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          事故案例

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          管道內檢測作業事故案例分析

          來源:《管道保護》2022年第2期 作者:張強 戴聯雙 楊玉鋒 時間:2022-4-15 閱讀:

          張強1 戴聯雙2 楊玉鋒1

          1.國家管網集團科學技術研究總院分公司;2.國家石油天然氣管網集團有限公司

           



          1  概述

          管道內檢測實施前,應制定適合的內檢測工作流程,包括內檢測技術與設備選型、檢測器性能驗證、踏線設標、管道清管/測徑、運行檢測器、數據分析和開挖驗證,其中清管和內檢測階段風險最大。影響檢測器正常運行的因素較多,包括管道收發球裝置尺寸和結構、管道管徑、三通、閥門、彎頭和管道壓力、流量以及現場操作等。近年國內外開展內檢測(含清管)作業出現了諸如收發球過程中的火災、殘留高壓氣體引起的設備沖撞、運行過程中的卡停等事故事件(表 1),造成人員傷亡和設備損壞。對此需要引起重視,作業時應全面識別項目實施過程中存在的風險因素,采取消減和控制措施,擬定異常情況的應急處置預案,確保檢測工作順利實施。


          表 1 部分油氣管道內檢測作業事故



          2  案例分析

          2.1  事故經過

          2006年11月23日,Enbridge公司Westspur分公司外徑為323.9 mm的天然氣凝液(NGLs)管道開展內檢測作業,采用組合式檢測工具,即由1個幾何檢測器、1個漏磁檢測器和4個隔離清管器組成,如圖 1所示。Enbridge公司專門為此次內檢測安裝了臨時收球筒,如圖 2所示。受天然氣凝液(NGLs)輸量影響,采用天然氣推動內檢測器運行。



          圖 1 組合式檢測工具及運行流程


          圖 2 臨時收球筒示意圖


          11月23日上午6:35開始,幾何檢測器和漏磁檢測器先后進入收球筒,之后關閥隔離、泄壓、注氮置換,取出檢測器。中午12:02開始,清管器1#、2#、3#分別進入收球筒。在3#清管器到達收球筒前,因為天然氣凝液(NGLs)中已經有天然氣混入跡象,現場決定將介質導向放空火炬。16:24,4#清管器進入收球筒,跟蹤器確認停留在變徑段(大小頭),各清管器停留位置如圖 3所示,繼續保持收球流程5分鐘以確保清管器盡量往前移動。



          圖 3 內檢測作業時清管器停留位置


          如圖 3所示,收球開始,首先關閉主干線V101隔離閥,通過放空管點火直到壓力降至698.5 kPa,并從V1處注氮置換直到放空管火焰熄滅。然后關閉F6和F7并打開V2,有少量黑色液體噴出,球筒壓力表P1、P2(量程0~6895 kPa)讀數為0 kPa。從V1移除注氮管并打開閥門繼續放空,打開盲板開始收球。1#、2#清管器完全進入大筒被輕松取出,3#清管器停在變徑段(大小頭)附近、距離球筒口約7.6 m處,現場人員嘗試用9.1 m長的牽拉工具將其取出。拖拽過程中3#、4#清管器快速沖出撞到操作人員,致1人重傷,1人輕傷。同時黑色液體從V2噴濺而出。

          2.2  事故原因分析

          分析表明,事故直接原因為3#、4#清管器間壓差造成被拖拽清管器快速沖出。

          (1)正常輸送過程管道內無黑色粉末。內檢測過程中收球筒帶入黑色粉末雜質在3#和4#清管器(皮碗)周圍累積,形成了密封空間(大筒外徑355.6 mm僅比管道標稱直徑323.9 mm略大)。

