賀煥婷1 惠賢斌2 李本全1 昝英1 何鵬程1 李程1

1.青海油田鉆采工藝研究院； 2.青海油田鉆采工藝處

摘要：RiskScoreTP為基于肯特評價法編制的半定量風險評價典型方法，通過綜合分析管道完整性管理相關數據，計算得到管道全線風險水平分布，明確管道風險等級，識別管道高風險段和高風險因素，指導管道風險管控。風險評價得出影響馬仙輸氣管道失效可能性的主導因素為外腐蝕、內腐蝕、制造與施工缺陷，管道整體風險等級為低風險， 1個存在凹陷的管段為較高風險。

關鍵詞：馬仙輸氣管道；風險；失效可能性；失效后果

 

管道風險評價是識別影響管道安全運行的危害因素，評價失效發生的可能性和后果程度，綜合得出管道風險大小，并提出相應風險控制措施的過程。風險評價方法有定性法、半定量法和定量法。肯特評分法為典型的半定量評價法[1]，本文以基于肯特評分法建立的RiskScoreTP風險評價法對馬仙輸氣管道進行風險評價。

1 RiskScoreTP風險評價法

RiskScoreTP為中國石油管道科技中心研發的風險評價軟件，系統內置了肯特評分法，將影響管道安全運行的因素分為第三方損壞、外腐蝕、內腐蝕、制造與施工缺陷、地質災害、泄漏后果影響等六類指標，分析各個指標之間的邏輯關系，對每個指標賦值評分，綜合分析其引起管道泄漏的可能性及泄漏后的事故嚴重程度，最終得到管道沿線的風險大小[2]。RiskScoreTP管道風險評價模型如圖 1所示。

2 RiskScoreTP風險評價指標

2.1 失效可能性

失效可能性一級指標分為第三方損壞、外腐蝕、內腐蝕、制造與施工缺陷、地質災害共5個指標。第三方損壞主要包括地表開挖、警示帶、巡線頻率、巡線效果、埋深、地面標識、政府態度、民眾意識、管道保護宣傳、預警系統等。外腐蝕包括內檢測（外腐蝕）、設計壓力、管道壁厚、陰保電位檢測、設計系數、管道直徑、土壤腐蝕性、陰保電位、投產時間、運行壓力、外防腐層質量、管材屈服強度等。內腐蝕包括內檢測（內腐蝕）、設計壓力、管道壁厚、設計系數、管道直徑、介質腐蝕性、內腐蝕防護有效性、投產時間、運行壓力、管材屈服強度等。制造與施工缺陷包括輸送工藝變化、壓力試驗系數、環焊縫缺陷、螺旋焊縫缺陷、直焊縫缺陷、凹坑、板材缺陷、疲勞、水擊與超壓、附加應力。地質災害包括土體類型和地形地貌等[3-4]。其中外腐蝕和內腐蝕之間有重復指標。

2.2 失效后果

失效后果一級指標主要包括環境影響、人員傷亡、財產損失、停輸影響，如圖 2所示。

3 實例分析

馬仙輸氣管道于2012年9月投產，為Φ 377×8.4 mm管道，長度40.71 km，設計壓力6.3 MPa，操作壓力5.4 MPa，管道材質X52，埋弧焊螺旋縫鋼管，外防腐層采用常溫型三層PE加強級，陰極保護類型為強制電流。

3.1 失效可能性分析

（1）第三方損壞

馬 仙 輸 氣 管 道 自 投 產 以 來 未 發 生 過 第 三方施工活動。管道第三方損壞失效可能性分值0.0 294～0.1 176，評價結果如圖 3所示，紅色折線代表第三方損壞指標導致的失效可能性。

馬仙管道主要經過區域為無人區，地表開挖可能性較低，周邊也不存在挖沙清淤取土、勘探鉆探和地下施工等第三方活動，導致管道泄漏的可能性較小。建議對管道穿越便道處加強巡線，定期檢測穿越處埋深，防止因埋深過淺而露管或機動車直接碾壓。

（2）外腐蝕

            

馬仙輸氣管道在終點南八仙聯合站設陰極保護間1座，內置陰極保護設備，配置2路輸出恒電位儀機柜1臺。恒電位儀運行穩定。管道自投運以來未檢測過外防腐層整體質量； 2014年9月內檢測開挖驗證14個探坑，其中12個探坑外防腐層良好， 2個探坑外防腐層出現破損且已修復完好。管道外腐蝕失效可能性分值0.0 578～0.2 489，評價結果如圖4所示，藍色折線代表外腐蝕指標導致的失效可能性。金屬損失缺陷如圖 5所示。

馬仙輸氣管道周邊土壤為鹽堿地，外腐蝕情況較嚴重。據2014年特檢院內檢測報告可知，其外壁金屬損失程度大于10%wt的共10處。據2016年10月陰保電位測試結果，陰保電位﹣ 0.57 V～﹣ 0.59 V，高于國內一般管道陰保電位水平，處于欠保護狀態。根據外壁金屬損失判斷防腐層質量屬中等水平。

（3）內腐蝕

馬仙輸氣管道自投產以來共清管5次，分別為2014年9月、 11月、 12月和2015年4月、 2016年4月，分別清出雜質約90 kg、 200 kg、 200 kg、 500 kg、500 kg，主要為水合物結晶、炭黑粉末、泥沙、原油、少量甲醇，以及水化物冰塊。

