袁银春 王 威 王小魏 张凤霞 李 怡 李思强

（中石化西南油气分公司采气二厂，四川 阆中 673400）

0 引言

××气田处于四川丘陵地带，地势起伏大，管道弯头多、高程差变化大，存在着很大的泄漏、火灾、爆炸等危险性。针对其特殊性，××气田集输管网采用改良的全湿气加热保温混输∕分输工艺，及抗硫管材、缓蚀剂连续加注、阴极保护技术、智能清管技术联合的防腐工艺，全方位保证酸气管线安全运行［1］。

××气田集输管道已安全平稳运行7 年，但因地处丘陵地区，自然灾害频发，同时地方经济发展迅速，第三方破坏日益严重。随着气田发展，现有的数字管理平台功能单一，仅限于基础数据静态的收录，无法对集输管道的周边信息、风险等级、安全隐患、检验评价和维护情况等进行统计分析，亟须探索出适用于××气田集输管道完整性的管理模式。本研究借鉴国内外完整性管理理念及管理模式［2-3］，采用“6 步循环法”开展管道完整性管理。针对××气田的实际情况，对集输管道运行中面临的风险因素进行识别和评价，通过监测、检测、检验等各种方式，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，制定相应的风险控制对策，解决现有的问题，从而将管道运行的风险水平控制在合理、可接受的范围内，探索出适用于××气田集输管网的完整性管理方法，保障了××气田集输管网安全平稳运行。

1 集输管道完整性评价现状

管道完整性管理指对所有影响管道完整性的因素进行综合、一体化管理。通过对运营安全因素的识别和评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，将管道运营风险控制在合理、可接受的范围内，达到在经济合理的基础上保障管道安全运行管理的目的［4-5］。

目前，国内外完整性管理理念及管理模式，以“6步循环法”开展管道完整性管理为核心主线，在管理和技术两个层面同时进行规划［6-7］，包括：数据收集与整理、高后果区识别、风险评价、完整性检验评价、维修与维护、效能评价等6个步骤，具体如图1所示。

图1 6步循环法

2 ××气田集输管线完整性评价

2.1 数据收集与整理

数据包括基础数据、运行数据、检测数据、评价数据、维护数据等五大类［8-9］，其中基础数据和运行数据如图2 所示。依托EPBP 管理平台，完成了全部已建集输管道的基础地理信息，包括海拔、GPS坐标、埋深等数据的录入，其余运行数据包括腐蚀监测系统、阴极保护、腐蚀检测结果、管道开挖检测结果等通过建立相应台账来记录。但目前仍存在腐蚀数据采集不规范、数据存储分散、数据查找不方便等情况，××气田搭建管道腐蚀基础数据库，把分散的多方数据进行整合纳入统一的数据库，实现管道腐蚀数据的集中高质量管理及后续应用。综合管道内检测、远场应力检测、阴极保护及干扰监测，防腐层管理及历史开挖修复等数据信息，实现管道腐蚀风险的在线评价与分级，同时为其他数据库和系统提供数据调用接口，为管道完整性管理建设提供支持。

图2 集输管线数据类型

2.2 高后果区识别

高后果区是酸气管道发生事故后，对周围人员、环境等造成的损失及后果［10-11］，可通过计算失效后果来判断。首先，按照扩散模型计算人员伤亡和财产损失面积，并计算出伤亡人数和直接经济损失。其次，将伤亡人数和直接经济损失换算成人员伤亡得分C1和直接经济损失得分C2，并按照式（1）确定失效后果得分。

总的失效后果得分为71～81 分，说明失效后果得分差异不大，即若发生事故，各区段人员伤亡、财产损失状况基本相当。

2.3 风险评价

目前，××气田集输管道运行主要存在多种风险，如图3 所示，主要包含三大类。①地质灾害风险。××气田酸气管道途经14 个乡镇、123 个村庄，每年6—9 月是××气田发生地质灾害的高风险期，而地质灾害的发生常常伴随着对站外酸气管线的拉扯、横推等张力，具有酸气泄漏风险。②管道本体失效风险。××气田建设过程中，大部分设备及管道均采用国产设备，酸气集输采用“抗硫碳钢+缓蚀剂”工艺路线。因山地起伏，高差较大，部分酸气管道实际流速低于设计值，站外酸气管道低洼处底部积液，易造成管线腐蚀超标，增大了腐蚀穿孔、氢脆开裂的风险。③第三方破坏风险。工区内酸气管道途径山地、农田、道路、河流、村庄，地域范围广，苍溪、阆中地区近年来经济发展较快，居民、地方政府开展的建设活动较多，气田管道面临着第三方施工破坏、农民耕作损坏、安全距离内违章占压和根深植物损坏防腐层等风险，容易造成管道裸露、管道外部母材受损等伤害，增大了酸气泄漏的风险。

图3 油气田管道常见失效风险类型

集输管道的失效可能性评分通用模板包括第三方破坏、腐蚀、设备（装置）操作不当和本体安全四个部分，相对风险值=（第三方影响评分+腐蚀影响评分+设计影响评分+误操作影响评分）∕泄露冲击指数，具体见式（2）。

