陈建民

中石化管道储运有限公司

随着全国油气管道隐患整治逐步深入，安全隐患较为严重的部分老管线被停输封存，所承担的原油输送将由复线承担。复线需要重新核定管道运行压力，但由于自身条件限制，没有开展内检测，管道的腐蚀状况无法定量描述。采用外检测的手段，不能保证检测出所有的缺陷。输送能力究竟下降多少，无法确定。管道提压输送存在较大的泄漏风险。在输送介质不变、停输时间有限的情况下，开展压力试验成为核定运行压力的唯一手段。

1 压力试验可行性分析

GB50253《输油管道工程设计规范》、GB50369《油气长输管道工程施工及验收规范》、GB / T16805-2009《液体石油管道压力试验》及GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》均对管道耐压试验有规定。管道耐压试验被管道完整性管理作为内检测、外检测之外的又一种试验评价方法，直接、简单、效果明显。但由于受管道试压介质置换和停输时间限制的影响，以前在国内很少采用。进行压力试验前应开展以下工作：

（1）试验管段。主要依据输油工艺运行参数，结合管道壁厚、沿程高差、截断阀、穿跨越工程位置等因素确定。首先考虑壁厚小的、输送压力大的管线，如出站段管线。其次考虑全线试压。为减少停输次数及便于巡护人员集中巡护，可几段同时试压。

（2）风险预判。水压试验通常在新建管道或停输封存的管道上采用。压力试验是在运行的管道上实施，有可能出现管道泄漏情况，具有一定的风险。停输时间超过有关规定会造成凝管，或不能按期完成输油任务。对此要进行分析论证，并采取必要的管控措施。

（3）试验压力。根据《液体石油管道压力试验》规定，最高试验压力按设计压力的1.25倍确定。

（4）试验介质。根据《液体石油管道压力试验》规定，结合试验管段没有经过大中河流、人口稠密区及穿越铁路（穿越公路管段近期进行了改造），最终确定带油试压。打压时的注入介质是站内消防水。由于管线停输后管道内充满原油，因此注水上压的时间可控。

（5）泵的选择。为防止试验过程中管道压力过大，可依据试压管道的管径和规定的试压时间，选择排量为4～10m3的小排量注入泵。

2 某原油管线压力试验

2.1 管道基本情况

某原油管线1996年9月开工建设，1998年9月建成投产，全长156km，材质为S360、S415螺旋焊缝钢管，管道防腐为采用石油沥青玻璃丝布及环氧煤沥青，外加电流阴极保护。全线设A站、C站、E站。A站—C站段管径为Φ630，C站—E站段管径为Φ711。2002年增输改造新建了B站和D站，输量达到每年1800×104吨。迄今已运行18年。

自2009年以来，管道多次发生腐蚀泄漏及几次爆管，后采取降低输量和压力运行，本体安全状况较差。2011年后，企业加大投入，加强检测，重点对管道补口、浅埋、钢套管、固定墩、河流穿越段、阴极保护等存在的问题及缺陷进行了较全面的整治，情况有所好转。

2.2 压力试验综述

某原油管线压力试验分布状况如下图所示:

2#阀室～C站、3#阀室～D站及4#阀室～E站等3个管段未安排压力试验，主要因为这三个管段均属于进站方向的管段，输送压力相对较低，风险较小。

（1）编制试验、应急、特别巡护及抢修方案，并通过专业审查。

（2）试压泵现场安装连接注入管线（一般注入点选择在收发球筒放空点）；巡护车辆、人员进入各自巡护点；抢修人员、物资（包含处置溢油的物资）、机具设备（含封堵设备）、车辆（含单斗、混凝土破拆用“啄木鸟”）进入管线附近并待命；启动试压泵，逐级升压至最高试验压力，做好试压记录；按方案要求稳压至试压结束。升压期间如发生泄漏，应尽快完成抢修并恢复管道运行。

（3）试验数据及泄漏情况见下表。

通过3次压力试验，最高运行压力由试验前的3.8MPa升至4.5MPa，A站出站可提至4.8MPa。

2.3 特别巡护

试验期野外及空旷区域2人/km，重点管段1人/100m，人口密集区域、重大隐患点设专人监护。巡线人员试验期间在管道一侧徒步巡护，不留死角；驻点人员每间隔半小时对设施及管道巡查一次。

