長北天然氣集輸管線完整性評價及管理

李 陽，王 虎，張徐莉，江國旗，吳曉利

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

長北區塊占地面積約有1 588 km2，共有23 座井叢，各井叢由2～3 口天然氣井組成。針對井叢分布狀況，集輸管線采用“輻射與枝狀相結合”的集氣管網系統，沿長北區塊南、北兩端延伸，靠近井叢敷設，集氣支線就近接入干線，井口來的濕天然氣分別由南北集氣干線氣液混輸至天然氣處理廠低溫脫水、脫烴處理后外輸至陜京首站。集輸管線主要由南干線、北干線、北北干線、TPO 干線以及各井叢支線組成，總長約有104.3 km，管徑250 mm 至610 mm 不等，壁厚7.1 mm至15.9 mm 不等，管材均為L415，設計壓力除北干線為8.8 MPa 以外，其它干線均為6.6 MPa。管道防腐類型為環氧粉末涂層和三層結構聚乙烯加強級（3 層PE）兩種。

近年來由于長北集輸管線采用氣液兩相混輸工藝運行數年，產出的天然氣中含有1.805 % 的CO2，對集輸管網存在“輕中度”腐蝕，管線內部出現了不同程度的腐蝕狀況；另外，地方經濟發展迅速，周邊開發建設較多，環境復雜，企業和村民在區塊內部違章取土，施工時有發生，對管道幾何形狀和防腐層完整性都有不同程度的影響。2010 年為了全面了解長北集輸管線的現狀，對集輸管線開始進行內外檢測。

1 長北長輸管線的檢測技術介紹

1.1 內檢技術

內檢技術主要是指智能清管檢測，主要檢測管線的幾何形狀是否異常，管線是否存在金屬損失和裂紋。管道的幾何形狀多因受到外部機械力或焊接殘余應力等原因造成，通過使用適當的檢測裝置可以檢測各種原因造成的、影響管道有效內徑的幾何異?，F象并確定其程度和位置。通常做法是發射一枚測徑清管器，正常的管線應該有一個環線的橫斷面，測徑清管器應可對任何段橫斷面的臨界變化進行檢測并確定大小。

長北所使用的測徑器有一定排列的機械抓手，機械抓手壓著管道內壁并會因橫斷面的任何變化引起偏移。這些偏移可能是由于一個凹陷、偏圓、褶皺或附著在管壁上的碎屑引起的。捕捉到的偏移信號被轉換為電子信號存儲到機載的存儲上。將一次運行后的數據取出并使用合格的軟件加以分析和顯示。從而可以確定那些可以影響到管道完整性的異常點。測徑清管器主體結構緊湊，直徑大約為管道內徑的60 %，皮碗的柔性較好，可以通過縮孔15 %的孔洞。其靈敏度為管段直徑的0.2 %～1 %，精度大約為0.1 %～2 %。

金屬損失檢測技術采用漏磁檢測技術，因其可檢測出腐蝕或擦傷造成的管道金屬損失缺陷，甚至能夠測量到那些不足以威脅管道結構完整性的小缺陷（硬斑點、毛刺、結疤、夾雜物和各種其它異常和缺陷）。漏磁技術應用相對較為簡單，對檢測環境的要求不高，具有很高的可信度?；驹硎窃诠艿澜孛娉錆M磁場，利用置于磁極之間的傳感器感應磁場泄漏和偏移，從而確定金屬損失的面積。采用的內檢測清管器主要由驅動系統、能源系統、磁化系統、傳感器系統、數據記錄和處理系統、里程系統、旋轉檢測系統、定位系統等組成。

1.2 外檢技術

長北項目所采用的外檢技術為多頻管中電流法防腐層檢測法（PCM）和交流地電位梯度法（ACVG），在檢測過程中兩種方法聯合使用。

1.2.1 PCM 多頻管中電流法 發射機從管道檢查頭（或陰極保護電流供入點）向管道施加某一特定頻率或多個頻率的激勵信號，激勵信號自發射點開始沿著兩側傳輸，管中電流信號強度將隨著管道距離增加而減弱，管道電流流經管道時，在管道周圍產生一個磁場，利用接收機在管道上方按一定間隔檢測管中激勵信號的強度。當管道防護層信號均勻時，管道中的電流衰減率與距離成線形關系，管道防護層絕緣性越好，涂層的絕緣電阻值越高，電流衰減越小。若存在電流的異常衰減段，證明存在電流泄漏點或管道分枝點，通過分析可判斷出防護層的絕緣性能下降以及破損的位置。再利用埋地管道防腐層檢測數據處理系統（ESTEC xp）計算管道外防腐層電阻率，根據防腐層電阻率對管道防腐層質量進行評級。

