子洲气田集输管道完整性评价及管理

韩东兴，王 轩，刘 青，王 蕾，王 霞，高 亮，江国旗，张志林

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000）

子洲气田共集输支、干线19 条，里程348 km。子洲气田管网产液较大（清管产液量月平均1 m3～15 m3），气液混输，腐蚀特征为高矿化度（平均50 000 g/L～54 000 g/L）、低含CO（21.4 %～1.8 %）。根据Q/SY93-2004《天然验气管道检规程》，开展子洲气田19 条支干线中的610 管道、米1、洲1、洲2、洲3、洲8 支线6 条管线共计134.525 km。检测率为39 %，管道防腐层破损修复率为31 %。

1 检测技术及标准

1.1 管道检测项目

根据GB/T27512-2011《埋地钢质管道风险评估方法》对Φ610 等6 条管道开展了风险等级划分等11 大类34 项检测，其中包括：宏观调查、管道周边环境检查、防腐层有效性检测、阴极保护系统检测、管道开挖验证修复、管道风险评估、剩余强度、寿命评估等[1]。

表1 子洲气田管道运行简况表

1.2 管道检测技术

子洲气田外防腐层主要采用环氧粉末（FBE）或三层聚乙烯（3PE），并结合了外加电流即阴极保护共同构成集输管道的外防腐系统。检测使用的主要方法有：交流电流衰减法（PCM）、交流地电位梯度法（ACVG）、密间隔地电位测量法（CIPS）、超声波探伤等。由此实现了对子洲气田集输管道防腐层的绝缘性、阴极保护运行效果、土壤电阻率、绝缘法兰绝缘性、管道风险评估、剩余强度、剩余寿命等的整体性评价分析。

PCM 法主要检测防腐层绝缘性及管道埋深走向，利用PCM 向检测管道输送电流，当电流出现缓慢下降现象时，表明防腐层良好，当电流衰减规律呈现非线性时，表明有破损点存在。电流梯度ACVG 的变化与PCM 检测方法相结合来确认防腐层的破损位置。CIPS主要检测管道阴极保护电位情况，都是通过向管道加载一定频率低压电流，通过电流信号变化来进行检测。

图1 管道外检示意图

对管道缺陷及杂散电流检测利用超声导波测试工具及杂散电流测试工具检测，超声导波检测通过电磁信号反射可以全面判断管道缺陷。杂散电流测试通过感应探头的电信号波动确定杂散电流区域。经检测后，对于防腐层破损点，进行开挖、验证，并利用粘弹体胶带、聚乙烯热收缩套、碳纤维单向补强布等技术手段开展防腐层破损点修复补强工作。

管道壁厚的减薄程度表征了管道腐蚀的各项因素对管道安全性的综合影响，所以管壁减薄结果整体评价了由于外腐蚀导致的管道安全状况。进行管体安全评价时，所采用的标准为SY/T0087.1-2006《钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价》、NACE/SP0502，并通过对管道壁厚及腐蚀缺陷进行管道强度及剩余寿命的评价[3]。

2 管道完整性评价

2.1 宏观调查

子洲气田受检管道敷设环境多为黄土梁峁，起伏较大，管线地处陕北黄土高原的梁峁地貌区，部分山坡有农田，沿线局部地段有乡间土路伴行，管道经过地区多为耕地及荒草地，植被以杂草，蒿类相间生长的低矮草本植物为主。利用PCM 法对管道埋深、走向进行检测，管道埋深除610 管道合格外，其余5 条支线管道埋深不足0.8 m 共272 处、漏管85 处。子洲气田本次受检6 条支干线所属加密桩、标志桩、转角桩、穿越桩、警示牌普查共计695 处，缺损10 %，主要表现在警示牌丢失，加密桩无标识、转角桩倒伏等三个方面，此外并线、交叉、占压共224 处。

2.2 土壤电阻率

采用等距法测量从地表至深度为a（1.3～1.5 倍管道埋深）的平均土壤电阻率，本次测试土壤电阻率的深度均选择1.5 m。对子米气田管道附近40 处进行了测试，测试深度2 m，土壤电阻率值范围66 Ω～540 Ω，整体土壤腐蚀性弱，其中管道穿越无定河区域土壤为中度腐蚀土壤。

图2 土壤电阻率检测示意图

2.3 防腐层绝缘性检测

利用交流电流衰减法（PCM）、交流地电位梯度法（ACVG）对610 管道、米1、洲1、洲2、洲3、洲8 支线6条管线防腐层破损点进行检测并根据检测结果进行防腐层等级评价。6 条支干线破损点共计646 处，其中轻微317 处、中度265 处、严重64 处（根据DB 值判定），根据破损程度，进行防腐层等级评价，其中Ⅰ级115 km占88 %；Ⅱ级14 km，占10 %；Ⅲ级2.5 km，占2 %。6条支干线中，米-1 支线10.5 km，破损点为148 处。610管道2#、3#、4#阀室漏电，在610 管道3 阀室段与铁路交叉并行处，发现交流杂散电流干扰，最高达49.68 V，需要在该段做牺牲阳极排流[4]。

