張欽瑋

（大慶油田工程項(xiàng)目管理有限公司，黑龍江 大慶 163000）

1 完整性檢測(cè)方案制定

古頁(yè)1號(hào)站原油外輸工程（葡西二轉(zhuǎn)油站至新肇聯(lián)段）起點(diǎn)葡西二轉(zhuǎn)油站，終點(diǎn)新肇聯(lián)轉(zhuǎn)油脫水站，新建管道全長(zhǎng)25.78km，設(shè)計(jì)壓力4.0MPa，管徑DN150，2021年設(shè)計(jì)外輸量1021.5m3/d。

該新建管道為I類管道，建設(shè)期的完整性檢測(cè)選取設(shè)計(jì)樁點(diǎn)氣9-氣16段作為完整性檢測(cè)段，管線全長(zhǎng)約3km，于建設(shè)期對(duì)該新建管道開(kāi)展管道中心線測(cè)量、埋深探測(cè)、路由調(diào)查和管道防腐層整體性能檢測(cè)。

2 完整性檢測(cè)技術(shù)及方法

2.1 管道中心線、焊縫、穿跨越起/終點(diǎn)坐標(biāo)采集

現(xiàn)場(chǎng)業(yè)務(wù)組選用RTK測(cè)量技術(shù)，于建設(shè)期對(duì)檢測(cè)段管道在下溝回填前以管道相鄰管節(jié)之間的焊縫為特征點(diǎn)采集坐標(biāo)。坐標(biāo)數(shù)據(jù)采集前，業(yè)務(wù)組利用控制基準(zhǔn)點(diǎn)對(duì)所用儀器進(jìn)行經(jīng)緯度坐標(biāo)、平面坐標(biāo)校驗(yàn)，所用儀器均在標(biāo)準(zhǔn)要求的誤差范圍內(nèi)，現(xiàn)場(chǎng)采集的數(shù)據(jù)均為在衛(wèi)星數(shù)滿足儀器要求并在固定解狀態(tài)下進(jìn)行的定位打點(diǎn)測(cè)量。

坐標(biāo)采集時(shí)，管道中心線測(cè)量間距不大于50m，焊縫測(cè)量間距不大于20m，現(xiàn)場(chǎng)共采集管道中心線坐標(biāo)數(shù)據(jù)59組、焊縫坐標(biāo)數(shù)據(jù)87組、穿跨越起/終點(diǎn)坐標(biāo)數(shù)據(jù)5組。將測(cè)得的管道中心線數(shù)據(jù)通過(guò)專用軟件加載到地圖中繪制管道路由圖，管線實(shí)際路由與設(shè)計(jì)路由、施工放線路由大體走向一致，局部位置路由略有偏差，檢測(cè)段繞長(zhǎng)發(fā)村段管道整體向東偏移9.7m左右。

2.2 管道埋深探測(cè)

本次管道埋深檢測(cè)以30m為測(cè)量間距，現(xiàn)場(chǎng)共測(cè)得埋深數(shù)據(jù)112組，檢測(cè)數(shù)據(jù)經(jīng)處理后為管頂至地面的埋設(shè)實(shí)際深度，為表示管道埋深曲線變化，繪制管道埋深趨勢(shì)圖；經(jīng)統(tǒng)計(jì)匯總，該段管線累計(jì)有76處管段覆土深度不足1.2m。

根據(jù)施工相關(guān)管理規(guī)定，隱蔽工程在隱蔽前，施工單位應(yīng)當(dāng)通知建設(shè)單位和建設(shè)工程質(zhì)量監(jiān)督機(jī)構(gòu)，經(jīng)查對(duì)施工單位此段隱蔽相關(guān)資料進(jìn)行比對(duì)。對(duì)檢測(cè)數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)檢測(cè)段管道個(gè)別位置覆土深度不足，累計(jì)有55處管段覆土深度達(dá)不到設(shè)計(jì)要求，缺少部分外輸油管道的隱蔽資料。

2.3 路由調(diào)查

2.3.1 標(biāo)志樁、標(biāo)志牌（警示牌）

在站間管道的起點(diǎn)、終點(diǎn)、折點(diǎn)、大型穿跨越兩端及每隔500m的地方均設(shè)管道標(biāo)志樁，共計(jì)設(shè)置標(biāo)志樁90個(gè)。

2.3.2 陰極保護(hù)電位測(cè)試樁

本工程共設(shè)絕緣接頭測(cè)試樁兼電位測(cè)試樁4個(gè)，分別設(shè)在葡西二轉(zhuǎn)油站和新肇聯(lián)輸油管道出站處以及中間加熱站進(jìn)出站外的絕緣接頭處；從通電點(diǎn)處開(kāi)始，輸油管道每1000m設(shè)在1個(gè)電位測(cè)試樁，共設(shè)置28個(gè)；定向鉆穿越和讓通鐵路穿越段兩側(cè)各設(shè)置1個(gè)電位測(cè)試樁，用于檢測(cè)該處的陰極保護(hù)電位，共計(jì)4個(gè)。

