復雜山區(qū)高含硫氣田集輸管道完整性管理探索與實踐

袁銀春 王 威 王小魏 張鳳霞 李 怡 李思強

（中石化西南油氣分公司采氣二廠，四川 閬中 673400）

0 引言

××氣田處于四川丘陵地帶，地勢起伏大，管道彎頭多、高程差變化大，存在著很大的泄漏、火災、爆炸等危險性。針對其特殊性，××氣田集輸管網(wǎng)采用改良的全濕氣加熱保溫混輸∕分輸工藝，及抗硫管材、緩蝕劑連續(xù)加注、陰極保護技術、智能清管技術聯(lián)合的防腐工藝，全方位保證酸氣管線安全運行［1］。

××氣田集輸管道已安全平穩(wěn)運行7 年，但因地處丘陵地區(qū)，自然災害頻發(fā)，同時地方經(jīng)濟發(fā)展迅速，第三方破壞日益嚴重。隨著氣田發(fā)展，現(xiàn)有的數(shù)字管理平臺功能單一，僅限于基礎數(shù)據(jù)靜態(tài)的收錄，無法對集輸管道的周邊信息、風險等級、安全隱患、檢驗評價和維護情況等進行統(tǒng)計分析，亟須探索出適用于××氣田集輸管道完整性的管理模式。本研究借鑒國內(nèi)外完整性管理理念及管理模式［2-3］，采用“6 步循環(huán)法”開展管道完整性管理。針對××氣田的實際情況，對集輸管道運行中面臨的風險因素進行識別和評價，通過監(jiān)測、檢測、檢驗等各種方式，獲取與專業(yè)管理相結(jié)合的管道完整性的信息，制定相應的風險控制對策，解決現(xiàn)有的問題，從而將管道運行的風險水平控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，探索出適用于××氣田集輸管網(wǎng)的完整性管理方法，保障了××氣田集輸管網(wǎng)安全平穩(wěn)運行。

1 集輸管道完整性評價現(xiàn)狀

管道完整性管理指對所有影響管道完整性的因素進行綜合、一體化管理。通過對運營安全因素的識別和評價，制定相應的風險控制對策，不斷改善識別到的不利影響因素，將管道運營風險控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，達到在經(jīng)濟合理的基礎上保障管道安全運行管理的目的［4-5］。

目前，國內(nèi)外完整性管理理念及管理模式，以“6步循環(huán)法”開展管道完整性管理為核心主線，在管理和技術兩個層面同時進行規(guī)劃［6-7］，包括：數(shù)據(jù)收集與整理、高后果區(qū)識別、風險評價、完整性檢驗評價、維修與維護、效能評價等6個步驟，具體如圖1所示。

圖1 6步循環(huán)法

2 ××氣田集輸管線完整性評價

2.1 數(shù)據(jù)收集與整理

數(shù)據(jù)包括基礎數(shù)據(jù)、運行數(shù)據(jù)、檢測數(shù)據(jù)、評價數(shù)據(jù)、維護數(shù)據(jù)等五大類［8-9］，其中基礎數(shù)據(jù)和運行數(shù)據(jù)如圖2 所示。依托EPBP 管理平臺，完成了全部已建集輸管道的基礎地理信息，包括海拔、GPS坐標、埋深等數(shù)據(jù)的錄入，其余運行數(shù)據(jù)包括腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)、陰極保護、腐蝕檢測結(jié)果、管道開挖檢測結(jié)果等通過建立相應臺賬來記錄。但目前仍存在腐蝕數(shù)據(jù)采集不規(guī)范、數(shù)據(jù)存儲分散、數(shù)據(jù)查找不方便等情況，××氣田搭建管道腐蝕基礎數(shù)據(jù)庫，把分散的多方數(shù)據(jù)進行整合納入統(tǒng)一的數(shù)據(jù)庫，實現(xiàn)管道腐蝕數(shù)據(jù)的集中高質(zhì)量管理及后續(xù)應用。綜合管道內(nèi)檢測、遠場應力檢測、陰極保護及干擾監(jiān)測，防腐層管理及歷史開挖修復等數(shù)據(jù)信息，實現(xiàn)管道腐蝕風險的在線評價與分級，同時為其他數(shù)據(jù)庫和系統(tǒng)提供數(shù)據(jù)調(diào)用接口，為管道完整性管理建設提供支持。