管 道 沿 線 地 形 東 高 西 低 ， 地 表 高 程2 752.0～2 883.2 m，相對高差131.2 m，如圖 6所示。天然氣中的水分因密度較大會在管道低洼處聚集，容易形成腐蝕敏感區。

          

由圖 6可知，管道存在高程低洼點： 4.379 km、28.938 km、 37.388 km、 39.224 km等處，水分聚集可能形成腐蝕敏感區。 2014年11月第二次清管化驗結果顯示天然氣中并未含水， 2016年4月第五次清管雜質中含水，應該考慮管道低洼點水分聚集形成腐蝕敏感區。管道內腐蝕失效可能性分值為0.0 309～0.2 497，評價結果如圖 7所示，黃色折線代表內腐蝕指標導致的失效可能性。

馬仙輸氣管道輸氣能力5× 108 m3/a，目前輸氣量約0.9× 108 m3/a，處于低輸量輸送狀態，容易導致天然氣中所含水和雜質在管道低洼點沉積，在管底沉積的沉積物（如清管清出的雜質水合物結晶、炭黑粉末、泥沙、原油等）會造成垢下腐蝕，并形成蝕坑。通過檢測分析馬仙輸氣管道清出雜質、天然氣成分，結果顯示天然氣中所含CO2（含量為0.11%）及水是引起管道內腐蝕的主要因素。

（4）制造與施工缺陷

管 道 制 造 與 施 工 缺 陷 指 標 分 值 為0.0 206～0.1 651，評價結果如圖 8所示，黑色折線代表制造與施工缺陷導致的失效可能性。

2014年9月內檢測開挖驗證結果顯示，管道3處環焊縫缺陷焊縫填充不足， 3處螺旋焊縫缺陷焊縫外觀寬度不均勻，但均不需要立即響應。凹陷缺陷共37處， 4處凹陷深度≥6%OD，占比10.8%。當管道長時間高壓力運行、壓力波動、因土體位移承受額外應力時，可能誘發缺陷失效，應避免出現這些情況。11.9 km處伴有施工過程嚴重損傷，施工缺陷不容忽視。

（5）地質災害

馬仙輸氣管道地處荒漠戈壁，四周地勢平坦，無山體、河流、冰川等，常年多風少雨，基本無地質災害發生可能。管道全程地質災害失效可能性分值0.01，評價結果如圖 9所示，綠色折線代表地質災害導致的失效可能性。

管道所處沙漠戈壁常年干燥，地表沙質松散，風蝕作用可能導致管道埋深變淺，影響管道凍土層深度。

          

上述分析結合RiskScoreTP管道風險評價軟件計算結果，得出馬仙輸氣管道總體失效可能性及各單項指標失效可能性如圖 10、圖 11所示。

可以看出，管道全線大部分管段失效可能性由外腐蝕、內腐蝕和制造與施工缺陷三項指標主導。

3.2 失效后果

馬仙管道傷亡后果主要集中在管道出站馬北注采站和進站南八仙聯合站，兩個站場處有人口分布，或發生腐蝕穿孔泄漏，失效后果折線圖如圖 12所示。

          

失效后果餅狀統計圖如圖 13所示，左側為按管道長度統計、右側為按管段數量統計。管道失效后果分為1～5級，從低到高分別表示輕微影響、一般影響、較大影響、重大影響及特別重大影響，統計結果顯示馬仙輸氣管道失效后果分級為1級98.44%， 2級0.58%， 3級0%， 4級0%， 5級0.98%。

3.3 風險分析

馬仙輸氣管道風險值0.1 666～1.8 857，圖 14反映了管道全線風險值隨里程變化規律，風險值越大表 示管道風險越大，風險值較高管段見表1。

圖 15是馬仙管道整體風險餅狀統計圖，風險等級分為高、較高、中、低四個等級。評價結果顯示，按管道長度計較高風險管段占比0.98%，低風險管段占比99.02%。風險矩陣如圖 16所示。

          

4 結論及建議

（1）馬仙輸氣管道較高風險管段長度占管道總長度的0.98%，低風險管段占比99.02%。

（2）馬仙輸氣管道主要面臨的風險因素是外腐蝕、內腐蝕、制造與施工缺陷。

（3）管道風險是動態變化的，當管道運行情況發生較大變化時，需及時依據標準規范再評價，更新管道風險評價結果。

參考文獻：

[1] 林冬，王毅輝，秦林，等.當前管道風險評價中存在的問題及對策[J].油氣儲運， 2014， 33(9) ： 963-966

[2] 戴聯雙，張俊義，張鑫，等.RiskScore管道風險評價方法與應用[J].油氣儲運， 2011， 29(11)：818-820

[3] 戴聯雙，于智博，賈光明，等.基于管道完整性管理的風險評價技術研究[J].工業安全與環保，2014， 40(6)： 54-57

[4] 姚安林，趙忠剛，張錦偉.油氣管道風險評估質量評價技術[J].天然氣與工業， 2013， 33(12)： 111-116 

 

作者：賀煥婷，女， 1985年生， 2013年6月畢業于西南石油大學，油氣儲運工程專業工學碩士學位，油氣儲運工程師，從事油氣集輸、管道風險評價、管道及場站完整性管理等工作。