          (2)注氮及殘留的天然氣凝液氣化膨脹(膨脹比約為255∶1),在清管器前后產生壓差,隨著3#清管器被拉入大筒,4#清管器后的背壓足以推動清管器沖出。

          (3)4#清管器停留于排氣孔V2上游或剛好跨在排氣孔位置使壓力無法有效釋放。雖然現場操作人員確認壓力表P1和P2的讀數為0,但這些壓力表的量程為6895 kPa,可能無法顯示較小讀數。而103 kPa~138 kPa壓力就可推動清管器移動。

          (4)當3#、4#清管器未按計劃進入收球筒大筒時,現場人員采用行業慣用方法拖拽隔離清管器,未評估該方法針對此次特定情況(氣液兩相)的適用性,未意識到這種偏差可能帶來的危險,安全意識和風險分析不足。

          2.3  安全措施

          Enbridge公司通過調查分析,決定將收球筒外徑由355 mm更換為406.4 mm,排氣閥由50.8 mm調整為101.6 mm;同時審查完善現有操作手冊。2007年4月,加拿大國家能源局(NEB)發布安全咨詢報告(NEB SA 2007-01),闡述了清管/內檢測作業中的風險因素和預防措施,如表 2所示。


          表 2 清管過程中風險因素和預防措施



          3  其他預防措施

          管道企業應根據內檢測作業風險識別結果制定安全控制措施,并納入實施方案嚴格落實。除以上收發球過程中可能面臨的風險和預防措施外,還需采取以下預防措施。

          (1)針對內檢測器在管道中解體風險,應提前檢查檢測器各部件,識別流量變化較大或管道存在較大落差處,在檢測器運行重點位置值守監聽。

          (2)針對內檢測器皮碗失去驅動風險,應提前識別皮碗磨損或可能造成失去驅動的彎頭處并采取相應措施。

          (3)針對內檢測器卡停風險,提前識別、分析管道可能存在大變形、支管等位置,對沿線閥門進行排查,確保內檢測器運行時閥門保持全開位置。

          (4)針對內檢測過程中工藝流程切換可能導致運行異常風險,內檢測實施過程中應盡量保持工藝平穩。如必須切換則應選擇檢測器運行在較平緩的區域時進行操作。

          4  作業故障處置措施

          如果發生內檢測作業異常,視情況分別采取以下處置措施。

          (1)若發生卡停事故,可結合地面標識盒信號和現場管道情況(是否存在彎頭、管道爬坡段),分析判斷卡停位置,查找并開挖確認,動火切除并更換相應管段,取出檢測器。

          (2)若檢測器地面跟蹤信號丟失、運行壓力無異;蛘哌\行壓力升高但不影響輸量,則在跟蹤信號丟失點下游3 km~10 km范圍內加密設置跟蹤標識器,若重新發現信號則恢復正常檢測;若仍未發現信號可初步判斷為檢測器出現卡停;適當提高運行壓力增大檢測器驅動力,若提壓后檢測器開始移動則正常進行檢測器跟蹤;若檢測器仍未移動則應使用泄流量大于檢測器泄流量的泡沫清管器作為救援清管器進行推球。若順利推動則同時跟蹤檢測器信號和救援清管器信號;若未推動則需動火切除并更換相應管段,取出檢測器。

           

          (本文編譯自《Pipeline Investigation Report P06H0061:In-line tool occurrence Enbridge Pipelines (Westspur) Inc. 323.9-millimetre outside diameter pipeline receiving trap at cromer terminal near cromer, manitoba 23 november 2006》《National Energy Board Safety Advisory NEB SA 2007-01:Pipeline Pigging Operations: Open to Injury》.)


          作者簡介:張強,1986年生,注冊安全工程師、二級安全評價師、管道檢驗員,主要從事管道完整性相關的研究工作。先后參與編寫《油氣管道風險評價方法 第2部分 定量評價法》《油氣管道基于風險的檢測方法》等行業標準、《油氣管道站場完整性管理》等書籍,曾獲中石油集團公司科學技術進步獎等。聯系方式:18630630987,zhangqiang14@pipechina.com.cn。


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