RBI风险评价技术在煤层气田某站场的应用*

赵 森，宋瑞明，乔佳宝，李振金，翟 明，陈保中

（1.中国石油工程材料研究院有限公司，西安 710077；2.中石油煤层气有限责任公司忻州采气管理区，北京100028）

0 前 言

我国自2010年在鄂尔多斯盆地东缘开展煤层气勘探开发工作，已建成一批用于煤层气集输和处理的站场。在此期间，煤层气站场管道完整性管理[1]工作仅以压力容器和工业管道的定期检验[2-3]的方式进行，对整个集输处理系统未进行全面风险评定，未制定相关方案配置。为提升煤层气田站内管道完整性管理水平，制定科学的方案配置，在煤层气田某站场开展基于风险检验（risk-based inspection，RBI）评价[4]及风险计算，对站场内在运行的工艺管道以及静设备所面临的失效概率以及失效后果进行了量化，通过对失效概率、失效风险相对较高的管道及设备进行失效研究，实现重大风险预警和失效智能诊断，达到智能化完整性管理。RBI评价技术的作用主要体现在对检验周期的调整优化和对维护的方案配置优化。

1 RBI评价技术

1.1 技术概念

RBI技术是发达国家通用的一种满足经济性和安全性的评价管理手段[5-6]。从广义上讲，RBI评价技术主要是解决设备实施可能出现的任何故障，发生故障的概率如何，故障导致的严重后果，如何根据这些潜在的故障进行有效的检测，以及如果需要检测，应该检测高故障部位的问题。

RBI评价技术具有有效地减少设备风险、提高检验合理性的作用，与传统的定期检验有着本质区别。定期检验主要以无损检测[7-8]、壁厚检测为主，检测结果过于依赖检测经验，不能够形成具体的模式，无法有效地分析出引起设备失效的具体原因，并造成资源浪费。

1.2 风险计算

风险计算可以表示为：风险=失效可能性×失效后果。

定性风险分析的失效可能性通过对以下6个因子的评估来确定：设备因子EF、损坏因子DF、检验因子IF、维修管理因子MCF、工艺因子PF、机械设计因子MDF。根据这6个因子的评估加权得分，按照总体的可能性因子将每个设备的失效可能性划分为5 个等级，分别为1、2、3、4、5。

失效后果为燃烧和爆炸后果，通过以下6个因子的等级来确定：化学因子CF、破坏量因子DQF、状态因子SF、自燃因子AF、压力因子PRF、安全防护因子CRF。根据这6 个因子的评估加权得分，按照总体的失效后果因子将每个设备的失效后果划分为5 个等级，分别为A、B、C、D、E。

煤层气田站场设备及管路系统各因子评分主要参考GB/T 26610.3—2014《承压设备系统基于风险的检验实施导则 第3部分：风险的定性分析方法》[9]，对站场设备及管路系统失效的可能性和后果进行赋值计算，结果见表1和表2。

表1 设备及管路系统失效可能性赋值计算表

表2 设备及管路系统失效后果赋值计算表

把设备和管路系统失效可能性等级和失效后果等级按照组合后的级别填入（5×5）的风险矩阵内，划分相应的风险等级。失效后果风险等级如图1所示。

图1 设备和管路风险评定矩阵图

通过图1 可以看出，压缩机和压缩机出口埋地管道的风险为中风险，处理系统设备和管路系统大部分为中低风险，这是因为压缩机属于动设备，其振动和高温容易引起设备损伤，埋地管道受到压缩机出口温度和振动影响，土壤和降雨等会加速防腐层老化损伤，导致管线腐蚀，且根据历史数据调研，该埋地管道有外腐蚀损伤历史，故失效概率相对较高。三通弯头等部位容易受到输送介质的冲刷腐蚀[10]，故失效风险较高。因此开展三通弯头部位的内腐蚀研究和压缩机出口埋地管道的外腐蚀[11]研究尤为重要。