圖2 集輸管線數(shù)據(jù)類型

2.2 高后果區(qū)識別

高后果區(qū)是酸氣管道發(fā)生事故后，對周圍人員、環(huán)境等造成的損失及后果［10-11］，可通過計算失效后果來判斷。首先，按照擴散模型計算人員傷亡和財產(chǎn)損失面積，并計算出傷亡人數(shù)和直接經(jīng)濟損失。其次，將傷亡人數(shù)和直接經(jīng)濟損失換算成人員傷亡得分C1和直接經(jīng)濟損失得分C2，并按照式（1）確定失效后果得分。

總的失效后果得分為71～81 分，說明失效后果得分差異不大，即若發(fā)生事故，各區(qū)段人員傷亡、財產(chǎn)損失狀況基本相當。

2.3 風險評價

目前，××氣田集輸管道運行主要存在多種風險，如圖3 所示，主要包含三大類。①地質(zhì)災害風險?！痢翚馓锼釟夤艿劳窘?jīng)14 個鄉(xiāng)鎮(zhèn)、123 個村莊，每年6—9 月是××氣田發(fā)生地質(zhì)災害的高風險期，而地質(zhì)災害的發(fā)生常常伴隨著對站外酸氣管線的拉扯、橫推等張力，具有酸氣泄漏風險。②管道本體失效風險。××氣田建設過程中，大部分設備及管道均采用國產(chǎn)設備，酸氣集輸采用“抗硫碳鋼+緩蝕劑”工藝路線。因山地起伏，高差較大，部分酸氣管道實際流速低于設計值，站外酸氣管道低洼處底部積液，易造成管線腐蝕超標，增大了腐蝕穿孔、氫脆開裂的風險。③第三方破壞風險。工區(qū)內(nèi)酸氣管道途徑山地、農(nóng)田、道路、河流、村莊，地域范圍廣，蒼溪、閬中地區(qū)近年來經(jīng)濟發(fā)展較快，居民、地方政府開展的建設活動較多，氣田管道面臨著第三方施工破壞、農(nóng)民耕作損壞、安全距離內(nèi)違章占壓和根深植物損壞防腐層等風險，容易造成管道裸露、管道外部母材受損等傷害，增大了酸氣泄漏的風險。

圖3 油氣田管道常見失效風險類型

集輸管道的失效可能性評分通用模板包括第三方破壞、腐蝕、設備（裝置）操作不當和本體安全四個部分，相對風險值=（第三方影響評分+腐蝕影響評分+設計影響評分+誤操作影響評分）∕泄露沖擊指數(shù)，具體見式（2）。

式中：S31為第三方破壞得分；S32為腐蝕得分；S33為設備（裝置）及操作不當?shù)梅郑籗34為本體安全得分；β為泄露沖擊指數(shù)。

相對風險值得分為130.2～149.2分，具體如圖4所示，風險值得分差異不大，因此集輸管道的風險等級為中等風險，集輸管道失效可能性如圖5所示。

圖4 失效后果分數(shù)值

圖5 集輸管道的失效可能性

2.4 完整性檢驗評價

針對××氣田目前的三類主要風險，××氣田通過監(jiān)測、檢測、檢驗等方式，獲取管道完整性的信息，并對風險進行確認，制定相應的風險控制對策，以管控風險。

2.4.1 地質(zhì)災害方面。現(xiàn)有的地質(zhì)災害監(jiān)測系統(tǒng)主要監(jiān)測設備有北斗定位監(jiān)測、拉線式位移計、深部位移計、雨量監(jiān)測計、水位監(jiān)測計。所有設備均設置有一、二、三、四級預警值，在監(jiān)測設備出現(xiàn)監(jiān)測值超過預警值時，系統(tǒng)提供網(wǎng)頁平臺和手機短信實時預警。

2.4.2 管線本身方面。管線本身風險包括管道腐蝕風險和應力集中風險?！痢翚馓锔g防控手段包括：一是場站內(nèi)采用緩蝕劑連續(xù)加注的方式對場站酸氣管道進行腐蝕防控；二是場站外的酸氣集輸管線，采用緩蝕劑預膜來進行腐蝕防控，具體方式為采用腐蝕掛片、電阻探針及超聲波壁厚檢測來論證緩蝕劑加注量的合理性及壁厚情況；三是采用卡箍式超聲波在線監(jiān)測系統(tǒng)、場指紋技術來監(jiān)測站外管道壁厚，全方位管控酸氣管道的腐蝕情況。同時，通過建立有限元模型，在風險管道點布設應力應變監(jiān)測點，監(jiān)測管道的軸向應變，經(jīng)設置在現(xiàn)場的應變傳感器和數(shù)據(jù)采集工作站將監(jiān)測到的應變數(shù)據(jù)傳送到服務器。服務器端實時監(jiān)控數(shù)據(jù)，并對數(shù)據(jù)進行分析處理，對管道的力學狀況進行評判，對風險進行提示，及時做出預警信息，高風險時及時進行報警處理。

