安超，鄭民君，劉洪濤，馮超，呂林林

（1. 中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆庫爾勒，841000）

（2.中國石油塔里木油田分公司英買采油氣管理區(qū)，新疆庫爾勒，841000）

（3.廊坊中油朗威工程項(xiàng)目管理有限公司，河北廊坊，065000）

（4.中國石油青海油田分公司管道處，青海格爾木 816000）

1 前言

2010年大連“7.16”輸油管道爆炸事故和2013年青島“11.22”輸油管道爆炸事故之后，管道安全管理受到國家、行業(yè)和公眾高度關(guān)注[1]。完整性管理是國外石油管道行業(yè)的通行公認(rèn)做法。我國長輸管道推行實(shí)施完整性管理，但油氣集輸管道還處于“事故后、被動(dòng)式維修”的階段，應(yīng)轉(zhuǎn)變?yōu)椤爸鲃?dòng)式預(yù)防”、“基于風(fēng)險(xiǎn)管理”的理念。為保障油氣集輸管道安全運(yùn)行，建立了油氣集輸管道完整性管理體系，重點(diǎn)闡述了完整性檢測與評(píng)價(jià)技術(shù)的要點(diǎn)和應(yīng)用情況。國內(nèi)油田開展試點(diǎn)研究和推廣應(yīng)用，消除了管道重大風(fēng)險(xiǎn)隱患，顯著降低事故率和維修費(fèi)用，對(duì)于提高集輸管道安全管理水平以及推動(dòng)完整性管理技術(shù)進(jìn)步具有重要意義。

2 研究技術(shù)路線

與長輸管道統(tǒng)一化、單一化不同，集輸管道特點(diǎn)是類型多樣復(fù)雜，例如中石油油氣集輸管道總長度35×104km，服役時(shí)間超過10年的老舊管道占比40%，部分位于人口密集區(qū)或者環(huán)境敏感區(qū)，或者輸送含硫、酸性天然氣等危險(xiǎn)介質(zhì)，管道安全管理難度大。解決集輸管道安全管理難題，首要是處理管道類型繁雜與有限的資金、資源配置之間的矛盾，分級(jí)和差異化管理是有效方法。針對(duì)集輸管道特點(diǎn)，按照設(shè)計(jì)壓力等級(jí)（2.5MPa、4MPa和6.5Mpa）和管徑（250mm、450mm），考慮管段長度、管輸介質(zhì)中酸性氣體比例、持液量和最大允許運(yùn)行壓力等進(jìn)行修正，管道劃分為三種類型，分別制定相應(yīng)的完整性管理策略，采用科學(xué)適用的檢測和評(píng)價(jià)技術(shù)：

（1）Ⅰ級(jí)管道和Ⅱ級(jí)管道設(shè)計(jì)等級(jí)較高，等同于長輸管道開展高后果區(qū)識(shí)別和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)，識(shí)別出的高風(fēng)險(xiǎn)管段應(yīng)制定檢測、評(píng)價(jià)和維修工作計(jì)劃。

（2）Ⅲ級(jí)管道實(shí)行區(qū)域性管理維護(hù)，加強(qiáng)管道日常維護(hù)、線路巡護(hù)和預(yù)防第三方破壞，保證防腐層系統(tǒng)完好以及陰極保護(hù)系統(tǒng)正常運(yùn)行，分析判斷管道腐蝕速率規(guī)律，實(shí)施管道維修修復(fù)，預(yù)防發(fā)生腐蝕穿孔泄漏。

3 集輸管道完整性管理體系

長輸管道完整性管理遵循的基本原則，收集管道歷史和現(xiàn)狀信息，識(shí)別管道建設(shè)和運(yùn)行期潛在危害因素，制定實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)減緩措施，控制管道失效概率在可接受準(zhǔn)則范圍內(nèi)。管道完整性管理是閉合循環(huán)模式，通過持續(xù)改進(jìn)提高，保證管道系統(tǒng)在生命周期內(nèi)始終處于可控狀態(tài)。長輸管道完整性管理的關(guān)鍵要素和工作流程基本適用于集輸管道，集輸管道完整性管理體系包括數(shù)據(jù)采集、高后果區(qū)識(shí)別、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)、檢測評(píng)價(jià)、維護(hù)維修和效能評(píng)價(jià)共六個(gè)流程模塊，見圖1。