1.2.2 ACVG 檢測法 交流地電位梯度法（ACVG）原理是向管道施加一個特定的檢測信號，信號沿管道傳播，當管道的防腐層出現破損點或補口缺陷導致管體金屬與管周圍土壤介質直接連通時，無論檢測信號頻率高低，信號電流都會從破損或補口破損點流入或流出管道（見圖1）。以流入或流出點為中心，在管道周圍形成疊加的“點源”電場和“點源”磁場。利用A 字架和接收器能夠測量出破損點流出或流入電流時形成地電位梯度，顯示的地電位梯度表示為微伏的dB 值。觀察接收器指示的dB 值，如果dB 值較低（一般小于30）并且變化不穩，并且接收器破損點指示箭頭前后變化，則說明該處附近沒有破損點；如果接收機dB 值較大（一般大于30），并且箭頭穩定，則說明箭頭指示方向位置可能存在破損點（見圖2）。

圖2 ACVG 法確定防腐層破損點示意圖

2 集輸管道風險評估及缺陷管理

2.1 內檢檢測結果評估及缺陷管理

2010 年至2012 年分別完成了對三條主要干線（南干線、北干線和北北干線）的智能清管檢測，通過檢測結果表明，管道幾何形狀未出現異常；金屬損失點654 處，其中外部金屬損失點為269 個，內部金屬損失點為385 個。北干線有502 個點，南干線有115 個點，北北干線有37 個點。最嚴重的金屬損失點深度為管道正常壁厚的28 %，屬于北干線，其余點的深度分布范圍（見表1）。為了驗證檢測結果，分別在每條管線上選取了10 個金屬損失點進行開挖驗證，最終結果表明都與檢測結果一致。

表1 金屬損失點深度統計表

依據Kiefner 提出的一種評估管道缺陷失效壓力的模型計算出金屬損失點的最小失效壓力（Q），由于金屬損失點的最大安全壓力無限接近于最小失效壓力，所以：

式中：A-腐蝕區域在管段縱向投影的面積；A0-腐蝕區初始面積；M-考慮管道失效前發生鼓包的傅里葉系數；σf環向應力；ω-管道壁厚；D0-管道直徑。

腐蝕區面積A 可以近視的表示為A=h×l，其中h和l 分別表示缺陷的深度和軸向長度。初始面積A0=ω×l。將檢測結果放入模型計算得出最小失效壓力，近似得到最大安全壓力。利用ERF 曲線圖模擬出金屬損失處的最大安全壓力與MAOP 的關系。采用公式可表示為：

式中：ERF= Estimated Repair Factor，預估維修比為1；Psafe=評價方法計算得到的缺陷處最大安全壓力；MAOP=管道最大允許操作壓力。

通過對654 個金屬損失點進行失效壓力計算，將計算結果放入應用軟件進行模擬計算發現在管道設計壓力6.6 MPa 壓力下，模擬顯示所有金屬損失點都在可控范圍之內，ERF 曲線上方的點表示缺陷是不可接受的（見圖3），需要立即維修。ERF 曲線下方的點表示缺陷是可接受的。同時利用壓力圖模擬計算清晰地顯示了設計壓力（6.6 MPa）、MAOP（6.6 MPa）以及缺陷處最大安全壓力之間的關系，缺陷處最大安全壓力遠遠大于管道做大允許操作壓力（見圖4）。

根據以上評價結果結合美國維護維修標準PRCI管道維修手冊。當金屬損失深度超過正常壁厚的80 %時，就可能導致泄露，需要立即維修。本次檢測結果均小于30 %，而且通過模擬計算得出缺陷處最大安全壓力遠大于管道最大允許壓力，因此對于金屬損失點不予立即進行維修應采取監控管理，對于壁厚損失較大的點，建立檢測點定期進行壁厚檢測。目前長北項目在北干線已經設立了4 個壁厚檢測點，用于監控管線薄弱點的壁厚變化。

