白6庫注采管道完整性管理分析

李江濤

摘 要：GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》中定義管道完整性為管道處于安全可靠的服役狀態(tài)。主要包括：管道在結(jié)構(gòu)和功能上是完整的;管道處于風險受控狀態(tài);管道的安全狀態(tài)可滿足當前運行要求。管道完整性管理要求對管道面臨的風險因素進行識別和評價，持續(xù)消除識別到的不利影響因素。本文通過對白6庫注采管道進行高后果區(qū)識別、風險評價，采取各種風險消減措施，實施管道全生命周期管理，將風險控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，最終實現(xiàn)安全、可靠、經(jīng)濟地運行管道的目的。

關(guān)鍵詞：完整性;高后果區(qū);失效后果;風險評價

1 數(shù)據(jù)采集與整合

白6庫注采管道規(guī)格Ф273×29mm，設(shè)計壓力32MPa，運行壓力13-32Mpa，運行溫度-10-65℃，全長5.56km，采用L415管材，高溫型三層PE加強級防腐，輸送介質(zhì)天然氣。

2 高后果區(qū)識別

依據(jù)GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》，該管道經(jīng)過除三級、四級地區(qū)外，管道兩側(cè)各200m內(nèi)有加油站、油庫、第三方油氣站場等易燃易爆場所，劃分為II類高后果區(qū)。潛在影響半徑≈150m。

根據(jù)《中國石油天然氣股份有限公司大港油田油氣生產(chǎn)管道管理辦法》，該注采管道劃分為Ⅰ類管道。

3 風險評價

根據(jù)《大港油田油氣生產(chǎn)管道風險評價實施細則》，對該管道采用半定量風險評價方法，其風險等級為失效可能性與失效后果的乘積（R=P×C）。失效可能性主要考慮管道腐蝕和第三方破壞兩大類;失效后果考慮輸送介質(zhì)、運行壓力、敷設(shè)方式等因素，主要從安全、環(huán)境和生產(chǎn)影響等方面評價失效后果。根據(jù)細則計算相應(yīng)的P、C值，并計算出風險等級R=32.8×5.75=188.6，判定為低風險等級。

4 完整性評價

受多種因素限制，完整性評價采用外腐蝕檢測直接評價。管道跨越2處，附屬設(shè)施齊全，陰極保護電位處于-0.95～-1.2V之間，符合GB/T 21448-2017《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護技術(shù)規(guī)范》要求;有約46%的管段埋深不符合GB 50251-2015《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》埋深要求;管道全長5565m，質(zhì)量為一、二級的防腐層占86%;三級占14%。整體性能良好，發(fā)現(xiàn)5處疑似破損點。經(jīng)對破損點進行導波檢測，缺陷信號均<3%，屬低度缺陷。測得土壤電阻率<20Ω.m，屬強腐蝕環(huán)境。測試過程中未發(fā)現(xiàn)雜散電流干擾。

5 風險消減與維護措施

5.1 嚴格執(zhí)行標準

對管道埋深不足的部分進行回填土，至少≮0.8m，滿足《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》要求。及時跟蹤管道防腐層及管體腐蝕損傷狀況：每3年進行一次防腐層檢測，及時跟蹤管網(wǎng)運行及保護狀況，確保管道陰極保護保護率98%以上。

5.2 其他

管道建設(shè)時，宜綜合考慮的輸送介質(zhì)的物性參數(shù)，周邊環(huán)境等因素，優(yōu)選鋼材，充分考慮腐蝕裕量，提升管道壽命。

6 結(jié)論

通過對白6庫注采管道的系列分析評價，管道屬I類天然氣管道，處于II類高后果區(qū)，風險等級確為低風險等級，存有部分不足，但其整體完整性評價表現(xiàn)良好。

參考文獻

[1]《中國石油天然氣股份有限公司油氣田管道和站場完整性管理規(guī)定》 中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司 2017.

[2]《中國石油天然氣股份有限公司氣田集輸管道檢測評價及修復技術(shù)導則》 中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司 2017.

[3]《大港油田油氣生產(chǎn)管道風險評價實施細則》中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司 2018.

[4]GB32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》 中國計劃出版社 2015.

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[7]GB/T 21448-2017《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護技術(shù)規(guī)范》 中華人民共和國國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局 2014.