劉冰

大慶油田有限責(zé)任公司第十采油廠

近些年，發(fā)生幾起惡性油田埋地管道事故，造成劇大的生命財(cái)產(chǎn)損失。為了提高管道安全運(yùn)行效率，增強(qiáng)管道安全生產(chǎn)的可靠性，從數(shù)據(jù)收集、高后果區(qū)識(shí)別、管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)、完整性評(píng)價(jià)、維修維護(hù)和效能評(píng)價(jià)開展完整性管理工作。在分析某區(qū)管道建設(shè)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，從建設(shè)管理隊(duì)伍、管道更換、區(qū)域陰極保護(hù)、管道檢測(cè)修復(fù)等方面采取綜合措施，全面降低管道失效率，提高管道壽命，減少在役油田埋地管道安全生產(chǎn)的隱患風(fēng)險(xiǎn)[1]。

1 某區(qū)域管道建設(shè)現(xiàn)狀

1.1 油田建設(shè)現(xiàn)狀

某區(qū)域于2005 年建成并投入開發(fā)，有轉(zhuǎn)油站1座，集油閥組間5 座，建成各類管道213.4 km。井區(qū)內(nèi)轉(zhuǎn)油站承接另外兩座站來液，占廠總產(chǎn)量的27%。管道類型明細(xì)見表1。

表1 2020 年12 月某區(qū)域管道長(zhǎng)度統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistics of pipeline length in one area by December 2020

針對(duì)井區(qū)各類管道，篩選出Ⅱ類管道28.2 km；Ⅲ類管道185.2 km[2]。優(yōu)化高后果區(qū)識(shí)別[3]與劃分規(guī)則，共識(shí)別出高后果區(qū)管道320 條，長(zhǎng)度213.4 km。采用管道半定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)法，將所有管道劃分成高、中、低風(fēng)險(xiǎn)3 級(jí)，篩選出中風(fēng)險(xiǎn)管道61.2 km。

1.2 地面建設(shè)模式

某區(qū)域從基礎(chǔ)加高、管道加大埋深敷設(shè)[4]、鋼筋混凝土鋪設(shè)路面、三種方式加強(qiáng)岸線防護(hù)四個(gè)方面，建設(shè)油田生產(chǎn)區(qū)域。該特殊的地面建設(shè)模式，經(jīng)受住了2010 年、2013 年兩次較大洪水期的考驗(yàn)，未發(fā)生較大安全環(huán)境事故，總體上可以滿足防洪、安全環(huán)保要求[5]。

1.3 管道技防措施

某區(qū)域埋地管道保護(hù)措施主要有泄漏報(bào)警監(jiān)測(cè)系統(tǒng)2 套、陰極保護(hù)系統(tǒng)3 套，2 座轉(zhuǎn)油站分別安裝雷達(dá)監(jiān)控系統(tǒng)，每年對(duì)管道實(shí)施定期檢測(cè)等措施，對(duì)運(yùn)行管道提供監(jiān)控，加大管道管理力度。管道檢測(cè)情況見表2。

表2 2018 年站間管道檢測(cè)統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistics of pipeline inspection in stations by 2018

1.4 管道失效

2020 年該區(qū)域管道失效36 次，其中集輸管道失效24 次，注水系統(tǒng)管道失效12 次，失效原因主要為金屬管道外腐蝕和非金屬管道泄漏失效。年失效率0.17 km-1·a-1，管道失效情況分類統(tǒng)計(jì)見表3。

表3 管道失效情況分類統(tǒng)計(jì)表Tab.3 Statistics of pipeline failure classification

2 目前存在的問題及對(duì)策

2.1 洪水影響

某區(qū)域建成各類管道約213 km，10 年洪水重現(xiàn)期高122.88 m，25 年洪水重現(xiàn)期高124.38 m。自2005 年投產(chǎn)以來，2010、2013、2014、2015、2018、2019、2020 年洪水均超過警戒水位。一般情況下，7 月中旬至10 月上旬為洪水期[6]。洪水期間，停止一切生產(chǎn)活動(dòng)，開展汛期巡查工作。

對(duì)策：一是建立防汛責(zé)任制，成立小組，落實(shí)隊(duì)伍和物資，加強(qiáng)汛情檢測(cè)。二是排查重點(diǎn)區(qū)域，封堵提撈井、探井，清理雜物及殘存污油。三是啟動(dòng)應(yīng)急預(yù)案，開展應(yīng)急演練，提高防汛意識(shí)和安全意識(shí)。四是安排部署防汛搶險(xiǎn)，采用停產(chǎn)、人員撤離、零散設(shè)備回收等[7]措施。