2.4.3 管線腐蝕檢測方面?！痢翚馓镒酝懂a(chǎn)以來，全面開展了酸氣管道智能清管檢測復檢工作，試產(chǎn)工程完成第三輪復檢，滾動建產(chǎn)工程完成第二輪復檢。酸氣管道的缺陷點隨管道的運行時長增加而增加的，通過智能清管漏磁和幾何檢測，及時發(fā)現(xiàn)管道的腐蝕及變形。

2.4.4 管線應力檢測方面。針對普光氣田環(huán)焊縫開裂事故，××氣田立即對143 km 集輸酸氣管線原始環(huán)焊縫射線底片進行復評，并對管道應力狀況進行模擬分析，及時發(fā)現(xiàn)不合格焊縫及高風險焊縫。2020 年，××氣田全面開展遠場應力檢測工作，并對應力集中風險點進行開挖驗證并釋放應力，防止應力集中對管線造成損傷。根據(jù)《油氣集輸設計規(guī)范》（GB 50350—2015）中的應力校核準則進行校核，在設計工況下，××氣田集輸管道各節(jié)點最大當量應力小于0.9倍最小屈服強度，滿足規(guī)范要求。

2.4.5 第三方破壞方面。第三方破壞主要采用管道智能管控平臺進行預防和管理，該平臺以無人機巡護系統(tǒng)為主導，光纖預警系統(tǒng)為數(shù)據(jù)接入端，利用傳感器獲取告警信息后通知巡護系統(tǒng)。利用無人機巡護系統(tǒng)，實現(xiàn)管道日常巡線，并在發(fā)現(xiàn)異常時，及時通知監(jiān)控中心，由監(jiān)控中心進行遠程控制、指揮，第一時間對管道外部入侵進行實時預警及泄漏事故做出快速應急反應。同時結(jié)合地質(zhì)災害檢測系統(tǒng)、分布式光纖泄漏監(jiān)測系統(tǒng)及管道應力應變監(jiān)測系統(tǒng)，實現(xiàn)管道泄漏與防護的實時監(jiān)測、及時預警、報警，有效提升油氣管網(wǎng)安全管控與防護能力，降低管道泄漏與破壞帶來的損失。

2.5 維修與維護

××氣田某支線集輸管道智能清管工作中，共發(fā)現(xiàn)金屬損失36 點位（金屬損失深度大于10%）。全部開挖驗證，開挖驗證準確度大于90%；共發(fā)現(xiàn)幾何變形10 點位，完成2 處開挖驗證，發(fā)現(xiàn)缺陷2 處，開挖驗證準確度為100%。對于大于20%的金屬損傷缺陷、形變大于0.6%的變形缺陷和焊縫褶皺缺陷，××氣田采用鋼質(zhì)環(huán)氧套筒補強與修護，如圖6所示。

圖6 集輸管道補強

2.6 管道完整性管理實施效果

按照《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》（GB 32167—2015）的要求，定期開展效能評價，確定完整性管理的有效性，采用管理審核、指標評價和對標的方法，根據(jù)指標體系的建立及××氣田的具體狀況，建立長輸管道完整性評價指標標準。研究表明，集輸管道完整性狀態(tài)總效能和長輸管道完整性管理過程總效能這2 個指標可以更加科學地對整個管理過程進行評價和分析。在推行管道完整性管理后，管道的安全性能增加，尤其是在預防腐蝕和第三方破壞方面效果明顯。

3 結(jié)語

川東北山區(qū)管道沿線地形地貌復雜多樣，地質(zhì)災害頻發(fā)，應急搶險難度大，國內(nèi)可供借鑒的管理經(jīng)驗有限。隨著《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》的實施，××氣田以建設“智能管道、智慧管網(wǎng)、數(shù)據(jù)完整性管道”為目標，積極探索××氣田川東北山區(qū)管道完整性管理模式，建立數(shù)據(jù)一體化系統(tǒng)，協(xié)同分析集輸管道情況。針對目前面臨的三類風險，建立空地一體化管控系統(tǒng)、引進先進技術管控腐蝕及識別第三方破壞，實現(xiàn)管道泄漏與防護的實時監(jiān)測、預警及報警，有效提升油氣管網(wǎng)的安全管控與防護能力，降低管道泄漏與破壞帶來的損失。