腐蚀预测的关键指标。

3.2模型参数

利用边界元方法的数值模拟软件，在其他工程中应用良好。对海底管道进行仿真模拟时采取了下列参数：以某处海底输油管道为例，总长接近37.5km，管道以X60钢材制成，管道通过牺牲阳极达到阴极保护的目的，整套管道铺设完成后以海泥掩埋。铝合金材质的镯式牺牲阳极保持75.2m的间距，管径762mm，牺牲阳极在管道上进行包裹，有0.8m的内径和1.2m的外径，沿海管1m长。海水的电导率是5S/m，海泥的电导率是1.5S/m，模拟的管道1.5m埋深，模拟时对管长进行了截取，长度964.6m，包括13个牺牲阳极。

3.3管道检测流程

海底石油管道初始点在海上平台，工作人员在管道检测前要利用高精度仪器，RTKGPS和卷尺来测量各环节的尺寸，如登陆点、立管桩、栈桥等环节，明确标注海底管道具体位置，将其作为检测管道的初始点。同时，在检测管道溢油过程中，要采用低频浅地层剖面仪、多波束探测系统、侧扫声呐等技术根据行业标准测量间距，保证多波束测深和侧扫声波纳实现全覆盖，从而得到海底石油管道的实际情况；利用高频浅地层剖面仪根据预期设置的测量距离斜切管道轴向，分析海底管道悬空、埋藏深度；为提高日常定位精确度，要在换能器上部安装DGPS，对平台周围海底石油管道进行全面探测。

4.结论及建议

（1）通过腐蚀风险因素筛选，目标海底管道主要内腐蚀风险为CO2腐蚀；Cl的存在对腐蚀具有一定的促进作用。（2）经过腐蚀趋势预测，自投产日起至今，该管线累计最大壁厚损失为1.64mm，腐蚀深度为12.9%。预测的最大壁厚损失未超过设计腐蚀裕量（3mm）。保持现有生产运行工况稳定条件下，考虑维持现有状态运行，3年后和5年后的最大壁厚损失均未超过设计腐蚀裕量（3mm）。（3）腐蚀高风险位置，预测管道入口端腐蚀风险高于出口端。（4）定期对管道介质进行组分化验分析，同时定期对管道出入口细菌含量、pH值、腐蚀挂片数据、超声测厚数据等进行监测，并进行相关记录。（5）建议再评估周期为3~5年；在条件允许的情况下，对管道开展内检测或其他类似方法（如MTM）的检测，以验证壁厚损失情况，避免局部腐蚀导致的泄漏风险。

结束语

对于海底管道的内腐蚀。本文利用机器学习的方式学习了海底管道的数据，并对测试集进行预测。发现了基于机器学习的方法在此任务上具有一定的有效性，并发现对于腐蚀深度较大点有着较好地预测精度。同时，并不是将海底管道划分的越细效果就越好。这两个结论可能是由于腐蚀具有一定的随机性，只有较大的腐蚀才有一定的规律。同时也说明，未来可以补充更多对于管道腐蚀检修有用的数据或特征会有更好的结果。

参考文献

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