2.2 管道腐蝕穿孔

該區(qū)域平均土壤電阻率26.5 Ω·m，根據(jù)一般地區(qū)土壤腐蝕性分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，土壤平均電阻率在20～50 Ω·m 之間，屬于中級(jí)腐蝕性土壤。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)穿孔位置，腐蝕原因總結(jié)為以下幾點(diǎn)：①金屬管道焊縫處現(xiàn)場(chǎng)做的防腐保溫層存在缺陷，管體長(zhǎng)期直接接觸高含水土壤造成穿孔；②玻璃鋼管在介質(zhì)溫度、壓力的共同作用下，玻璃鋼基體樹脂發(fā)生老化，內(nèi)表面玻璃纖維松脫或斷裂；③管道鋪設(shè)不平整或覆土不均勻，受洪水沖刷，管道在水平面出現(xiàn)位差，凹凸處管道上覆壓力逐漸加大并產(chǎn)生彎曲，也會(huì)導(dǎo)致管道應(yīng)力破損。

外腐蝕形成原因主要為油氣管道長(zhǎng)期與酸性土壤接觸，在防腐層破損處遭受侵蝕，發(fā)生析氫腐蝕，最終形成Fe3O4，由表及里最終穿透管道。內(nèi)腐蝕[8]主要表現(xiàn)為油氣管道輸送油水混合物過程中，存在硫化氫、二氧化硫等氣體。內(nèi)腐蝕機(jī)理：①電離產(chǎn)生氫氣滲入管道出現(xiàn)氫脆；②二氧化硫與鐵之間發(fā)生反應(yīng)產(chǎn)生硫酸亞鐵，從而產(chǎn)生金屬氧化物和游離酸，出現(xiàn)管道腐蝕現(xiàn)象；③固體顆粒的磨損腐蝕[9]。

對(duì)策：通過5 個(gè)方面減緩管道腐蝕速率。定期化驗(yàn)采出水礦化度，采出液含硫化氫、含氧情況，分析管道內(nèi)環(huán)境；利用管道外涂層防腐技術(shù)，分隔管道與腐蝕介質(zhì)，起到防腐的作用；通過超聲波測(cè)厚儀檢測(cè)管道整體減薄情況；內(nèi)腐蝕較難監(jiān)測(cè)，可建立適當(dāng)物理模型模擬腐蝕情況；對(duì)集油系統(tǒng)管網(wǎng)實(shí)行區(qū)域陰極保護(hù)，更換腐蝕老化嚴(yán)重的管道。

2.3 管道結(jié)垢

某站外輸管道建于 2007 年，規(guī)格為Φ 114 mm×4.5 mm，全長(zhǎng)5.7 km，其中0.57 km 穿越松花江，設(shè)計(jì)壓力4.0 MPa，采用3PE 防腐，泡沫夾克保溫。輸量從12 m3/h 下降到8 m3/h，回壓由1.01 MPa 升高到2.34 MPa。通過計(jì)算理論內(nèi)徑只有58 mm，熱洗后恢復(fù)至70 mm，存在結(jié)蠟、腐蝕以及泥沙沉積現(xiàn)象。

對(duì)策：量子環(huán)由硅、鋁等記憶材料構(gòu)成儲(chǔ)存水中相關(guān)物質(zhì)的分子振動(dòng)波形，持續(xù)釋放超精微能量波，透過管壁傳入到流體介質(zhì)中，使這些物質(zhì)的物理性質(zhì)發(fā)生改變，達(dá)到除防垢目的。

應(yīng)用量子環(huán)除垢儀消除管壁內(nèi)垢，為了防止大塊垢質(zhì)脫落可能導(dǎo)致穿江管段被堵塞的問題，采取“先末后前、分段除垢”的安裝方式，即2019 年11月28 日先將量子環(huán)除垢裝置安裝在管道末段清垢，2 個(gè)月后再安裝前段。

根據(jù)列賓宗公式反算管道內(nèi)徑，從表4 可以看出，管道內(nèi)徑從73 mm 逐漸擴(kuò)大到100 mm 左右，基本恢復(fù)管道參數(shù)，說明除垢效果明顯。經(jīng)試驗(yàn)，最大外輸量可達(dá)到960 m3/d。

表4 外輸管道運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)Tab.4 Statistics of operation parameters of external transmission pipeline

3 下一步技術(shù)措施

以生產(chǎn)達(dá)到“零泄漏、零污染”為目標(biāo)，實(shí)現(xiàn)環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)及時(shí)跟蹤，確保生產(chǎn)安全和環(huán)境安全。

