摘要：随着油气田开采，管道应用越来越广泛，部分管道投运时间长，运行条件苛刻，管道失效时有发生，造成资源浪费、环境污染和经济损失。通过管道完整性检测评价，可提前发现管道运行过程中存在的风险和缺陷，保障管道的安全平稳运行。文中介绍了完整性检测评价的方法，以某条油田输气管道为例，采用完整性检测评价方法，开展管道的数据收集、高后果区识别、风险评估及完整性评价，取得了显著成果，为同类检测评价工程提供参考。

关键词：油气管道;完整性检测评价;内腐蚀直接检测;内检测

1引言

埋地油气管道介质一般含水、H2S、CO2、CL-等，随着管道服役时间的增长、外界土壤特性及地形沉降等因素的影响，管道产生腐蚀导致失效，造成环境污染或人员伤亡。本文主要介绍了管道完整性在油气田埋地管道中的应用，为油气田埋地管道完整性检测评价工作提供参考。

2完整性检测评价

2.1数据收集

管道数据来源包括勘察、设计、采购、施工、检测、验收、投产、运行、维护、废弃等过程中产生的数据，还包括管道测绘记录、环境数据、失效分析、應急预案等。管道运行期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据和管道检测维护管理数据以及历史数据。

2.2高后果区识别

高后果区识别方法和分级准则，主要考虑的因素有地区等级、村庄及乡镇密集程度，周边是否有公路、易燃易爆场所、国家自然保护区、特定场所以及水源地等[1]。现场实施过程中需要在数据收集的基础上，结合管道现场情况，在现场对管道高后果区逐一进行分级，并采用GPS定位系统采集位置数据。同时识别出在这些高后果区内对管道安全运行造成威胁的主要原因，形成高后区识别记录表和高后果区识别统计表。

2.3风险评估

埋地油气管道的风险评估一般采用半定量风险评估方法[4]。工作内容主要包括管段划分、失效可能性评价、失效后果评价和风险值计算。

管道区段划分的原则是当相关数据出现重要的变化时插入分段点。综合管道介质、压力、温度、规格、投运时间、介质腐蚀性、人口密度、防腐层状况和地区等级要求等对管线进行区段划分。

失效可能性分析从第三方破坏、腐蚀、设备（装置）及操作和管道本质安全方面，针对埋地钢制管道在役阶段失效可能性进行评分。

失效后果评分主要从介质的短期危害性、介质的最大泄漏量、介质的扩散性、人口密度，沿线环境、泄漏原因和供应中断对下游用户影响等，针对埋地钢制道失效后果进行评分。

风险值为失效可能性得分与失效后果得分的乘积，随后依据标准中推荐的风险等级划分办法开展风险等级划分。风险高的管段应在后续的检验检测及运行维护过程中予以重点关注。

2.4完整性评价

完整性评价工作主要包括管道检测以及适用性评价部分，目前油气管道的检测方法主要包括内检测、外检测以及耐压试验。所有的内检测方法中，管道漏磁内检测技术具有直观性、准确性及快捷性，在国内得到了快速的发展以及认可[2]。

适用性评价是对含有缺陷或损伤的管道进行的一种评价，以确定在预期的工作条件下是否可以继续安全运行。现场检测工作结束后，应对发现问题的管道进行适用性评价，以确定管道许用工作参数、维修计划与下次定期检验日期。适用性评价分为应力分析、强度评估、剩余寿命预测和材料适用性评价。

3检验中的应用

3.1管道基本状况及数据收集

某油田管道于2014年9月投产，介质为含硫湿气，管材L360NS，设计/运行压力为12/8MPa，设计/运行温度为60/30℃，规格为Φ323.9×10mm，全长约15.6km，采用3PE防腐，强制电流阴极保护系统，全线均达到有效保护。管道全线分布在沙漠地区，风沙大，昼夜温差大，全年降水少，气候干旱。

按照要求对数据进行收集整理，收集数据包括：管道中心线、阴极保护、管道设施、第三方设施、检测维护、基础地理、运行、管道风险和应急管理。

3.2高后果区识别

通过对该管道进行高后果区识别，共识别出3处高后果区，详见表2。在高后果区设置明显标识，加强高后果区的巡查巡护，保证巡线频率，提升监护力度，同时加强宣传和对第三方施工实施全过程的监督管理。

