油气田在役管道高后果区识别与完整性评价方法

2020-02-27杨春林袁镜清张爱良宫彦双郝晓东杨云成

装备环境工程 2020年1期

杨春林，袁镜清，张爱良，宫彦双，郝晓东，杨云成

（1.塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000；2.中国石油规划总院，北京 100029）

随着石油与天然气的迅速发展，管道作为油气输送的重要通道和传输设施，存在着一定的安全风险。据统计，我国现有长距离油气输送管线 4.86× 104km，城市燃气管道10×104km 左右，其中有60%已进入事故多发期，潜在危险很大[1]。一旦管道发生泄漏，危及公众人身与财产安全，易对环境产生毁灭性损害[2]。管道完整性管理可将管道运营的风险水平控制在合理、可接受的范围内，通过完整性管理方法和手段对可能使管道失效的主要威胁因素进行检测、检验。据此对管道的完整性进行评估，最终达到持续改进、减少和预防管道事故的发生，经济合理地保证管道的安全运行。

油气输送管道完整性管理是指运营单位为保证管道始终处于安全、平稳、高效的状态下运行所进行的数据采集、高后果区识别及风险评价、检测评价（包括内检测、内腐蚀直接评价、外腐蚀直接评价、适用性评价等）、维修维护管理、效能评价等一系列活动。其中数据采集是开展后续分析评价工作的重要前提和结构基础。数据采集的完整性和有效性对于管道完整性评价的准确性和制定完整性管理相关决策至关重要。因此对油气田管道完整性管理中数据采集需求的研究具有重要的意义。文中根据油气领域各种行业标准、规范和技术导则对集输油管道、集输气管道运行期开展各类识别、评价工作（包括高后果区识别、风险评价、直接评价、适用性评价）的数据进行了梳理与分析，并提供了参考标准和要求，是管道完整性管理工作的重要基础，对后续完整性管理工作具有重要意义。

1 高后果区识别

在《中国石油天然气股份有限公司油田集输管道检测评价及修复技术导则》、《中国石油天然气股份有限公司气田集输管道检测评价及修复技术导则》中，对油气田高后果区识别工作进行了阐述，其基本工作内容包括：地区等级划分、根据识别原则进行高后果区识别、确定再识别间隔。

1.1 地区等级划分

与输油管道相比，GB/T 50253[3]、GB/T 50251[4]中关于集输油气管道在地区等级划分规定上存在一定区别。GB/T 50251 中阐明：在一、二级地区内学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方应按三级地区选取。关于地区等级的具体说明对照见表1。

表1 地区等级说明Tab.1 District level

1.2 识别原则

在集输油管道、集输气管道的高后果区识别工作中，除管道经过四级地区、三级地区这一判据外，集输油管道的关注区域范围门槛值为 50 m 和200 m，而集输气管道的关注点则为潜在影响半径的计算与特定场所的识别。由于集输油管道发生泄漏或失效后易对人类居住、自然环境、水源、交通运输设施、易燃易爆场所等产生不利影响，因此集输油管道两侧200 m 范围内存在户数≥50 户的村庄和乡镇、国家自然保护区（如湿地、森林、河口等）、水源、河流、大中型水库；两侧50 m 范围内存在高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所等；以及经过四级地区、三级地区时被识别为高后果区。因集输气管道一旦发生泄漏或失效后易引起爆炸等恶性安全事故，尤其对于特定场所（包括人员难以疏散的建筑区域和一年内≥50 天的时间里≥30 人聚集的场所）影响较大，因此对于管径D>762 mm 且MAOP（Max Allowance Operation Pressure，简称MAOP，即最大允许操作压力）>6.9 MPa 的管道、D<273 mm 且MAOP<1.6 MPa 的管道采用潜在影响半径界定相对安全区域范围，其他管道采用200 m的门槛值。具体说明如图1 所示。

1.3 识别间隔

根据Q/SY 1180.2[5]，识别间隔应满足如下几项：定期开展高后果区识别工作；识别间隔应≤12 个月；当一个地区的长期发展规划足以改变该地区的现有地区等级时，应按发展规划划分管道地区等级。

2 风险评价

风险评价的实质是按照风险的定义R=C×P（其中，R 为风险，C 为后果，P 为可能性，均无量纲），进行失效可能性和失效后果分级（或分值）计算，然后根据标准（如GB/T 27512[6]）进行风险等级的具体划分。文中重点研究关于地质灾害风险评价与第三方破坏风险评价的相关标准要求。

图1 高后果区识别原则Fig.1 Recognition principle of high consequence areas: a) oil collection and transmission pipeline; b) gas collection and transmission pipeline

2.1 地质灾害风险评价

依据GB/T 32167[7]第9.4 节所述：应遵循SY/T 6828[8]的要求，建立地质灾害风险管理程序；应根据地质灾害风险评价结果，采取针对性监测或工程治理措施。同时，在《中国石油天然气股份有限公司气田集输管道检测评价及修复技术导则》第5.1 节中对于地质灾害可能引起的失效提出以下几项指标：气田集输管道所经地形地貌；气田集输管道是否经过地质灾害敏感点区域（例如滑坡、地面沉降、地面塌陷的区域等）；是否存在水利工程、挖砂及其他线路工程建设活动；降雨是否容易引发地质灾害。同时，在第5.2 节中对于地质灾害可能引起的失效也提出以下几项指标：是否已识别灾害点、地形地貌、降雨敏感性、土体类型、管道敷设方式、人类工程活动、管道保护状况。结合SY/T 6828[8]中相关要求，就可进行地质灾害风险评价。