圖1 集輸管道完整性管理體系

4 油氣集輸管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)

Ⅰ級(jí)管道和Ⅱ級(jí)管道等同參照長輸管道干線安全管理做法，執(zhí)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 7380-2017《輸氣管道高后果區(qū)完整性管理規(guī)范》，開展管道沿線重點(diǎn)區(qū)域高后果區(qū)識(shí)別工作。油氣田企業(yè)每年進(jìn)行1次Ⅰ類管道高后果區(qū)識(shí)別和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)工作。如管段占?jí)焊木€、管道附近進(jìn)口密度、地區(qū)等級(jí)發(fā)生變化，應(yīng)及時(shí)開展高后果區(qū)更新識(shí)別。

Ⅰ級(jí)管道和Ⅱ級(jí)管道位于一級(jí)或者二級(jí)地區(qū)是，可參照SY/T 6891.1-2012《油氣管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)方法第1部分半定量評(píng)價(jià)法》進(jìn)行半定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)。如Ⅰ級(jí)管道位于三級(jí)或者四級(jí)地區(qū)，參照SY/T 6891.2-2020《油氣管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)方法第2部分定量評(píng)價(jià)法》開展定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)，必要時(shí)進(jìn)行地質(zhì)災(zāi)害和第三方破壞風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)。

Ⅲ級(jí)管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)重點(diǎn)是失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)和腐蝕規(guī)律分析，實(shí)施區(qū)域性腐蝕控制，參照SY/T 6477-2020《含缺陷油氣管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)方法》，確定管道腐蝕速率、剩余強(qiáng)度和允許工作壓力，依據(jù)剩余壽命制定管道維修計(jì)劃。

5 油氣集輸管道檢測技術(shù)

識(shí)別為高后果區(qū)管道以及屬于高風(fēng)險(xiǎn)管段應(yīng)進(jìn)行檢測和評(píng)價(jià)，根據(jù)評(píng)價(jià)結(jié)論采取維護(hù)維修措施，保證風(fēng)險(xiǎn)程度處于可接受范圍。

5.1 管道防腐層檢測技術(shù)

管道防腐層檢測項(xiàng)目包括測試防腐層絕緣性能，測量防腐層破損點(diǎn)尺寸，確定管道陰極保護(hù)有效性，測試土壤腐蝕性及自然腐蝕電位，測試管-地電位，監(jiān)測雜散電流等。長輸管道防腐層檢測技術(shù)包括皮爾遜法（Pearson）、直流電位梯度法（DCVG）、管中電流測繪法（PCM）和密間隔電位測試法（CIPS）。集輸管道無陰極保護(hù)系統(tǒng)或外加電源采用PCM法；有陰極保護(hù)系統(tǒng)或外加電源采用DCVG法，重點(diǎn)區(qū)域選擇性現(xiàn)場開挖驗(yàn)證檢測結(jié)果。油氣集輸站場工藝管道防腐層檢測可采用非接觸檢測技術(shù)，例如瞬變電磁、SACT（應(yīng)力集中掃描）和磁力層析等技術(shù)。

5.2 管體缺陷檢測技術(shù)

中小管徑集輸管道選擇超聲波測厚儀和腐蝕坑深度測試儀。較長距離站間管道以及外輸管道選擇超聲導(dǎo)波技術(shù)和超聲相控陣技術(shù)。管體缺陷檢測評(píng)價(jià)類型主要是平面/體積型腐蝕缺陷、凹坑、裂紋和機(jī)械損傷等，檢測評(píng)價(jià)結(jié)論應(yīng)給出缺陷嚴(yán)重程度、修復(fù)優(yōu)先級(jí)排序和剩余壽命預(yù)測，制定管道缺陷修復(fù)計(jì)劃以及再檢測時(shí)間間隔。針對(duì)腐蝕缺陷剩余壽命預(yù)測較成熟，發(fā)展了基于電化學(xué)理論模型預(yù)測方法和基于內(nèi)檢測數(shù)據(jù)的預(yù)測方法。

5.3 管道內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)

