贺焕婷1 惠贤斌2 李本全1 昝英1 何鹏程1 李程1

1.青海油田钻采工艺研究院； 2.青海油田钻采工艺处

摘要：RiskScoreTP为基于肯特评价法编制的半定量风险评价典型方法，通过综合分析管道完整性管理相关数据，计算得到管道全线风险水平分布，明确管道风险等级，识别管道高风险段和高风险因素，指导管道风险管控。风险评价得出影响马仙输气管道失效可能性的主导因素为外腐蚀、内腐蚀、制造与施工缺陷，管道整体风险等级为低风险， 1个存在凹陷的管段为较高风险。

关键词：马仙输气管道；风险；失效可能性；失效后果

 

管道风险评价是识别影响管道安全运行的危害因素，评价失效发生的可能性和后果程度，综合得出管道风险大小，并提出相应风险控制措施的过程。风险评价方法有定性法、半定量法和定量法。肯特评分法为典型的半定量评价法[1]，本文以基于肯特评分法建立的RiskScoreTP风险评价法对马仙输气管道进行风险评价。

1 RiskScoreTP风险评价法

RiskScoreTP为中国石油管道科技中心研发的风险评价软件，系统内置了肯特评分法，将影响管道安全运行的因素分为第三方损坏、外腐蚀、内腐蚀、制造与施工缺陷、地质灾害、泄漏后果影响等六类指标，分析各个指标之间的逻辑关系，对每个指标赋值评分，综合分析其引起管道泄漏的可能性及泄漏后的事故严重程度，最终得到管道沿线的风险大小[2]。RiskScoreTP管道风险评价模型如图 1所示。

2 RiskScoreTP风险评价指标

2.1 失效可能性

失效可能性一级指标分为第三方损坏、外腐蚀、内腐蚀、制造与施工缺陷、地质灾害共5个指标。第三方损坏主要包括地表开挖、警示带、巡线频率、巡线效果、埋深、地面标识、政府态度、民众意识、管道保护宣传、预警系统等。外腐蚀包括内检测（外腐蚀）、设计压力、管道壁厚、阴保电位检测、设计系数、管道直径、土壤腐蚀性、阴保电位、投产时间、运行压力、外防腐层质量、管材屈服强度等。内腐蚀包括内检测（内腐蚀）、设计压力、管道壁厚、设计系数、管道直径、介质腐蚀性、内腐蚀防护有效性、投产时间、运行压力、管材屈服强度等。制造与施工缺陷包括输送工艺变化、压力试验系数、环焊缝缺陷、螺旋焊缝缺陷、直焊缝缺陷、凹坑、板材缺陷、疲劳、水击与超压、附加应力。地质灾害包括土体类型和地形地貌等[3-4]。其中外腐蚀和内腐蚀之间有重复指标。

2.2 失效后果

失效后果一级指标主要包括环境影响、人员伤亡、财产损失、停输影响，如图 2所示。

3 实例分析

马仙输气管道于2012年9月投产，为Φ 377×8.4 mm管道，长度40.71 km，设计压力6.3 MPa，操作压力5.4 MPa，管道材质X52，埋弧焊螺旋缝钢管，外防腐层采用常温型三层PE加强级，阴极保护类型为强制电流。

3.1 失效可能性分析

（1）第三方损坏

马 仙 输 气 管 道 自 投 产 以 来 未 发 生 过 第 三方施工活动。管道第三方损坏失效可能性分值0.0 294～0.1 176，评价结果如图 3所示，红色折线代表第三方损坏指标导致的失效可能性。

马仙管道主要经过区域为无人区，地表开挖可能性较低，周边也不存在挖沙清淤取土、勘探钻探和地下施工等第三方活动，导致管道泄漏的可能性较小。建议对管道穿越便道处加强巡线，定期检测穿越处埋深，防止因埋深过浅而露管或机动车直接碾压。

（2）外腐蚀

            

马仙输气管道在终点南八仙联合站设阴极保护间1座，内置阴极保护设备，配置2路输出恒电位仪机柜1台。恒电位仪运行稳定。管道自投运以来未检测过外防腐层整体质量； 2014年9月内检测开挖验证14个探坑，其中12个探坑外防腐层良好， 2个探坑外防腐层出现破损且已修复完好。管道外腐蚀失效可能性分值0.0 578～0.2 489，评价结果如图4所示，蓝色折线代表外腐蚀指标导致的失效可能性。金属损失缺陷如图 5所示。

马仙输气管道周边土壤为盐碱地，外腐蚀情况较严重。据2014年特检院内检测报告可知，其外壁金属损失程度大于10%wt的共10处。据2016年10月阴保电位测试结果，阴保电位﹣ 0.57 V～﹣ 0.59 V，高于国内一般管道阴保电位水平，处于欠保护状态。根据外壁金属损失判断防腐层质量属中等水平。

（3）内腐蚀

马仙输气管道自投产以来共清管5次，分别为2014年9月、 11月、 12月和2015年4月、 2016年4月，分别清出杂质约90 kg、 200 kg、 200 kg、 500 kg、500 kg，主要为水合物结晶、炭黑粉末、泥沙、原油、少量甲醇，以及水化物冰块。

