子洲氣田集輸管道完整性評價及管理

韓東興，王 軒，劉 青，王 蕾，王 霞，高 亮，江國旗，張志林

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

子洲氣田共集輸支、干線19 條，里程348 km。子洲氣田管網產液較大（清管產液量月平均1 m3～15 m3），氣液混輸，腐蝕特征為高礦化度（平均50 000 g/L～54 000 g/L）、低含CO（21.4 %～1.8 %）。根據Q/SY93-2004《天然驗氣管道檢規程》，開展子洲氣田19 條支干線中的610 管道、米1、洲1、洲2、洲3、洲8 支線6 條管線共計134.525 km。檢測率為39 %，管道防腐層破損修復率為31 %。

1 檢測技術及標準

1.1 管道檢測項目

根據GB/T27512-2011《埋地鋼質管道風險評估方法》對Φ610 等6 條管道開展了風險等級劃分等11 大類34 項檢測，其中包括：宏觀調查、管道周邊環境檢查、防腐層有效性檢測、陰極保護系統檢測、管道開挖驗證修復、管道風險評估、剩余強度、壽命評估等[1]。

表1 子洲氣田管道運行簡況表

1.2 管道檢測技術

子洲氣田外防腐層主要采用環氧粉末（FBE）或三層聚乙烯（3PE），并結合了外加電流即陰極保護共同構成集輸管道的外防腐系統。檢測使用的主要方法有：交流電流衰減法（PCM）、交流地電位梯度法（ACVG）、密間隔地電位測量法（CIPS）、超聲波探傷等。由此實現了對子洲氣田集輸管道防腐層的絕緣性、陰極保護運行效果、土壤電阻率、絕緣法蘭絕緣性、管道風險評估、剩余強度、剩余壽命等的整體性評價分析。

PCM 法主要檢測防腐層絕緣性及管道埋深走向，利用PCM 向檢測管道輸送電流，當電流出現緩慢下降現象時，表明防腐層良好，當電流衰減規律呈現非線性時，表明有破損點存在。電流梯度ACVG 的變化與PCM 檢測方法相結合來確認防腐層的破損位置。CIPS主要檢測管道陰極保護電位情況，都是通過向管道加載一定頻率低壓電流，通過電流信號變化來進行檢測。

圖1 管道外檢示意圖

對管道缺陷及雜散電流檢測利用超聲導波測試工具及雜散電流測試工具檢測，超聲導波檢測通過電磁信號反射可以全面判斷管道缺陷。雜散電流測試通過感應探頭的電信號波動確定雜散電流區域。經檢測后，對于防腐層破損點，進行開挖、驗證，并利用粘彈體膠帶、聚乙烯熱收縮套、碳纖維單向補強布等技術手段開展防腐層破損點修復補強工作。

管道壁厚的減薄程度表征了管道腐蝕的各項因素對管道安全性的綜合影響，所以管壁減薄結果整體評價了由于外腐蝕導致的管道安全狀況。進行管體安全評價時，所采用的標準為SY/T0087.1-2006《鋼質管道及儲罐腐蝕評價標準埋地鋼質管道外腐蝕直接評價》、NACE/SP0502，并通過對管道壁厚及腐蝕缺陷進行管道強度及剩余壽命的評價[3]。

2 管道完整性評價

2.1 宏觀調查

子洲氣田受檢管道敷設環境多為黃土梁峁，起伏較大，管線地處陜北黃土高原的梁峁地貌區，部分山坡有農田，沿線局部地段有鄉間土路伴行，管道經過地區多為耕地及荒草地，植被以雜草，蒿類相間生長的低矮草本植物為主。利用PCM 法對管道埋深、走向進行檢測，管道埋深除610 管道合格外，其余5 條支線管道埋深不足0.8 m 共272 處、漏管85 處。子洲氣田本次受檢6 條支干線所屬加密樁、標志樁、轉角樁、穿越樁、警示牌普查共計695 處，缺損10 %，主要表現在警示牌丟失，加密樁無標識、轉角樁倒伏等三個方面，此外并線、交叉、占壓共224 處。

2.2 土壤電阻率

采用等距法測量從地表至深度為a（1.3～1.5 倍管道埋深）的平均土壤電阻率，本次測試土壤電阻率的深度均選擇1.5 m。對子米氣田管道附近40 處進行了測試，測試深度2 m，土壤電阻率值范圍66 Ω～540 Ω，整體土壤腐蝕性弱，其中管道穿越無定河區域土壤為中度腐蝕土壤。

圖2 土壤電阻率檢測示意圖

2.3 防腐層絕緣性檢測

利用交流電流衰減法（PCM）、交流地電位梯度法（ACVG）對610 管道、米1、洲1、洲2、洲3、洲8 支線6條管線防腐層破損點進行檢測并根據檢測結果進行防腐層等級評價。6 條支干線破損點共計646 處，其中輕微317 處、中度265 處、嚴重64 處（根據DB 值判定），根據破損程度，進行防腐層等級評價，其中Ⅰ級115 km占88 %；Ⅱ級14 km，占10 %；Ⅲ級2.5 km，占2 %。6條支干線中，米-1 支線10.5 km，破損點為148 處。610管道2#、3#、4#閥室漏電，在610 管道3 閥室段與鐵路交叉并行處，發現交流雜散電流干擾，最高達49.68 V，需要在該段做犧牲陽極排流[4]。