2.4 风险告知

试验前向管道穿越大棚区、隐患点、占压严重等管段沿线印发告知书，将方案报备地方管道主管、安全监管、环保部门。

2.5 应急抢险

成立压力试验应急抢险指挥部，提前联系好社会应急资源24小时待命。一旦试验压力出现异常变化确认管道泄漏，立即停止注入并下达抢修指令，抢修队赶赴泄漏点查看，同时调集应急资源进入现场展开抢险。

抢修完毕，及时清理现场，对废弃物和污染物进行妥善处置。

3 问题探讨

（1）压力试验过程可能发生的泄漏量分析。泄漏量大小与试压管段的高程差变化、密封结构、缺陷失效形式及试压泵的排量等4个因素相关。具体来说，对高程差变化明显的管段，首先要考虑高程变化对泄漏的影响。试压管段密封结构属于完整的一套压力容器，局部瞬间泄漏，理论上讲泄漏量应不大于注入量。腐蚀缺陷发生的泄漏，泄漏量不大。螺旋焊口开裂会出现泄漏，泄漏量大小取决于进入管内的空气量，但埋地环境下空气进入量有限。试压泵排量大小与泄漏量密切相关，使用小排量试压泵试压时间长，应根据现场情况合理选择。

（2）压力试验过程的输油工艺分析。试压管段的油品物性对试压时间长短有重要影响，对粘度大、凝点高的油品，应考虑采取降凝降粘措施。如有条件，可储备一定数量的低凝油品用于压力试验。考虑到抢修人员安全，用于压力试验的油品应不含或少含硫化氢成分。

（3）河流段管道压力试验分析。依笔者几十年经验看，除地震、泥石流、洪水等自然灾害影响外，管道穿越河流段发生泄漏的概率几乎为零。因为河流段管道从设计、施工等方面要比一般地段的管道高一个等级，管道壁加厚，焊接、无损检测采用最高等级。其次，水下管道阴极保护效果极佳，管道腐蚀很小。第三，对河流段管道改造取出的旧管道检查发现，管体几乎完好如初。建议对大中型河流段管道免去压力试验环节，或用水置换油后单独试压。对穿越小型河流、沟渠等管道，在风险可控情况下，可连同其他段管道一起进行整体压力试验。

（4）穿越铁路公路管道压力试验分析。穿越铁路、公路管道设计、施工标准高于一般地段，但阴极保护效果不如河流段管道，可能存在阴极保护死角，会产生局部腐蚀。试压前应对穿越段整体进行管体检测和防腐层维修。

（5）解决停输时间与试压时间矛盾。受油品物性、季节因素以及输油生产连续运行的影响，对停输时间会有不同限制，这与GB 32167-2015规定的严密性试压持续时间24小时存在矛盾。可以尝试“压力换时间”，即将试压压力从规定运行压力的1.25倍提至更高一级，相应减少所规定的试压时间。

（6）处理试压压力不稳定问题。当发生此类问题时，可能存在管道腐蚀等因素导致微泄漏、截断阀不严以及打孔盗油等情况。试验可以继续进行，调节泵排量，稳住压力，达到规定的时间点。待试压完成后再查找泄漏原因。

（7）干线截断阀能否用于压力试验。干线截断阀一般采用球阀，生产制造工序中有压力试验环节，但试压时间有限。根据球阀结构及所具备的功能分析，能够承担试压任务，但前提是管道没有发生瞬间泄漏，因为瞬间泄漏可能造成阀密封损伤。干线截断阀可有条件的用于管道压力试验，且管道试验压力不宜过高，建议不大于截断阀额定压力的75%。

4 结论

（1）测试出了管道输送能力，实现了输量增加。

（2）管道运行得到改善，泵的可调范围加大，与输量合理匹配。

（3）为老管线隐患整治提供了支持，降低了企业的运营成本。

（4）及时发现处置了管道本体上存在的严重缺陷及盗油孔阀门。

（5）为老管线推行完整性管理及安全评估提供了技术支持。

作者：陈建民， 1985年毕业于中国石油管道学院线路工程专业，公司管道专家，高级工程师，长期从事管道工程与管理工作

《管道保护》2016年第6期（总第31期）