油氣田埋地管道完整性檢測評價

摘要：隨著油氣田開采，管道應用越來越廣泛，部分管道投運時間長，運行條件苛刻，管道失效時有發生，造成資源浪費、環境污染和經濟損失。通過管道完整性檢測評價，可提前發現管道運行過程中存在的風險和缺陷，保障管道的安全平穩運行。文中介紹了完整性檢測評價的方法，以某條油田輸氣管道為例，采用完整性檢測評價方法，開展管道的數據收集、高后果區識別、風險評估及完整性評價，取得了顯著成果，為同類檢測評價工程提供參考。

關鍵詞：油氣管道;完整性檢測評價;內腐蝕直接檢測;內檢測

1引言

埋地油氣管道介質一般含水、H2S、CO2、CL-等，隨著管道服役時間的增長、外界土壤特性及地形沉降等因素的影響，管道產生腐蝕導致失效，造成環境污染或人員傷亡。本文主要介紹了管道完整性在油氣田埋地管道中的應用，為油氣田埋地管道完整性檢測評價工作提供參考。

2完整性檢測評價

2.1數據收集

管道數據來源包括勘察、設計、采購、施工、檢測、驗收、投產、運行、維護、廢棄等過程中產生的數據，還包括管道測繪記錄、環境數據、失效分析、應急預案等。管道運行期數據采集內容應包含管道屬性數據、管道環境數據和管道檢測維護管理數據以及歷史數據。

2.2高后果區識別

高后果區識別方法和分級準則，主要考慮的因素有地區等級、村莊及鄉鎮密集程度，周邊是否有公路、易燃易爆場所、國家自然保護區、特定場所以及水源地等[1]。現場實施過程中需要在數據收集的基礎上，結合管道現場情況，在現場對管道高后果區逐一進行分級，并采用GPS定位系統采集位置數據。同時識別出在這些高后果區內對管道安全運行造成威脅的主要原因，形成高后區識別記錄表和高后果區識別統計表。

2.3風險評估

埋地油氣管道的風險評估一般采用半定量風險評估方法[4]。工作內容主要包括管段劃分、失效可能性評價、失效后果評價和風險值計算。

管道區段劃分的原則是當相關數據出現重要的變化時插入分段點。綜合管道介質、壓力、溫度、規格、投運時間、介質腐蝕性、人口密度、防腐層狀況和地區等級要求等對管線進行區段劃分。

失效可能性分析從第三方破壞、腐蝕、設備（裝置）及操作和管道本質安全方面，針對埋地鋼制管道在役階段失效可能性進行評分。

失效后果評分主要從介質的短期危害性、介質的最大泄漏量、介質的擴散性、人口密度，沿線環境、泄漏原因和供應中斷對下游用戶影響等，針對埋地鋼制道失效后果進行評分。

風險值為失效可能性得分與失效后果得分的乘積，隨后依據標準中推薦的風險等級劃分辦法開展風險等級劃分。風險高的管段應在后續的檢驗檢測及運行維護過程中予以重點關注。

2.4完整性評價

完整性評價工作主要包括管道檢測以及適用性評價部分，目前油氣管道的檢測方法主要包括內檢測、外檢測以及耐壓試驗。所有的內檢測方法中，管道漏磁內檢測技術具有直觀性、準確性及快捷性，在國內得到了快速的發展以及認可[2]。

適用性評價是對含有缺陷或損傷的管道進行的一種評價，以確定在預期的工作條件下是否可以繼續安全運行。現場檢測工作結束后，應對發現問題的管道進行適用性評價，以確定管道許用工作參數、維修計劃與下次定期檢驗日期。適用性評價分為應力分析、強度評估、剩余壽命預測和材料適用性評價。

3檢驗中的應用

3.1管道基本狀況及數據收集

某油田管道于2014年9月投產，介質為含硫濕氣，管材L360NS，設計/運行壓力為12/8MPa，設計/運行溫度為60/30℃，規格為Φ323.9×10mm，全長約15.6km，采用3PE防腐，強制電流陰極保護系統，全線均達到有效保護。管道全線分布在沙漠地區，風沙大，晝夜溫差大，全年降水少，氣候干旱。

按照要求對數據進行收集整理，收集數據包括：管道中心線、陰極保護、管道設施、第三方設施、檢測維護、基礎地理、運行、管道風險和應急管理。

3.2高后果區識別

通過對該管道進行高后果區識別，共識別出3處高后果區，詳見表2。在高后果區設置明顯標識，加強高后果區的巡查巡護，保證巡線頻率，提升監護力度，同時加強宣傳和對第三方施工實施全過程的監督管理。