式中：S31为第三方破坏得分；S32为腐蚀得分；S33为设备（装置）及操作不当得分；S34为本体安全得分；β为泄露冲击指数。

相对风险值得分为130.2～149.2分，具体如图4所示，风险值得分差异不大，因此集输管道的风险等级为中等风险，集输管道失效可能性如图5所示。

图4 失效后果分数值

图5 集输管道的失效可能性

2.4 完整性检验评价

针对××气田目前的三类主要风险，××气田通过监测、检测、检验等方式，获取管道完整性的信息，并对风险进行确认，制定相应的风险控制对策，以管控风险。

2.4.1 地质灾害方面。现有的地质灾害监测系统主要监测设备有北斗定位监测、拉线式位移计、深部位移计、雨量监测计、水位监测计。所有设备均设置有一、二、三、四级预警值，在监测设备出现监测值超过预警值时，系统提供网页平台和手机短信实时预警。

2.4.2 管线本身方面。管线本身风险包括管道腐蚀风险和应力集中风险。××气田腐蚀防控手段包括：一是场站内采用缓蚀剂连续加注的方式对场站酸气管道进行腐蚀防控；二是场站外的酸气集输管线，采用缓蚀剂预膜来进行腐蚀防控，具体方式为采用腐蚀挂片、电阻探针及超声波壁厚检测来论证缓蚀剂加注量的合理性及壁厚情况；三是采用卡箍式超声波在线监测系统、场指纹技术来监测站外管道壁厚，全方位管控酸气管道的腐蚀情况。同时，通过建立有限元模型，在风险管道点布设应力应变监测点，监测管道的轴向应变，经设置在现场的应变传感器和数据采集工作站将监测到的应变数据传送到服务器。服务器端实时监控数据，并对数据进行分析处理，对管道的力学状况进行评判，对风险进行提示，及时做出预警信息，高风险时及时进行报警处理。

2.4.3 管线腐蚀检测方面。××气田自投产以来，全面开展了酸气管道智能清管检测复检工作，试产工程完成第三轮复检，滚动建产工程完成第二轮复检。酸气管道的缺陷点随管道的运行时长增加而增加的，通过智能清管漏磁和几何检测，及时发现管道的腐蚀及变形。

2.4.4 管线应力检测方面。针对普光气田环焊缝开裂事故，××气田立即对143 km 集输酸气管线原始环焊缝射线底片进行复评，并对管道应力状况进行模拟分析，及时发现不合格焊缝及高风险焊缝。2020 年，××气田全面开展远场应力检测工作，并对应力集中风险点进行开挖验证并释放应力，防止应力集中对管线造成损伤。根据《油气集输设计规范》（GB 50350—2015）中的应力校核准则进行校核，在设计工况下，××气田集输管道各节点最大当量应力小于0.9倍最小屈服强度，满足规范要求。

2.4.5 第三方破坏方面。第三方破坏主要采用管道智能管控平台进行预防和管理，该平台以无人机巡护系统为主导，光纤预警系统为数据接入端，利用传感器获取告警信息后通知巡护系统。利用无人机巡护系统，实现管道日常巡线，并在发现异常时，及时通知监控中心，由监控中心进行远程控制、指挥，第一时间对管道外部入侵进行实时预警及泄漏事故做出快速应急反应。同时结合地质灾害检测系统、分布式光纤泄漏监测系统及管道应力应变监测系统，实现管道泄漏与防护的实时监测、及时预警、报警，有效提升油气管网安全管控与防护能力，降低管道泄漏与破坏带来的损失。

2.5 维修与维护

××气田某支线集输管道智能清管工作中，共发现金属损失36 点位（金属损失深度大于10%）。全部开挖验证，开挖验证准确度大于90%；共发现几何变形10 点位，完成2 处开挖验证，发现缺陷2 处，开挖验证准确度为100%。对于大于20%的金属损伤缺陷、形变大于0.6%的变形缺陷和焊缝褶皱缺陷，××气田采用钢质环氧套筒补强与修护，如图6所示。

图6 集输管道补强

2.6 管道完整性管理实施效果

按照《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167—2015）的要求，定期开展效能评价，确定完整性管理的有效性，采用管理审核、指标评价和对标的方法，根据指标体系的建立及××气田的具体状况，建立长输管道完整性评价指标标准。研究表明，集输管道完整性状态总效能和长输管道完整性管理过程总效能这2 个指标可以更加科学地对整个管理过程进行评价和分析。在推行管道完整性管理后，管道的安全性能增加，尤其是在预防腐蚀和第三方破坏方面效果明显。

3 结语

川东北山区管道沿线地形地貌复杂多样，地质灾害频发，应急抢险难度大，国内可供借鉴的管理经验有限。随着《油气输送管道完整性管理规范》的实施，××气田以建设“智能管道、智慧管网、数据完整性管道”为目标，积极探索××气田川东北山区管道完整性管理模式，建立数据一体化系统，协同分析集输管道情况。针对目前面临的三类风险，建立空地一体化管控系统、引进先进技术管控腐蚀及识别第三方破坏，实现管道泄漏与防护的实时监测、预警及报警，有效提升油气管网的安全管控与防护能力，降低管道泄漏与破坏带来的损失。