安塞油田管道高后果區(qū)安全管理的初期做法

徐旭龍 田寶林 熊軍 趙瑞元 張旺 張明泉 王瑞

1中國石油長慶油田分公司第一采油廠

2中國石油長慶油田分公司第二采油廠

3中國石油天然氣股份有限公司管道分公司

20 世紀(jì)末，隨著歐美管道老化問題的逐步加劇，先后出現(xiàn)了多起惡性管道事故，造成了巨大的經(jīng)濟損失和人員傷亡。急需一種新的管道管理方法有效控制管道面臨的各類風(fēng)險，降低事故發(fā)生概率。在此情形之下催生了管道管理機構(gòu)、管道完整性管理標(biāo)準(zhǔn)和法規(guī)、管道完整性管理體系及系統(tǒng)的完整性管理循環(huán)模式，并日趨完善成熟，經(jīng)過幾十年的發(fā)展和應(yīng)用，形成了一系列管道完整性管理公司[1]。

我國管道完整性管理起步較晚，通過研究和引進，借鑒國外管道完整性管理經(jīng)驗，并結(jié)合國內(nèi)管道管理的實際情況與特點，已基本建立起核心技術(shù)（標(biāo)準(zhǔn)）體系，成立了相對完善的完整性管理支持機構(gòu)[2]。

陜京線2001 年提出了完整性管理，并首家在國內(nèi)實施管道完整性管理試點。中國石油從2004年起通過8 年多的研究和應(yīng)用，已經(jīng)全面推廣實施管道完整性管理，掌握了管道完整性管理的核心支持技術(shù)，建立了管道完整性管理體系和信息化系統(tǒng)，實現(xiàn)了管道數(shù)據(jù)的集中管理存儲和完整性管理業(yè)務(wù)流程的信息化[3]。

管道完整性管理是一個不斷連續(xù)循環(huán)的過程，管道的失效模式是一種時間依賴的模式。腐蝕、老化、疲勞、自然災(zāi)害、機械損傷等能夠引起管道失效，隨著時間的推移不斷地侵蝕著管道，必須持續(xù)不斷地對管道進行風(fēng)險分析、檢測、完整性評價、維修等[4]。

1 高后果區(qū)與管道完整性的關(guān)系

高后果區(qū)是指如果管道發(fā)生泄漏會嚴(yán)重危及公眾安全和（或）造成環(huán)境較大破壞的區(qū)域。典型的兩類高后果區(qū)包括人口密集類及敏感水體類。非高后果區(qū)泄漏一般只對管道企業(yè)內(nèi)部產(chǎn)生影響，屬于企業(yè)職責(zé)；而高后果區(qū)泄漏可能會對外界產(chǎn)生巨大的不利影響，屬于政府職責(zé)。進行管道高后果區(qū)管理的意義是讓管道企業(yè)能夠明確管理重點，優(yōu)先保障高后果區(qū)管道的安全[5]。

管道完整性是指管道處于安全可靠的服役狀態(tài)，包括管道在結(jié)構(gòu)和功能上是完整的，管道處于風(fēng)險受控狀態(tài)，管道的安全狀態(tài)可滿足當(dāng)前要求。

管道完整性管理是對管道面臨的風(fēng)險因素不斷進行識別和評價，持續(xù)消除識別到的不利影響因素，采取各種風(fēng)險消減措施，將風(fēng)險控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，最終實現(xiàn)安全、可靠、經(jīng)濟地運行管道的目的[6]。

管道完整性管理的應(yīng)用時期涵蓋了全生命周期基于風(fēng)險的完整性管理，包括設(shè)計階段、建設(shè)階段及運行階段。

完整性管理實施方式是構(gòu)建統(tǒng)一的完整性管理程序，制定完整性管理計劃，按照程序規(guī)定的步驟實施。

由管道完整性管理6 步循環(huán)（數(shù)據(jù)收集、高后果區(qū)識別、風(fēng)險評價、完整性評價、應(yīng)對措施及效能評價）及5 個層次（體系文件、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范、系統(tǒng)平臺、支持技術(shù)、組織機構(gòu)）構(gòu)成了管道完整性管理體系，是HSE 體系的一部分。

高后果區(qū)識別與管理是管道完整性管理的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是預(yù)防管道安全事故的重要手段。

2 安塞油田集輸系統(tǒng)

