天然气长输管道泄露原因分析及处理方法

刘晓楠

摘 要：现如今，随着我国经济的快速发展，城乡经济水平不断提高，天然气已经得到了大规模普及，长输管道工程项目的数量不断增加，但受到多方面因素的影响，经常会出现泄露问题。因此，针对长输天然气管道泄漏问题展开探讨，在概述了泄露原因后，提出具体的抢修处理技术，以及泄露检测技术，尽可能降低泄露带来的负面影响。

关键词：天然气;长输管道;泄露原因;处理方法

管道是我国油气运输的主要方式，随着需求的变化，天然气油气管道整体长度不断增长。对于长输管道来讲，管理过程中最常见的问题是泄露，一旦泄露严重，那么将造成巨大的安全问题，对生命财产安全将产生巨大的威胁。由此来说，本文着重探究天然气在传输过程中出现的管道泄漏等问题，针对该问题的成因及测定方式进行剖析，提出有效的指导意见。

1 石油天然气长输管道泄漏原因概述

1.1 施工原因

管道施工环节中由于影响因素较多，如果未能有效把控就会导致质量无法满足预期要求，出现泄露等问题。从具体因素来看，主要有以下几个方面：其一，材料选取不规范，实际进行管件材料的选取工作时，常常会出现以次充好的情况，致使材料性能同方案要求出现严重偏差;第二，焊接处理不充分，造成焊缝无法达到设计标准，出现质量问题;第三，管道配套的保护体系未能落实到位。通常会面临保护不完善、配重不达标等情况。综合以上影响因素来看，均会对管道质量造成严重影响，遗留安全隐患。

1.2 焊接技术

焊接操作如果无法达到设计需求，就会直接影响到管道质量，出现泄露等问题。例如，焊接补口位置一旦质量未能达到标准，土壤中腐蚀元素的影响程度就会上升，出现错边等缺陷。此外，管道如果长期运行，外部压力指标会逐步升高，一旦超过临界范围，就会发生破裂等问题。

1.3 阴极保护失效的原因

作为基础的保护方式，阴极保护体系主要是遵循电化学腐蚀理论，有效弥补防腐层存在的不足，可以进一步延长管道的生命周期。期望真正发挥出阴极保护的效用，就应当确保管道的绝缘工作落实到位，同时表层防腐漏点处于可控区间。除此以外，还需要对阴极保护体系进行定期检修，并对系统性能进行测定。为了确保阴极保护体系可以稳定的发挥作用，就应当为系统提供持续的电能。而一旦电能供给由于某种原因出现中断，就会导致阴极保护失效。如果无法及时处理，就会加剧管道的腐蚀程度，提升泄露风险

2 长输天然气管道泄漏处理措施

2.1 换管法

换管处理通常适用于管道出现破损或无法修复的情况，基本原理如下：第一，需要判定管道实际的破损程度，明确需要切除的范围;第二，确定焊口位置，焊口通常位于切除位置的1.2m区间中;第三，预先备好新管，应当保证新管的长度参数稍大于旧管，便于后期的焊接处理;第四，进行旧管和新管的衔接处理，角度应当保证在60-70范围内，同时利用钙基脂进行端口封堵。最后一步的操作中，钙基脂添加位置要超过管口400m以上，并且确保材料密封性能达到设计标准，防止出现热熔等问题。

2.2 管卡修复法

解决管道泄漏问题时，不仅可以采用换管处理，还可以借助管卡修复的方式，该方式大多适用在由于腐蚀时间过长导致的管道破损。实际的处理步骤如下，借助由金属板条搭建的卡箍进行腐蚀位置的优化处理，将卡箍紧固在出现腐蚀问题的位置，由此来解决管道泄漏。但是管道破损程度较高，安装卡箍后未能解决泄漏，就需要及时换管。