3.3风险评估

在整个管道完整性检测评价的过程中，风险评估占据着决定性的位置，为管段的风险排序及下一步完整性评价工作奠定基础。通过风险评估，能将管段按风险排序，从而将检验重点集中在高风险管段上，达到降低风险和减少检测成本的目的[3]。结合数据收集结果和上次检验情况，预测内腐蚀为该区域埋地管道的主要失效原因，因其所处环境为干旱的沙漠，由外腐蚀引起的管道失效不占据主导地位。本次检验的管道区段划分结果见表3，风险评估结果见表4。

3.4完整性评价

3.4.1评价方法确定

结合沙漠地区环境特点，对该管道进行了失效模式判别，该管道的主要失效模式见表5。

为了更加全面的掌握本管道的状况，结合数据收集结果和上次检验情况，确定的检测方法为内腐蚀直接检测及内检测的组合检测方法[4]。

3.4.2内腐蚀检测

本次检测主要参照《Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines》NACE SP0110-2010的要求进行，检测分为预评价、间接检测、直接检测和适用性评价等内容。

3.4.2.1预评价

预评价主要是数据收集及可行性分析。结果表明该管道基础数据基本齐全，输送介质为含硫湿气，且气液比大于5000，满足标准的要求，符合开展内腐蚀直接检测评价的条件。

3.4.2.2间接检测

主要通过高程测绘、流场分析等，确定管道的易腐蚀点，为直接检测位置确定提供依据。其中高程测绘采用PCM+及RTK现场采集数据，绘制管道的高程分布图。流场分析内容主要是计算管道的临界倾角，辨别管道中积水或者固体杂质的位置，确定最有可能发生腐蚀的区域[5]。通过计算得出管道实际倾角和临界倾角，绘制管道倾角剖面图见图2。通过流场分析结果和管道倾角断面图确定内腐蚀可能发生的位置，从而确定开挖直接检测位置见图3。

3.4.2.3直接检测

采用了管体外壁爬行漏磁+超声波C扫描+超声波测厚的组合檢测技术对开挖坑处的管道进了内腐蚀检测。直接检测结果与内检测结果吻合。开挖检测结果见表6。

3.4.3内检测结果

本次内检测主要参照《钢制管道内检测技术规范》GB/T 27699-2011[6]的要求进行，共计检出147处金属损失，金属损失类型情况见表7，金属损失程度情况见表8。

选取9处金属损失程度大于20%wt的缺陷进行开挖验证，开挖检测结果与内检测结果吻合。开挖验证结果见表9。

3.5适用性评价

参照《含缺陷油气管道剩余强度评价方法》 SY/T 6477-2017[7]中含体积型缺陷管道剩余强度评价方法进行剩余强度评价。依据《压力管道定期检验规则-长输管道》TSG D7003-2010[1]第二十条规定“对检测中发现的危害管道结构完整性的缺陷进行剩余强度评估与安全评定”，选取9处本次检测已验证金属损失程度大于20%wt的缺陷（包含金属损失程度最严重的缺陷）开展剩余强度评价，评价结果见表10。根据计算结果此管道在目前工况下的最大允许工作压力为8.35MPa，建议对管道缺陷进行监测并且不超过当前工况继续使用。

4结束语

通过运用完整性检验手段，发现内腐蚀为该区域埋地管道的主要失效原因，因其所处环境为干旱的沙漠，由外腐蚀引起的管道失效不占据主导地位。由此得出在油气田的生产管理过程中运用完整性管理的检验思路是行之有效的，但依然存在不足，譬如完整性管理贯穿管道的整个生命周期，需要大量及时且有效的数据信息作为基础。然而，数据收集的过程耗费大量的人力物力和经济成本，所以很难做到百分之百的数据完整程度。这将时是未来完整性发展需要补充和完善的方向，完整性检测评价方法仍需不断探索创新。

参考文献：

[1]GB 32167-2015油气输送管道完整性管理规范.

[2]刘慧芳，张鹏，周俊杰，等.油气管道内腐蚀检测技术的现状与发展趋势[J].管道技术与设备.2008（5）：46-48.

[3]GB/T 27512-2011埋地钢制管道风险评估方法.

[4]杨永，中建军，张存牢，等埋地钢制管道腐蚀直接评价方法[J].腐蚀科学与防护技术，2013（6）：535-538.

[5]GB/T 34349-2017输气管道内腐蚀外检测方法.

[6]GB/T 27699-2011钢制管道内检测技术规范.

[7]SY/T 6477-2017含缺陷油气管道剩余强度评价方法.

作者简介：杜振环（1989-），男，工程师，主要从事压力管道的检验工作。