2.3.3 管道高后果區(qū)調(diào)查

經(jīng)過(guò)對(duì)測(cè)試段進(jìn)行的埋地管道中心線測(cè)繪數(shù)據(jù)顯示，施工后管道距離村落最近建筑距離為123.6m，在管道中心線東側(cè)200m范圍內(nèi)存在長(zhǎng)發(fā)村住戶11戶、小學(xué)1座、鄉(xiāng)村診所1處，該區(qū)域內(nèi)在全年50天內(nèi)出現(xiàn)30人以上聚集情況，考慮該處管道發(fā)生失效后可能產(chǎn)生不可接受后果，確定為高后果區(qū)，經(jīng)過(guò)計(jì)算，高后果區(qū)段管道長(zhǎng)度0.201km。

2.3.4 油氣管道同路由敷設(shè)

在探測(cè)管道埋深時(shí)發(fā)現(xiàn)，在已回填隱蔽管道附近有在建工程DN150輸氣管道進(jìn)行布管作業(yè)，經(jīng)過(guò)與現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)所屬施工方溝通，該工程為采油廠輸氣管線更換工程，與本項(xiàng)目工程同路由并行敷設(shè)，并行間距1m左右。經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量，油氣管道同溝敷設(shè)段共計(jì)3處，總長(zhǎng)度約為2km。

2.4 管道防腐層整體性能檢測(cè)

2.4.1 防腐層破損點(diǎn)檢測(cè)與評(píng)價(jià)

采用電流梯度法，利用埋地管道防腐層測(cè)試系統(tǒng)，對(duì)埋地管道的外防腐層破損點(diǎn)進(jìn)行了檢測(cè)和GPS定位，共檢測(cè)出破損點(diǎn)19個(gè)，經(jīng)計(jì)算平均為6個(gè)/km，參照Q/SYDQ1229-2014標(biāo)準(zhǔn)，外防腐層的完整性為中級(jí)。

2.4.2 防腐層絕緣電阻率測(cè)試與評(píng)價(jià)

根據(jù)檢測(cè)電流值及其衰減情況，采用埋地管道防腐層檢測(cè)數(shù)據(jù)處理系統(tǒng)（ESTEC），計(jì)算管道外防腐層絕緣電阻率。參照Q/SYDQ1229-2014中的評(píng)價(jià)方法，全長(zhǎng)3083.38m防腐層絕緣電阻率平均7.4KΩ.m2，等級(jí)為二級(jí)，其中：1級(jí)的管道為224.1m占7.3%；2級(jí)的管道為208.9m占6.8%，3級(jí)的管道為669.9m占21.7%，4級(jí)的管道為1493.5m占48.4%，5級(jí)的管道為487.1m占15.8%。

2.4.3 土壤電阻率測(cè)試

采用接地電阻測(cè)試儀（ZC-8）測(cè)試土壤電阻率1處，測(cè)試點(diǎn)距起點(diǎn)距離2731.11m，土壤電阻率測(cè)試值為12.56Ω·m。測(cè)試結(jié)果表明，該管道的敷設(shè)環(huán)境腐蝕性為＂強(qiáng)＂級(jí)。

2.4.4 管地電位測(cè)試

利用萬(wàn)用表和硫酸銅參比電極，對(duì)檢測(cè)出存在破損點(diǎn)的管道開(kāi)挖1處探坑進(jìn)行管地電位測(cè)試，近參比法測(cè)得的管地電位為-667mV。

2.4.5 典型管段開(kāi)挖驗(yàn)證

根據(jù)埋地管道外防腐層檢測(cè)、防腐層檢漏、土壤腐蝕性測(cè)試，選擇了1處管段進(jìn)行了開(kāi)挖驗(yàn)證：

破損點(diǎn)開(kāi)挖后發(fā)現(xiàn)，管線外防腐層輕度破損，管體銹蝕，紅棕色銹跡，管體剩余壁厚5.89mm，腐蝕坑深無(wú)，管體為1級(jí)腐蝕。外防腐層輕度破損，管體銹蝕（距測(cè)試起點(diǎn)2731.11m）。

2.4.6 建議

試驗(yàn)段全長(zhǎng)3083.38m，土壤腐蝕性為強(qiáng)，整條管道檢測(cè)出破損點(diǎn)19個(gè)，管道絕緣電阻率平均7.4kΩ·m2，管體剩余壁厚5.89mm。管道安全等級(jí)為3級(jí)，建議修復(fù)破損點(diǎn)處防腐保溫層兩側(cè)各1.5m，修復(fù)長(zhǎng)度57m，3年內(nèi)重新檢測(cè)。

3 結(jié)語(yǔ)

建設(shè)期完整性檢測(cè)技術(shù)可向甲方、設(shè)計(jì)單位提供檢測(cè)數(shù)據(jù)，把安全隱患消滅在建設(shè)過(guò)程中，運(yùn)行期可降低運(yùn)行成本，有利于運(yùn)行期維修維護(hù)，可為后續(xù)完整性管理工作提供數(shù)據(jù)支持。