3.1 優(yōu)化外輸管道

新建產(chǎn)能區(qū)塊后，原外輸能力不能滿足需求，且管道投產(chǎn)時(shí)間超過15 年，有腐蝕穿孔風(fēng)險(xiǎn)。計(jì)劃改造如下：新建1處穿江套管Φ711 mm×11.9 mm，長(zhǎng)度600 m，新建外輸油管道2 條、濾后水管道，套管內(nèi)預(yù)留供水管道、返輸氣管道及通用光纜。

3.2 優(yōu)化管網(wǎng)布局

開發(fā)規(guī)劃轉(zhuǎn)提撈井及關(guān)停井65 口，部分油井存在產(chǎn)量較低、集油環(huán)油井?dāng)?shù)量較少、集油環(huán)總長(zhǎng)度較長(zhǎng)等問題，造成集油環(huán)運(yùn)行的熱力條件較差，單井摻水量偏高。本次優(yōu)化核減集油環(huán)5 個(gè)，優(yōu)化后集油環(huán)共25 個(gè)。集油環(huán)統(tǒng)計(jì)見表5。

表5 集油環(huán)統(tǒng)計(jì)Tab.5 Statistics of oil collecting ring

3.3 管道技防措施

3.3.1 內(nèi)腐蝕監(jiān)測(cè)

分別選擇不同工藝環(huán)節(jié)的監(jiān)測(cè)點(diǎn)進(jìn)行聯(lián)合監(jiān)測(cè)金屬管道，分析介質(zhì)腐蝕性對(duì)管道的影響。站內(nèi)各工藝管道：計(jì)量間來油匯管、摻水出站管道、外輸油出站管道等；集輸管道：優(yōu)先監(jiān)測(cè)彎頭、三通、變徑等位置；其他管道：重點(diǎn)監(jiān)測(cè)失效管道的焊口位置。

3.3.2 陰極保護(hù)和腐蝕監(jiān)測(cè)樁

2 座轉(zhuǎn)油站站外集油管網(wǎng)采取外加電流陰極保護(hù)措施，實(shí)行區(qū)域陰極保護(hù)；集油管網(wǎng)設(shè)置智能腐蝕監(jiān)測(cè)樁[10]，適當(dāng)設(shè)置電流樁，以檢查陽極工作情況；定向穿越管段的陰極保護(hù)可采用數(shù)值模擬計(jì)算法評(píng)價(jià)。

3.3.3 泄漏報(bào)警定位系統(tǒng)

2 條外輸管線各安裝一套泄漏報(bào)警定位系統(tǒng)，始末兩站的信號(hào)采用無線傳輸方式傳輸。管道一旦發(fā)生失效，將損失控制到最小。

3.3.4 除防垢和腐蝕監(jiān)測(cè)

主要站間管道安裝量子環(huán)除垢裝置，從起點(diǎn)開始每隔2 km 一處進(jìn)行安裝。

采取金屬磁記憶技術(shù)進(jìn)行檢測(cè)81 km，再根據(jù)檢測(cè)結(jié)果對(duì)腐蝕嚴(yán)重的管段進(jìn)行更換。

4 取得的認(rèn)識(shí)

（1）該區(qū)域作為主力區(qū)塊，保障其安全生產(chǎn)，對(duì)企業(yè)和對(duì)下游居民至關(guān)重要。該區(qū)域“基礎(chǔ)架高、定向穿越、過水路面、岸線防護(hù)”的防洪建設(shè)模式經(jīng)受住了洪水的考驗(yàn)，未發(fā)生安全環(huán)境污染事件，有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

（2）從管道設(shè)計(jì)期、管道建設(shè)期、管道運(yùn)行期全面管理，減少管道失效次數(shù)，提高管道運(yùn)行效率，使管道更換更具針對(duì)性和科學(xué)性，避免單純依靠基層上報(bào)管道穿孔次數(shù)確定維修改造計(jì)劃，保證改造資金利用率。

（3）完善管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、運(yùn)行數(shù)據(jù)、環(huán)境數(shù)據(jù)，建立數(shù)學(xué)模型進(jìn)行現(xiàn)狀評(píng)價(jià)，提前預(yù)知管道腐蝕、老化形式，為管道的維修和管理、管道工程的規(guī)劃設(shè)計(jì)制定更加科學(xué)的方案，延長(zhǎng)管道的運(yùn)行年限。

（4）通過管道更換、管道技防措施，能夠達(dá)到“零泄漏、零污染”的目標(biāo)，在油田企業(yè)實(shí)現(xiàn)既要金山銀山又要綠水青山。