2.4 陰極保護系統檢測

陰極保護系統利用CIPS 密間隔地電位測試法對陰極保護運行管道進行整體檢測，本次受檢6 條支干線管道共有陰極保護站2 座，其陰極保護所屬附件，如：參比電極、回路電阻、連接線纜、絕緣接頭等附件設施完好。由于陰極保護站場少、地形條件、陰極保護原則及現場因素，部分管段未能受保。

2.5 管道開挖、修復

子洲氣田開挖修復200 處，修復率31 %，外防腐層破損70 %是物理損傷，30 %施工質量造成。管體損傷最深達2.1 mm，最長劃傷達5 m。利用粘彈體膠帶、聚乙烯熱收縮套、碳纖維單向補強布等技術手段對防腐層破損點進行修復[5]。修復完成后在利用15 kV 電火花檢測儀檢測至合格[6]。

2.6 管道風險評估

根據標準GB/T27512-2011，子洲氣田6 條管道絕對風險等級為低級。相對風險等級出現40 %以上的中、高風險，是由于這些管道埋深不足，露管，陰極保護不達標，管道周邊環境復雜造成。

表2 管道風險等級劃分表

2.7 管道剩余強度、壽命預測

由于造成管道腐蝕的各項因素對管道安全性影響的宏觀表現為管道壁厚的減薄程度，因此將管壁減薄結果作為外腐蝕導致的管道安全狀況的整體評價指標。所采用的評價標準為SY/T0087.1-2006《鋼質管道及儲罐腐蝕評價標準埋地鋼質管道外腐蝕直接評價》。通過對子洲氣田6 條支干線開挖破損點位置的腐蝕情況檢測以及管道壁厚測量，破損點處管體均未發生腐蝕。現場檢測及理論計算得6 條管道剩余強度評價均為Ⅰ級，根據標準SY/T0087.1-2006 標準，Ⅰ級管道不需維修，可以按設計壓力繼續使用。

根據開挖檢測結果，各條管線均未發生腐蝕，僅少數管段欠保護，管體表面輕微腐銹，依據NACE SP0502 標準，若沒有檢測到腐蝕缺陷，則不需計算管道的剩余使用壽命。此時，認為管道的剩余使用壽命等同于新建管道。因此，本次檢測的管道剩余使用壽命等于新建管道的使用壽命。若后期在管道破損點開挖作業中發現管道腐蝕情況，則需要依據管體的具體腐蝕狀況，重新評估管道剩余使用壽命。根據管道檢測評價結果，本次受檢的子洲氣田6 條管道的再次檢測年限為6 年。

3 管理辦法

子洲氣田管網在本次檢測中暴漏出來了一些問題，為解決這些問題，確保子洲氣田管網安全平穩運行，從技術保障、強化管理兩方面進行。

3.1 技術保障

根據檢測結果，部分管段欠保，這是由于子洲氣田地形起伏大、站場位置苛刻、陽極床回路電阻大等因素決定。根據子洲氣田管網敷設特點、站場位置分散及陽極床選址方面的限制因素，建議采用深井陽極和增加陰極保護站來加強保護效果。

深井陽極占地面積小、保護效果好能克服淺埋式陽極地床在陜北地區征地難，秋冬季電阻大等問題。預計整改后子洲西干線沿線支線保護電位在-1.0 V～-1.2 V，達到保護標準。

子洲氣田共有陰極保護站3 座，在一定程度上由于保護范圍、距離的問題，管段末端無法有效保護。因此建議在管網末端、中段增加陰極保護站并采用深井陽極解決陰保范圍不足的問題。

3.2 強化管理

在子洲氣田管道管理方面，有四個層面的內容。一是修補維護，組織人力物力盡快修復400 余處防腐層破損點、對于埋深不足的管道進行覆土作業。二是加強管道日常巡護力度、對相對風險評價嚴重地區，進行重點勘察巡護，并做好相關記錄。三是提高員工對管道巡查的業務能力，積極開展員工培訓、強化巡護隊伍專業檢測儀器配備。四是組織開展管道破損應急搶險演練，提高員工隊伍在應對突發事件上的應對能力。

4 結論

（1）子洲氣田6 條管道Ⅰ級防腐層近90 %，土壤腐蝕性弱，陰極保護需要加強，管道剩余強度是Ⅰ級，可以按設計壓力繼續運行。

（2）管道相對風險等級評價中、高風險等級比例大，可以通過覆土作業，修復防腐層破損點，增加陰保站，強化巡護管理等措施降低管道運行風險。

（3）子洲氣田管道檢測率39 %，修復率31 %，建議盡快完成剩余管道完整性評價及防腐層修復工作。

（4）強化人員培訓，開展管道搶險應急演練，熟悉管道評價相關標準，考取專業資格證書（NACE,CP證），增強對管道保護、檢測、管理專業水平。

［1］ GB/T27512-2011.埋地鋼質管道風險評估方法［S］.2011.

［2］ 王冰，韓東興，等.天然氣管道全面腐蝕檢測技術在榆林氣田的應用［J］.石油化工應用，2010，29（12）:67-69.

［3］ SY/T0087.1-2006.鋼質管道及儲罐腐蝕評價標準埋地鋼質管道外腐蝕直接評價［S］.2006.

［4］ GB/T21448-2008. 埋地鋼質管道陰極保護技術規范［S］.2008.

［5］ 田偉，楊專釗，趙雪會，等.濕氣輸送對管道的腐蝕損傷［J］.理化檢驗-物理分冊，2008，44（9）：512-513.

［6］ 劉吉良.管道缺陷新型修復材料研究［D］.中國石油大學（華東）工程碩士學位論文，2010.