气田集输系统安全性量化分析

2019-05-29杨锦林李连群

油气田地面工程 2019年5期

杨锦林李连群

1中国石化西南油气分公司采气一厂

2新疆油田公司风城油田作业区

天然气属于易燃易爆物，天然气开采属于重点防火防爆行业，随着安全技术规范的全面发布，各个气田普遍存在采气、集气工程建设项目安全距离不足的问题。产生安全距离不足的原因多种多样，有的是早期地面工程建设不规范造成的遗留问题，有的是场内地面工程改建、扩建、工艺调整而引发的；但是检查出安全距离不足是否需要整改以及怎么整改，则成为很多采气生产单位棘手的问题。在油气管道建设的安全保证方面，各国理念也不相同。欧美国家的原则是严格控制管道集气构建的强度和严密性[1]，用控制管道的强度来确保管线系统的安全，因此美国ASME B31.1—2016《动力管道》和加拿大CSA Z662—2007《油气管道系统》都没有对管道与建筑构物的距离做出规定。加拿大Alberta省能源保护委员会（Energy Resources Conservation Board，ERCB）针对含硫化氢天然气集输管道公众安全防护距离分级标准制定了专门规定，含硫化氢管道，只要其硫化氢泄漏量小于300 m3，管道两侧搬迁距离满足管道建设用地即可[2]。国内现行业标准既在一定程度上考虑了管道强度系数，也考虑了安全距离。

管道一旦出现不符合标准规范的安全距离，如何评价管道的安全性，目前没有统一的规定，而按照风险分析的一些方法（如天然气扩散高斯模型、喷射火危害模型、蒸气云爆炸模型[3-4]），都存在一些假设条件，参数多、取值难，不适合大多数生产企业的现场应用。按照这些模型的计算结果，安全距离通常很大[5-7]，现场整改几乎无法实施。国内也有一些学者认为，单纯靠距离防护，不能从根本上消除风险[8]。因此，本文从管道工况压力变化、壁厚余量、天然气流量、安全距离等安全因子方面，综合地提出量化安全系数Fs的方法，并结合泄漏扩散试验成果，分析了出现安全距离不足问题的整改必要性。

1 安全性系数

天然气管道的安全距离是基于管道泄漏火灾或者爆炸的假设提出的，国内有很多文献对天然气火灾危险性[9-10]、安全距离的有关规定进行了分析研究，但很少有对工况变化后的安全性进行分析研究的报道，更没有量化评价安全性的文献。

在地面建设项目中，管道的安全性通常由4个环节予以保证：①设计时充分考虑强度设计系数；②管道壁厚选择时，根据成品管道的规格，通常选择管道壁厚大于设计计算壁厚；③管道建设期间进行强度试压和严密性试验；④实际运行中，随工况环境的变化，管道运行压力远远小于设计压力。

根据GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》[11]中壁厚计算公式进行管道壁厚设计时，要参考所在地区等级选择强度设计系数。强度设计系数介于0.4～0.8，也就是说，通常在管道设计时，计算管道强度是所需管道强度的1.25～2.5倍。

式中： δ为管道设计壁厚，mm； p为设计压力，MPa； D为管道外径，mm； σs为钢管标准规定的最小屈服强度，MPa；φ为焊缝系数；F为设计强度系数；t为温度折减系数，当温度小于120℃时，取值1.0。

在具体选择成品管道时，管道壁厚并不完全与计算壁厚一致，通常做法是选择大于并最接近计算壁厚的管道。例如川西气田某集气管道，管径为273 mm，钢级为20#，压力为4.0 MPa，直管计算壁厚为5.57 mm，热煨弯头计算壁厚为5.88 mm，在设计时选择7.0 mm的壁厚。这相当于在设计强度系数取值的基础上，进一步增加了管道强度。

除此以外，多数管道在实际投入运行后，实际运行的压力、输气量都会小于设计压力和设计输气量，但如何量化评价安全距离不足引起的风险严重程度是一个比较棘手的问题。为此提出一个安全性系数Fs的概念，将其定义为运行工况安全性与设计安全性的比值，公式表示为

式中：Fd为距离因子，即实际安全距离与标准规范要求距离之比；Fp为压力因子，即设计压力与实际运行压力之比；Fδ为壁厚因子，即管道实际壁厚与设计壁厚之比；Fq为流量因子，即设计流量与实际流量之比，反映危险物质量的因素。

按照规范设计要求Fs=1，如果实际运行中安全距离小于规范的要求，即距离因子Fd＜1，安全风险将增加，只有通过降低运行压力，使管道壁厚大于设计计算壁厚，降低管道介质流量，管道的安全性才能有所改善。因此按照公式（2），如果Fs＞1，表明安全性提高了，距离不足的问题可以不做整改；如果Fs＜1，安全性则降低了，应进行整改或采取其他更经济的控制措施来降低风险。

将公式（2）中各个因子变换为可以实际测量的参数，安全系数Fs可以表达为

式中：Ld、Lf分别为规范中的设计安全距离、实际工况安全距离，m； pd、pf分别为管道设计压力、实际运行压力，MPa； δd、δf分别为管道设计壁厚、实际壁厚，mm；qd、qf分别为管道介质设计流量、实际流量，104m3/d；

利用公式（3）可以量化计算出安全距离不足时，实际运行工况下和标准设计情况下建设项目的具体安全状况。

2 天然气泄漏扩散距离

气田地面建设项目设置安全距离的主要目的是防止天然气泄漏后引发爆炸，避免火灾事故危害人员生命及财产。引发火灾、爆炸事故的条件是天然气浓度（体积分数，下同）达到火灾爆炸下限或遇到明火。文献[3]指出，部分规范的安全防护距离的确定缺少理论研究的支撑和实践的验证，凭经验确定的情形较多，各国安全防护距离的规定差异也较大。