2.4 阴极保护系统检测

阴极保护系统利用CIPS 密间隔地电位测试法对阴极保护运行管道进行整体检测，本次受检6 条支干线管道共有阴极保护站2 座，其阴极保护所属附件，如：参比电极、回路电阻、连接线缆、绝缘接头等附件设施完好。由于阴极保护站场少、地形条件、阴极保护原则及现场因素，部分管段未能受保。

2.5 管道开挖、修复

子洲气田开挖修复200 处，修复率31 %，外防腐层破损70 %是物理损伤，30 %施工质量造成。管体损伤最深达2.1 mm，最长划伤达5 m。利用粘弹体胶带、聚乙烯热收缩套、碳纤维单向补强布等技术手段对防腐层破损点进行修复[5]。修复完成后在利用15 kV 电火花检测仪检测至合格[6]。

2.6 管道风险评估

根据标准GB/T27512-2011，子洲气田6 条管道绝对风险等级为低级。相对风险等级出现40 %以上的中、高风险，是由于这些管道埋深不足，露管，阴极保护不达标，管道周边环境复杂造成。

表2 管道风险等级划分表

2.7 管道剩余强度、寿命预测

由于造成管道腐蚀的各项因素对管道安全性影响的宏观表现为管道壁厚的减薄程度，因此将管壁减薄结果作为外腐蚀导致的管道安全状况的整体评价指标。所采用的评价标准为SY/T0087.1-2006《钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价》。通过对子洲气田6 条支干线开挖破损点位置的腐蚀情况检测以及管道壁厚测量，破损点处管体均未发生腐蚀。现场检测及理论计算得6 条管道剩余强度评价均为Ⅰ级，根据标准SY/T0087.1-2006 标准，Ⅰ级管道不需维修，可以按设计压力继续使用。

根据开挖检测结果，各条管线均未发生腐蚀，仅少数管段欠保护，管体表面轻微腐锈，依据NACE SP0502 标准，若没有检测到腐蚀缺陷，则不需计算管道的剩余使用寿命。此时，认为管道的剩余使用寿命等同于新建管道。因此，本次检测的管道剩余使用寿命等于新建管道的使用寿命。若后期在管道破损点开挖作业中发现管道腐蚀情况，则需要依据管体的具体腐蚀状况，重新评估管道剩余使用寿命。根据管道检测评价结果，本次受检的子洲气田6 条管道的再次检测年限为6 年。

3 管理办法

子洲气田管网在本次检测中暴漏出来了一些问题，为解决这些问题，确保子洲气田管网安全平稳运行，从技术保障、强化管理两方面进行。

3.1 技术保障

根据检测结果，部分管段欠保，这是由于子洲气田地形起伏大、站场位置苛刻、阳极床回路电阻大等因素决定。根据子洲气田管网敷设特点、站场位置分散及阳极床选址方面的限制因素，建议采用深井阳极和增加阴极保护站来加强保护效果。

深井阳极占地面积小、保护效果好能克服浅埋式阳极地床在陕北地区征地难，秋冬季电阻大等问题。预计整改后子洲西干线沿线支线保护电位在-1.0 V～-1.2 V，达到保护标准。

子洲气田共有阴极保护站3 座，在一定程度上由于保护范围、距离的问题，管段末端无法有效保护。因此建议在管网末端、中段增加阴极保护站并采用深井阳极解决阴保范围不足的问题。

3.2 强化管理

在子洲气田管道管理方面，有四个层面的内容。一是修补维护，组织人力物力尽快修复400 余处防腐层破损点、对于埋深不足的管道进行覆土作业。二是加强管道日常巡护力度、对相对风险评价严重地区，进行重点勘察巡护，并做好相关记录。三是提高员工对管道巡查的业务能力，积极开展员工培训、强化巡护队伍专业检测仪器配备。四是组织开展管道破损应急抢险演练，提高员工队伍在应对突发事件上的应对能力。

4 结论

（1）子洲气田6 条管道Ⅰ级防腐层近90 %，土壤腐蚀性弱，阴极保护需要加强，管道剩余强度是Ⅰ级，可以按设计压力继续运行。

（2）管道相对风险等级评价中、高风险等级比例大，可以通过覆土作业，修复防腐层破损点，增加阴保站，强化巡护管理等措施降低管道运行风险。

（3）子洲气田管道检测率39 %，修复率31 %，建议尽快完成剩余管道完整性评价及防腐层修复工作。

（4）强化人员培训，开展管道抢险应急演练，熟悉管道评价相关标准，考取专业资格证书（NACE,CP证），增强对管道保护、检测、管理专业水平。

［1］ GB/T27512-2011.埋地钢质管道风险评估方法［S］.2011.

［2］ 王冰，韩东兴，等.天然气管道全面腐蚀检测技术在榆林气田的应用［J］.石油化工应用，2010，29（12）:67-69.

［3］ SY/T0087.1-2006.钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价［S］.2006.

［4］ GB/T21448-2008. 埋地钢质管道阴极保护技术规范［S］.2008.

［5］ 田伟，杨专钊，赵雪会，等.湿气输送对管道的腐蚀损伤［J］.理化检验-物理分册，2008，44（9）：512-513.

［6］ 刘吉良.管道缺陷新型修复材料研究［D］.中国石油大学（华东）工程硕士学位论文，2010.