國內(nèi)外已開展多種管道內(nèi)檢測技術(shù)的適用性研究，綜合現(xiàn)場檢測技術(shù)應(yīng)用和評(píng)價(jià)結(jié)果準(zhǔn)確性，集輸管道內(nèi)檢測宜采用管道內(nèi)腐蝕評(píng)估超聲波直接檢測和超聲導(dǎo)波檢測技術(shù)，即兩種方法相結(jié)合的方案。其他可選技術(shù)包括漏磁管道內(nèi)檢測、瞬變電測檢測技術(shù)（TEM）和NoPig檢測技術(shù)。

6 油氣集輸管道完整性評(píng)價(jià)技術(shù)

長輸管道發(fā)展趨勢是高鋼級(jí)、大口徑和高壓力，標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范強(qiáng)制要求新建長輸管道進(jìn)行內(nèi)檢測。Ⅰ級(jí)管道等同視為長輸管道，優(yōu)先應(yīng)用內(nèi)檢測技術(shù)，其次是壓力試驗(yàn)技術(shù)，最后是內(nèi)/外腐蝕直接評(píng)價(jià)法。Ⅰ級(jí)管道如存在河流穿跨越管段以及公路、鐵路穿越管段，應(yīng)開展專項(xiàng)評(píng)價(jià)。Ⅱ級(jí)管道和Ⅲ級(jí)管道結(jié)合防腐層檢測技術(shù)，以內(nèi)/外腐蝕直接評(píng)價(jià)為主。

針對(duì)完整性評(píng)價(jià)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，內(nèi)檢測技術(shù)可參考國外標(biāo)準(zhǔn)NACE SP0102-2010《管道內(nèi)檢測》和API 1163-2013《內(nèi)檢測系統(tǒng)產(chǎn)品認(rèn)證規(guī)范》。目前還缺少在役管道壓力試驗(yàn)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，可參考API RP1110-2013《輸送天然氣、石油氣體、有害液體、高揮發(fā)性液體或二氧化碳的鋼制管道的壓力試驗(yàn)》。外腐蝕直接評(píng)價(jià)方法包括四個(gè)過程：預(yù)評(píng)價(jià)、簡介檢測、直接檢查和后評(píng)價(jià)，國外已制定標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范是NACESP0502-2010《管道外腐蝕直接評(píng)價(jià)方法（ECDA）》；內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)重點(diǎn)針對(duì)含水或酸性天然氣集輸管道，技術(shù)流程包括內(nèi)腐蝕敏感性分析、確定可能內(nèi)腐蝕位置、開挖驗(yàn)證選擇性排序，可參考國外標(biāo)準(zhǔn)NACESP0206-2016《輸送干天然氣管道的內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法（DG-ICDA）》、NACE SP0110-2010《濕天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法（WGICDA）》和NACESP0208-2008《液體原油管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法》。

7 技術(shù)展望

從2013年開始，油氣集輸管道完整性管理在國內(nèi)十幾個(gè)油田應(yīng)用實(shí)施，形成識(shí)別-檢測-評(píng)價(jià)-修復(fù)的管道維護(hù)模式，大慶油田累積完成12×104km管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)，1.6×104km管道檢測評(píng)價(jià)，識(shí)別缺陷破損5.2萬個(gè)，完成修復(fù)缺陷共計(jì)1.3萬個(gè)。集輸管道安全管理水平提升，事故率逐年降低，例如西南油氣田管道失效率由2013年0.00623次/（km·a）降至2021年0.0015次/（km·a）。

“十四五”期間，我國將全面推進(jìn)油氣田集輸管道和油氣站場管道完整性管理，目前在完整性檢測和評(píng)價(jià)技術(shù)還存在不足。建議如下：

（1）集輸管道科研攻關(guān)重點(diǎn)方向是高含硫天然氣管道高后果區(qū)識(shí)別和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)，特別是位于人口密集區(qū)的高后果區(qū)管段以及水源保護(hù)地的高風(fēng)險(xiǎn)管段風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)。

（2）集輸管道檢測技術(shù)難點(diǎn)是中小管徑集輸管道內(nèi)檢測技術(shù)、酸性天然氣集輸管道檢測評(píng)價(jià)技術(shù)以及在役管道壓力試驗(yàn)技術(shù)。

（3）未來發(fā)展方向是運(yùn)用大數(shù)據(jù)分析技術(shù)，籌建集輸管道建設(shè)、運(yùn)行、檢測、腐蝕和失效數(shù)據(jù)庫，實(shí)現(xiàn)集輸管道智能風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)和檢測評(píng)價(jià)。