2.3 其他修复法

从目前的发展来看，技术水平快速提升，越来越多的涂料出现在市场之中，更好的解决了管道泄漏问题。当前主流的涂料为无溶剂双组分环氧模式，该涂料成本投入较低且操作方便，但在使用过程中需要把控好外部条件：①操作环境中的温度参数需要小于露点温度3℃;②进行涂敷加热处理时，温度最大值不得超过60℃;③保证现场环境中不存在污染杂质。针对某天然气管道在发生泄漏问题后完成的修复处理进行分析，当补口位置的预处理操作结束以后，方可进入到后续的处理环节。由于涂敷操作是修复过程中最为核心的操作步骤，在实际涂敷之前应当确保管道外表面不存在任何杂质和污染源，同时要在去除密封膜后的10min内完成涂敷处理且保证漆面厚度满足要求。除此以外，还应当针对修复的实际效用进行测定，以此来保证优化处理符合预期目标，防止出现二次泄露的风险。

2.4 内部检测方式

对于内部测量来说，主要包括以下几种方法波测量、流量平衡以及实时瞬态模型。其中波测量模式还能够细化为负压波和声波两种类型。由于天然气具有的独特性，致使实际的泄漏检测存在诸多限制。其中负压检测模式在压力指标传输时可能存在误差，导致无法有效解决长距离天然气的泄漏问题。目前声波检测是主流的方式之一，一旦管道存在泄漏问题，天然气就会在压力的作用下汇聚到泄露位置。整体来看，气体在运动过程中会和管道高速摩擦，从而引起振动并通过声波完成扩散。声波检测本质上就是在管道两侧加装传感设备，实时监测声波信号，便于后续的分析处理。对于声波检测来说，不管是检测效率还是检测精度，均有良好表现。从实际管道来看，某些小型泄漏也需要引起重视，防止出现瞒报或误报的问题。流量平衡和实时瞬态模型在管道检测时也发挥出重要作用，但前者检测效率较低，且无法准确判定泄漏位置。而后者在使用过程中又需要加装额外的传感设备，虽然准确率较高，但加大了成本投入。综合检测效率和检测精度来看，声波检测仍然是最优选择。

2.5 外部检测方式

外部检测主要包含有以下几种模式：巡查、光纤温度测定等。对比来看，光纤温度测定具有更好的检测效果，同时精确度更高。但从实际应用来说，还难以大规模开展，主要是因为成本投入较大且检测系统维护难度较高。在泄漏问题尚不严重的情况下，光纤测定的数据同实际偏差较大。不仅如此，有些装设光纤的天然气管道系统并非是服务于泄漏检测，所以难以真正发挥出检测作用。由于光纤温度测定需要在待测管道周围合理设置三个光纤位置，由此来满足检测的精确度要求，便于防范事故。巡视检测基本上是通过人工检查管道的运行工况，随着科學技术水平的不断提升，信息系统化进程逐步加快，巡视检测中融入了更为先进的设备，进一步优化检测效率。例如，某些区域在检测过程中借助无人机和信息系统搭建起完备的智能人机巡视体系，通过无人机有效测定山区、海洋等特殊位置的管道工况，更好的排查可能存在的风险隐患，并进行模拟定位。技术人员根据系统提供的数据参考，及时修复系统缺陷，防止事故扩大化，保证管道的寿命周期。

2.6 人工巡检

人工巡检作为日常检测中最基本的方式，需要派遣专业技术能力达标且工作经验丰富的人员完成，配合辅助设备测定管道工况，通常需要测定管道中的油气指标、土壤参数、污染程度以及气味等，综合各项指标来判定是否出现泄漏并选定泄漏区域，人工巡检结果的可靠性较高，能够准确划出问题区域，在差异化的地质因素和环境条件中均能发挥出应有作用。但不可否认，该方法检测效率较，无法满足实时需求，甚至会存在误判、漏判问题。此外，检测过程中会受到外部条件的影响。由此来说，应当结合具体情况选取最佳方式。

3 结语

总的来说，天然气管道在运行过程中要把控好泄漏问题，做好相应的检测维护工作，避免造成难以弥补的亏损。本文主要针对可能造成管道泄漏的因素进行探究，给出对应的检测方式，期望更好的完成管道测定，为管道运行奠定稳固基础。

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