2 实物验证

2.1 内腐蚀研究

根据失效可能性和失效后果评估结果，对于失效概率相对较高的弯头进行内腐蚀研究，计算腐蚀速率，掌握弯头壁厚减薄情况。将现场L245N钢弯头加工成矩形挂片试样，工作面依次用200#、400#、600#、800#水砂纸打磨，并用丙酮清洗除油、冷风吹干然后置于干燥器中，24 h后取出装入现场采集的水样中，通入预先配好的混合气体，设置CO2分压0.008 MPa、温度40 ℃、腐蚀168 h，腐蚀完毕后用蒸馏水清洗干净，无水酒精除水后烘干计算腐蚀速率，腐蚀速率为

式中：v——平均腐蚀速率，mm/a；

g——试样的失重，g；

γ——材料的密度，7.8 g/cm3；

t——试验时间，d；

S——试样面积，mm2。

在集气站采出流体介质中，L245N钢试样处于气相环境时，均匀腐蚀速率为0.033 mm/a；L245N钢试样处于液相环境时，液相试样均匀腐蚀速率为0.105 mm/a，依据NACE 标准RP-0775—2015对腐蚀程度的规定，在两类环境中，L245N钢试样腐蚀速率属于中度腐蚀速率。

采用去膜液对腐蚀试样处理后进行宏观观察，如图2所示。从图2可以看出，试样未见局部腐蚀及点蚀痕迹。经分析，稳定的流体介质未能造成集气站内管道系统内腐蚀，后续工作重点可将处理系统和管路系统之间的弯头、三通、大小头的壁厚通过超声波壁厚检测装置[12]进行定期监测。

图2 腐蚀试样宏观形貌

2.2 外腐蚀分析

根据失效可能性和失效后果评估结果，对失效风险相对较高的压缩机出口埋地管道进行开挖验证，此处管段为环氧煤沥青加强级防腐[13]，管段运行压力为0.8～1.3 MPa，埋深为0.6 m，管道运行温度为120 ℃。检验发现埋地管段防腐层破损周围存在弥散型腐蚀坑，腐蚀产物呈红色，防腐层未完全损坏处管壁未见明显腐蚀。采用 ARL 4460 直读光谱仪对所取试样进行化学成分分析，结果见表3，化学成分满足GB/T 9711—2017[14]要求。

表3 压缩机出口埋地管道试样化学成分

采用SHT4106材料试验机对所取试样进行拉伸性能检测分析，结果见表4，拉伸性能满足GB/T 9711—2017标准要求。

表4 压缩机出口埋地管道试样拉伸性能

采用OLS4100激光共聚焦显微镜、MEF4M金相分析系统对压缩机出口埋地管道母材进行晶粒度检测及组织分析，金相组织分析见表5，金相组织结构如图3所示，检测结果无异常。

图3 压缩机出口埋地管道母材组织

表5 压缩机出口埋地管道母材金相组织分析表

采用 XFORD INCA350 能谱仪对腐蚀坑内物质进行分析，腐蚀产物形貌如图4所示，能谱分析结果如图5 所示。腐蚀产物成分主要元素为Fe、O、C等，试样腐蚀坑处Fe、O比例为2.0%～2.4%，Fe、O比例接近Fe2O3，结合管道运行温度120 ℃，超出环氧煤沥青防腐适用范围，分析为高温导致防腐层失效[10]，使钢管暴露于含水、氧的土壤坏境下，从而发生了氧腐蚀[15]。

图4 压缩机出口埋地管道腐蚀产物形貌

图5 压缩机出口埋地管道腐蚀产物能谱分析

3 结束语

通过对煤层气田某站场内工艺管道及静设备的RBI评价及风险计算，发现站场压缩机系统和进站汇管弯头失效概率、失效风险相对较高。并对进站汇管弯头和压缩机出口埋地管道腐蚀情况进行分析，发现站内弯头试样处气相环境时，均匀腐蚀速率为0.033 mm/a，处液相环境时，均匀腐蚀速率为0.105 mm/a，均属中度腐蚀速率，后续工作可对弯头定期进行壁厚腐蚀检测。压缩机出口埋地管道原始防腐层受高温和震动影响失效，潮湿环境下，氧腐蚀导致管壁存在弥散型腐蚀坑，需及时更换耐高温、粘接力好的防腐层，以阻止管壁继续腐蚀。RBI风险评价技术在站场的应用可为煤层气田站场管道完整性管理工作提供借鉴，从而针对性地制定风险消减方案配置，达到站场安全运行的目的。