中石化西南油气分公司天然气泄漏扩散距离试验研究正是以此为目的，2016年10月建设500 m管道专门研究天然气泄漏扩散距离（图1）。试验井天然气生产率为0.6×104m3/d，下游管网输气量为6×104m3/d。

图1 泄漏试验现场管道布置Fig.1 Pipeline photo of general leak test site

试验采用2种方式观察天然气扩散：一是以泄漏点为中心，在各个圈层布设可燃气体检测仪，检测可燃气体浓度；二是应用气体成像仪，观察气体扩散云图（图2）。

图2 天然气泄漏扩散云图Fig.2 Natural gas leakage diffusion cloud

2.1 地面管道正上方泄漏

试验用针型阀控制泄漏速度，用气体成像仪和各圈层可燃气体检测仪研究泄漏速度与扩散范围的关系。气体成像仪可直观地反映出天然气泄漏扩散的形态、过程。从拍摄的泄漏天然气云图可以看出，地面管道正上方发生泄漏时，泄漏速度比较小时泄漏点根部的扩散范围大于泄漏速度较大时根部的扩散范围（图2），与可燃气体检测仪检测结果一致。

从可燃气体检测仪检测的数据（表1）可以看出，当泄漏速度小于或等于0.2×104m3/d时，地面高度2.0 m之内（下同）、平面上8 m范围内可以检测到可燃气体。当泄漏速度继续增大，地面扩散范围逐步缩小，当泄漏量大于1×104m3/d时，5 m范围以外已不能检测到泄漏气体。

表1 地面管道泄漏速度与可燃气体检测仪检测结果Tab.1 Leakage velocity of surface pipeline and detection results of flammable gas detector

2.2 地面管道侧向泄漏

将泄漏孔开向侧面，与地面夹角小于15°，模拟管道侧向泄漏。可燃气体检测仪检测的数据（表2）表明，泄漏速度越大，扩散范围越小，最大扩散距离可以达到10 m。

表2 管道侧向泄漏速度与可燃气体检测仪检测结果Tab.2 Leakagevelocityofpipelinesidedirection and detection resultsofflammablegasdetector

2.3 埋地管线泄漏扩散范围

埋地管道泄漏试验中泄漏速度与可燃气体检测仪检测数据（表3）表明：在8 m范围内，地面检测天然气浓度与泄漏速度呈正相关关系；泄漏速度在1×104m3/d的范围内，埋地管线的扩散范围与泄漏速度呈正相关关系，最大可扩散至17 m，当泄漏速度达到1.1×104m3/d时，埋地管线的覆土被完全冲破，泄漏模式与地面管线泄漏一致。

表3 埋地管道泄漏速度与可燃气体检测仪检测结果Tab.3 Leakage velocity of buried pipeline and detection results of flammable gas detector

从表1～表3数据可以看出，无论泄漏速度大小，在5 m以外可燃气体最大浓度都小于天然气爆炸下限（5%），地面管道侧向泄漏的最大扩散距离为10 m，埋地管道泄漏的最大扩散距离为17 m。因此，站场内管道采用地面敷设，更有利于观察泄漏和控制扩散范围。地面管道安全防护距离可以参考其最大扩散距离。

3 风险削减措施

3.1 风险削减判断

根据前面的泄漏试验成果和安全系数量化计算结果，可以对安全距离不足问题是否需要整改和如何整改进行判断（图3）。图3所示技术路线，既充分考虑到整改的经济性，也考虑到整改的必要性，同时也能兼顾整改的实施难度。

图3 风险削减判断技术路线Fig.3 Technical line of risk reduction judgement

3.2 具体措施

风险削减具体措施主要是从降低事故发生的概率和降低事故危害后果严重性两个方面进行。

降低事故发生概率是指加强管道强度、加强预警及采取预防性的措施，包括：①改建管道，增加壁厚提升安全系数；②降低管道运行压力；③加强禁火并采用防爆电器；④管道定期检测与维护维修，提升泄漏预判水平。

降低事故危害后果严重性是指假设泄漏发生后，快速处置和避免人身伤害发生的措施，包括：①降低管道输送量；②增加可燃气体检测仪，与检测机构连锁；③将埋地管道改地面敷设，使扩散距离更小，地面扩散最大为10 m；④增加安全距离以达到规范要求；⑤密闭和受限空间改造为露天环境，避免天然气聚集；⑥增加防爆隔离墙等。

4 现场应用

2015年川西气田安全检查中，SF气田MP53增压脱水站检查出4项安全距离不足（表4）问题，每一处整改都具有极大的难度，按照本文的评价方法和规范准则，对4项安全距离不足问题进行风险分析（表5）。

从表4和表5可以看出，1#计算安全系数Fs为3.8，结合泄漏扩散试验结果，该问题可以不做整改；2#～3#由于工况变化很大，井口装置设计运行压力35 MPa，实际运行压力0.6 MPa，压力因子达到58，计算安全系数Fs分别为196、164（采气树壁厚因子取1.0），这两项可以不进行距离整改；而4#虽然计算 Fs为2.36，但安全距离（2.5 m）与规范要求（12 m）相比少得太多，并且小于地面天然气泄漏试验扩散范围，建议进行安全距离整改以达到规范要求，或者空压机及其配电产品整改为防爆产品，并在空压机与天然气管道间增加可燃气体检测仪，提升预警预判及应急处置速度。