3.3風險評估

在整個管道完整性檢測評價的過程中，風險評估占據著決定性的位置，為管段的風險排序及下一步完整性評價工作奠定基礎。通過風險評估，能將管段按風險排序，從而將檢驗重點集中在高風險管段上，達到降低風險和減少檢測成本的目的[3]。結合數據收集結果和上次檢驗情況，預測內腐蝕為該區域埋地管道的主要失效原因，因其所處環境為干旱的沙漠，由外腐蝕引起的管道失效不占據主導地位。本次檢驗的管道區段劃分結果見表3，風險評估結果見表4。

3.4完整性評價

3.4.1評價方法確定

結合沙漠地區環境特點，對該管道進行了失效模式判別，該管道的主要失效模式見表5。

為了更加全面的掌握本管道的狀況，結合數據收集結果和上次檢驗情況，確定的檢測方法為內腐蝕直接檢測及內檢測的組合檢測方法[4]。

3.4.2內腐蝕檢測

本次檢測主要參照《Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines》NACE SP0110-2010的要求進行，檢測分為預評價、間接檢測、直接檢測和適用性評價等內容。

3.4.2.1預評價

預評價主要是數據收集及可行性分析。結果表明該管道基礎數據基本齊全，輸送介質為含硫濕氣，且氣液比大于5000，滿足標準的要求，符合開展內腐蝕直接檢測評價的條件。

3.4.2.2間接檢測

主要通過高程測繪、流場分析等，確定管道的易腐蝕點，為直接檢測位置確定提供依據。其中高程測繪采用PCM+及RTK現場采集數據，繪制管道的高程分布圖。流場分析內容主要是計算管道的臨界傾角，辨別管道中積水或者固體雜質的位置，確定最有可能發生腐蝕的區域[5]。通過計算得出管道實際傾角和臨界傾角，繪制管道傾角剖面圖見圖2。通過流場分析結果和管道傾角斷面圖確定內腐蝕可能發生的位置，從而確定開挖直接檢測位置見圖3。

3.4.2.3直接檢測

采用了管體外壁爬行漏磁+超聲波C掃描+超聲波測厚的組合檢測技術對開挖坑處的管道進了內腐蝕檢測。直接檢測結果與內檢測結果吻合。開挖檢測結果見表6。

3.4.3內檢測結果

本次內檢測主要參照《鋼制管道內檢測技術規范》GB/T 27699-2011[6]的要求進行，共計檢出147處金屬損失，金屬損失類型情況見表7，金屬損失程度情況見表8。

選取9處金屬損失程度大于20%wt的缺陷進行開挖驗證，開挖檢測結果與內檢測結果吻合。開挖驗證結果見表9。

3.5適用性評價

參照《含缺陷油氣管道剩余強度評價方法》 SY/T 6477-2017[7]中含體積型缺陷管道剩余強度評價方法進行剩余強度評價。依據《壓力管道定期檢驗規則-長輸管道》TSG D7003-2010[1]第二十條規定“對檢測中發現的危害管道結構完整性的缺陷進行剩余強度評估與安全評定”，選取9處本次檢測已驗證金屬損失程度大于20%wt的缺陷（包含金屬損失程度最嚴重的缺陷）開展剩余強度評價，評價結果見表10。根據計算結果此管道在目前工況下的最大允許工作壓力為8.35MPa，建議對管道缺陷進行監測并且不超過當前工況繼續使用。

4結束語

通過運用完整性檢驗手段，發現內腐蝕為該區域埋地管道的主要失效原因，因其所處環境為干旱的沙漠，由外腐蝕引起的管道失效不占據主導地位。由此得出在油氣田的生產管理過程中運用完整性管理的檢驗思路是行之有效的，但依然存在不足，譬如完整性管理貫穿管道的整個生命周期，需要大量及時且有效的數據信息作為基礎。然而，數據收集的過程耗費大量的人力物力和經濟成本，所以很難做到百分之百的數據完整程度。這將時是未來完整性發展需要補充和完善的方向，完整性檢測評價方法仍需不斷探索創新。

參考文獻：

[1]GB 32167-2015油氣輸送管道完整性管理規范.

[2]劉慧芳，張鵬，周俊杰，等.油氣管道內腐蝕檢測技術的現狀與發展趨勢[J].管道技術與設備.2008（5）：46-48.

[3]GB/T 27512-2011埋地鋼制管道風險評估方法.

[4]楊永，中建軍，張存牢，等埋地鋼制管道腐蝕直接評價方法[J].腐蝕科學與防護技術，2013（6）：535-538.

[5]GB/T 34349-2017輸氣管道內腐蝕外檢測方法.

[6]GB/T 27699-2011鋼制管道內檢測技術規范.

[7]SY/T 6477-2017含缺陷油氣管道剩余強度評價方法.

作者簡介：杜振環（1989-），男，工程師，主要從事壓力管道的檢驗工作。