2.2 第三方破坏风险评价

关于第三方损坏风险控制，在GB/T 32167[7]第9.3 节提出：任何管道交叉处或管道中心线两侧5 m 内的施工活动都应纳入第三方施工管理程序；应与施工活动方建立联系，并签署管道保护协议，施工时管道企业有人现场监护；应参照风险评价报告的风险信息进行公众宣传等措施。同时，《中国石油天然气股份有限公司气田集输管道检测评价及修复技术导则》第5.1 节中对于第三方损坏可能引起的失效提出以下几项二级指标：气田集输管道沿线是否存在露管；巡线频率；气田集输管道沿线两侧5 m 范围内是否存在第三方施工；气田集输管道沿线两侧5 m 范围内是否存在违章建筑、杂物占压；气田集输管道沿线是否存在重车碾压且未采取相应保护措施；气田集输管道沿线标志桩、警示桩是否齐全；管道地面装置是否有效保护。另外，在第5.2 节中对于第三方损坏可能引起的失效也提出以下几项指标：埋深、巡线、公众宣传、管道通行带与标识、打孔盗气、管道上方活动水平、管道定位与开挖响应、管道地面设施、公众保护态度、政府态度。同时，基于管道敷设地区实际情况，存在可能的农耕操作对管道外防腐层以及本体产生的破坏，故有必要关注管道两侧5 m 范围内的农耕机具作业。

3 直接评价

直接评价的工作流程为预评价、间接检查、直接检测、后评价。直接评价按照关注的腐蚀区域分为内腐蚀直接评价和外腐蚀直接评价。

内腐蚀直接评价（Internal Corrosion Direct Assessment，简称ICDA）一般基于管输介质特点，分别按照 NACE SP0208—2008[9]、NACE SP0110— 2010[10]、NACE SP0206—2016[11]、NACE SP0116— 2016[12]进行液体石油、湿天然气、干天然气、混输管道的内腐蚀直接评价。评价过程中生成如下关键性数据：ICDA 可行性判断结果、ICDA 区域划分依据、ICDA 区域划分结果、最有可能发生内腐蚀的位置信息、最有可能发生内腐蚀的位置排序原则、直接检测采用的检测方法、选择直接开挖检测点的原因、直接开挖检测点的内壁腐蚀检测结果、剩余强度评价结果、剩余寿命预测结果、ICDA 再评价时间间隔、ICDA的有效性。

外腐蚀直接评价一般根据SY/T 0087.1—2006[13]和NACE SP0502-201[14]等标准进行。实际工作具体化为：敷设环境调查、腐蚀环境检测、防腐层检测、阴极保护有效性检测、开挖检测等。

4 适用性评价

适用性评价内容包括：管道剩余强度评价、管道剩余寿命预测、材料适用性评价。

4.1 剩余强度评价

当管道含有缺陷时，其强度会因不同缺陷情况而减小，因此对含缺陷管道的剩余强度评价就构成了管道完整性管理及其适用性评价的一个非常重要的方面。管道常见且需要进行评价的缺陷及推荐评价标准有：腐蚀缺陷（ASME B31G[15]、SY/T 6151[16]、GB/T 30582[17]和SY/T 0087.1[13]）、制造缺陷（SY/T 6477[18]、GB/T 30582[17]和ASME B31G[15]）、平面型缺陷（BS 7910[19]、SY/T 6477[18]和GB/T 19624[20]）、凹陷（SY/T 6996[21]）。

4.2 剩余寿命预测

根据危害管道安全的主要潜在危险因素选择管道剩余寿命预测方法。管道腐蚀缺陷的剩余寿命预测可按照 GB/T 30582[17]附录F 或其他技术规范及标准进行，如ASME B31G[15]、TSG D7003[22]。在剩余寿命预测中，关键的工作是对腐蚀速率的确定。确定的方式主要有如下几种：

1）在无法确定腐蚀开始时间时，用最大腐蚀深度÷服役时间；2）采用现场埋地检测片或管内挂片、探针的腐蚀速率监测结果；3）采用同等材质试片在同等工况下的室内腐蚀模拟实验获取的腐蚀速率；4）基于2 次内检测结果进行比对，确定腐蚀发展速率。

4.3 材料适用性评价

根据GB/T 30582[17]第7.2 节所述：材料适用性评价应在材料性能试验的基础上，开展化学成分、金相组织、力学性能、特殊服役条件评价等工作；输送石油天然气介质的管道材料适用性评价见 7.2.2 与7.2.3。在第7.2.2 节介绍了材料适用性评价项目需开展的材料测试种类与数量，在第7.2.3 节介绍了各种钢级材料对化学成分、金相组织、力学性能、特殊服役条件性能的要求。