管 道 沿 线 地 形 东 高 西 低 ， 地 表 高 程2 752.0～2 883.2 m，相对高差131.2 m，如图 6所示。天然气中的水分因密度较大会在管道低洼处聚集，容易形成腐蚀敏感区。

          

由图 6可知，管道存在高程低洼点： 4.379 km、28.938 km、 37.388 km、 39.224 km等处，水分聚集可能形成腐蚀敏感区。 2014年11月第二次清管化验结果显示天然气中并未含水， 2016年4月第五次清管杂质中含水，应该考虑管道低洼点水分聚集形成腐蚀敏感区。管道内腐蚀失效可能性分值为0.0 309～0.2 497，评价结果如图 7所示，黄色折线代表内腐蚀指标导致的失效可能性。

马仙输气管道输气能力5× 108 m3/a，目前输气量约0.9× 108 m3/a，处于低输量输送状态，容易导致天然气中所含水和杂质在管道低洼点沉积，在管底沉积的沉积物（如清管清出的杂质水合物结晶、炭黑粉末、泥沙、原油等）会造成垢下腐蚀，并形成蚀坑。通过检测分析马仙输气管道清出杂质、天然气成分，结果显示天然气中所含CO2（含量为0.11%）及水是引起管道内腐蚀的主要因素。

（4）制造与施工缺陷

管 道 制 造 与 施 工 缺 陷 指 标 分 值 为0.0 206～0.1 651，评价结果如图 8所示，黑色折线代表制造与施工缺陷导致的失效可能性。

2014年9月内检测开挖验证结果显示，管道3处环焊缝缺陷焊缝填充不足， 3处螺旋焊缝缺陷焊缝外观宽度不均匀，但均不需要立即响应。凹陷缺陷共37处， 4处凹陷深度≥6%OD，占比10.8%。当管道长时间高压力运行、压力波动、因土体位移承受额外应力时，可能诱发缺陷失效，应避免出现这些情况。11.9 km处伴有施工过程严重损伤，施工缺陷不容忽视。

（5）地质灾害

马仙输气管道地处荒漠戈壁，四周地势平坦，无山体、河流、冰川等，常年多风少雨，基本无地质灾害发生可能。管道全程地质灾害失效可能性分值0.01，评价结果如图 9所示，绿色折线代表地质灾害导致的失效可能性。

管道所处沙漠戈壁常年干燥，地表沙质松散，风蚀作用可能导致管道埋深变浅，影响管道冻土层深度。

          

上述分析结合RiskScoreTP管道风险评价软件计算结果，得出马仙输气管道总体失效可能性及各单项指标失效可能性如图 10、图 11所示。

可以看出，管道全线大部分管段失效可能性由外腐蚀、内腐蚀和制造与施工缺陷三项指标主导。

3.2 失效后果

马仙管道伤亡后果主要集中在管道出站马北注采站和进站南八仙联合站，两个站场处有人口分布，或发生腐蚀穿孔泄漏，失效后果折线图如图 12所示。

          

失效后果饼状统计图如图 13所示，左侧为按管道长度统计、右侧为按管段数量统计。管道失效后果分为1～5级，从低到高分别表示轻微影响、一般影响、较大影响、重大影响及特别重大影响，统计结果显示马仙输气管道失效后果分级为1级98.44%， 2级0.58%， 3级0%， 4级0%， 5级0.98%。

3.3 风险分析

马仙输气管道风险值0.1 666～1.8 857，图 14反映了管道全线风险值随里程变化规律，风险值越大表 示管道风险越大，风险值较高管段见表1。

图 15是马仙管道整体风险饼状统计图，风险等级分为高、较高、中、低四个等级。评价结果显示，按管道长度计较高风险管段占比0.98%，低风险管段占比99.02%。风险矩阵如图 16所示。

          

4 结论及建议

（1）马仙输气管道较高风险管段长度占管道总长度的0.98%，低风险管段占比99.02%。

（2）马仙输气管道主要面临的风险因素是外腐蚀、内腐蚀、制造与施工缺陷。

（3）管道风险是动态变化的，当管道运行情况发生较大变化时，需及时依据标准规范再评价，更新管道风险评价结果。

参考文献：

[1] 林冬，王毅辉，秦林，等.当前管道风险评价中存在的问题及对策[J].油气储运， 2014， 33(9) ： 963-966

[2] 戴联双，张俊义，张鑫，等.RiskScore管道风险评价方法与应用[J].油气储运， 2011， 29(11)：818-820

[3] 戴联双，于智博，贾光明，等.基于管道完整性管理的风险评价技术研究[J].工业安全与环保，2014， 40(6)： 54-57

[4] 姚安林，赵忠刚，张锦伟.油气管道风险评估质量评价技术[J].天然气与工业， 2013， 33(12)： 111-116 

 

作者：贺焕婷，女， 1985年生， 2013年6月毕业于西南石油大学，油气储运工程专业工学硕士学位，油气储运工程师，从事油气集输、管道风险评价、管道及场站完整性管理等工作。