2.2 外檢檢測結果評估及缺陷管理

在使用外檢檢測技術時，為了使檢測效果發揮最佳效果，采用PCM 和ACVG 聯合檢測。通過對檢測結果進行分析，對防腐層質量進行評級（見表2）。

外防腐層質量評價為“優”的有79.121 km，占總檢測管道的75.1 %；評價為“良”的有11.432 km，占總檢測管道的11.29 %；評價為“可”的有5.919 km，占總檢測管道的5.85 %；評價為“差”的有7.291 km，占總檢測管道的7.2 %；評價為“劣”的有0.562 km，占總檢測管道的0.56 %。

TPO 北干線 和榆2 支線部分管道PCM 電流衰減明顯，防腐層有多處破損點，防腐層整體質量評價等級為差（見圖5，圖6）。

圖3 南干線ERF 曲線圖

圖4 南干線壓力圖（壓力與檢測里程）

表2 管道外防腐層質量分類標準

表3 防腐層等級較差統計表

表4 對應防腐層等級應采取的措施

檢測結果中防腐層破損點共發現310 處，平均每公里3.06 處，其中干線199 處，支線111 處。具體分布情況（見圖7）。

通過防腐層質量評價結果和防腐層破損點統計結果發現C6 支線、C1 支線、TPO 干線和榆二支線等四條支干線的防腐層完整性較差。選取C6 支線、C1 支線、TPO 干線和榆二支線共10 個破損點進行開挖驗證，結果表明其中有7 處外防腐層破損是由物理損傷造成，占開挖點總數的70 %；有3 處是防腐層施工質量問題造成，占開挖點總數的30 %。根據防腐層質量評價等級結合現場制定以下維修策略（見表4）。

圖5 TPO 北干線TPO05+2 601 m 至TPO06+834 m PCM 電流衰減圖

圖6 榆2 支線04+861 m（榆總）至03+126 m PCM 電流衰減圖

圖7 長北長輸管線防腐層破損點分布圖

3 結論及建議

（1）此次通過天然氣集輸管線內檢技術和外檢技術的檢測結果基本掌握了長北集輸管線的現場情況，評價結果進一步表明集輸管線完整性狀況良好。但是部分管線存在缺陷需要進行整改和監控。

（2）完整的評價結果能夠幫助作業者優化管道缺陷管理，使得管道管理更加準確的側重于薄弱點，降低管道事故概率。

（3）長北項目部目前將智能清管技術（漏磁檢測技術）只應用于南干線、北干線及北北干線，但是TPO 北干線尚未使用。由于TPO 北干線服役期較久，外檢技術已經發現其防腐層完整性遭到嚴重破壞，為了徹底了解TPO 北干線的可靠性，排查隱患，因此建議對TPO 北干線盡快實施一次智能清管。

（4）針對此次采取的評價方法有它的局限性。它對于前期收集缺陷數據所使用方法可靠性要求較高，如果所選用的方法收集的數據不完整或者不準確，那么評價結果有可能會誤導作業者作出錯誤的維修策略，結果導致事故概率上升和維修費用增加，所以在選擇檢測方法上一定要滿足需求。

（5）通過對C6 支線、C1 支線、TPO 干線和榆二支線檢測點的開挖結果說明70 %的防腐層破損點是機械損傷造成，機械損傷是長北集輸管線最大危險因素，建議第一在施工期間注意施工質量，避免對管道防腐層的傷害；第二加大巡檢密度，將PM 工單的周期由每季度一次調整為每月一次，同時將管線地面標識加密埋設。

［1］ 嚴大凡，文永基，董紹華.油氣長輸管道風險評價與完整性管理［M］.化學工業出版社，2005.

［2］ 何仁祥，秦永勇，劉長征.油氣管道檢測［M］.中國石化出版社，2009.

［3］ 張增剛，李繼志.基于概率論的油氣管道腐蝕安全評估與維修優化［J］.天然氣工業，2010，30（4）：91-95.

［4］ 楊雪梅，李國興，陳建民，劉志剛，劉玲莉，葛艾天.埋地鋼質管道外防腐層修復技術規范［M］.北京：石油工業出版社，2004.