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：管道在結構和功能上是完整的;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、運行壓力、敷設方式等因素，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《埋地鋼質管道陰極保護技術規(guī)范》要求;有約46%的管段埋深不符合GB 50251-2015《輸氣管道工程設計規(guī)范》埋深要求;管道全長5565m，質量為一、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

管道建設時，宜綜合考慮的輸送介質的物性參數(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.

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[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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