安塞油田地處黃河中游的陜北黃土高原丘陵溝壑區(qū)（陜西省延安市境內(nèi)，礦權(quán)面積2.7×104km2），濕陷性黃土是陜北地區(qū)比較典型的地質(zhì)構(gòu)造。生產(chǎn)區(qū)域處于延河與洛河兩大流域，主要井站和管道橫穿支溝、河道。其中延河支流160 條，洛河支流13 條。

2.1 集輸管網(wǎng)現(xiàn)狀

安塞油田現(xiàn)有油井8 076 口，單井產(chǎn)能1.01 t，綜合含水率65.9%。主要生產(chǎn)層位：延9、長2-長3、長4+5、長6、長7-長8、長10 等。

地面流程建設(shè)模式按照“從簡、從省、從快，適用新技術(shù)”的建設(shè)原則，在工藝上形成以叢式井閥組不加熱，二級布站為主要流程，以“單、短、簡、小、串”為特色的“安塞模式”。站間管道插輸占比19%，井間管道插輸率30%，地面系統(tǒng)優(yōu)化升級主要依托老油田改擴建，存在諸多矛盾，制約地面系統(tǒng)提質(zhì)提效。

目前有集輸管道2 037 條，共計2 950.63 km，10 年以上管道數(shù)量占26.8%。其中出油管道1 798條，10 年以上管道532 條，占比29.6%；集油管道230 條，10 年以上管道10 條，占比4.3%；輸油管道9 條，10 年以上管道4 條，占比44.4%。

安塞油田各類集輸站點236 座，其中聯(lián)合站10座，常規(guī)站點164 座，數(shù)字化增壓橇62 座，其中運行10 年以上站點112 座，占總數(shù)的47.5%。

2.2 集輸管道腐蝕現(xiàn)狀

安塞油田勘探開發(fā)已近40 年，隨著開發(fā)時間延長及多層系開發(fā)，地面管道腐蝕加劇，近3 年集輸管道破漏600 條，共710 次。其中站外管道破漏256 條，320 次，占總數(shù)的42.7%；站內(nèi)管網(wǎng)破漏344 條，390 次，占總數(shù)的57.3%。

管道破漏因素主要有管道外腐蝕、管道內(nèi)腐蝕、制造與施工缺陷、第三方破壞及地質(zhì)災(zāi)害等，但管道腐蝕因素占比近90%。

從管道泄漏部位看，主要由內(nèi)腐蝕引起的管道本體材質(zhì)破損居多，比例為85.3%；從服役年限看，泄漏管道服役年限集中在3～10 年，比例為77.5%；從介質(zhì)含水看，含水率40%以上管道泄漏90 次，比例為88.2%，且2015 年之前建設(shè)的管道未采取內(nèi)防腐工藝，加劇了管道腐蝕速率；從開發(fā)層位看，主要分布在長2 層及延安組，泄漏管道數(shù)量分別占其層位管線總數(shù)的7.1%和6.5%。

2015 年以來共計檢測集輸管道200 條，長853.8 km。其中腐蝕程度（壁厚損失）重度以上占72.5%，介質(zhì)腐蝕速率重度以上占59%，檢測管道大多腐蝕嚴(yán)重。

3 高后果區(qū)管控措施及存在的問題

安塞油田點多、線長、面廣、區(qū)域分散，地面系統(tǒng)老化嚴(yán)重，安全環(huán)保風(fēng)險高，且開發(fā)區(qū)域位于“四河三庫”流域，環(huán)境敏感。牢固樹立安全環(huán)?！凹t線”意識和“底線”思維，按照“源頭消減風(fēng)險、措施保障安全”思路，持續(xù)開展隱患防控治理，推進清潔文明生產(chǎn)。

在管道安全管控方面，由基于管道事件的被動管理模式轉(zhuǎn)向基于風(fēng)險評價的管道完整性管理模式，目前尚處于起步階段，按照“源頭防控、降低風(fēng)險”原則，統(tǒng)籌三個結(jié)合（圖1），堅持四項原則（圖2），優(yōu)選管道材質(zhì)，優(yōu)化內(nèi)防腐、修復(fù)補強工藝，分批治理，分類施策；以風(fēng)險管理為核心，重點針對“雙高”管道開展工作?！半p高”是指高后果區(qū)和高風(fēng)險段，高風(fēng)險段是管道失效發(fā)生的可能性與失效后果的綜合影響高，需要采取控制措施的管段。

圖1 三個結(jié)合結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of three combinations

圖2 四項原則Fig.2 Four principles

3.1 系統(tǒng)優(yōu)化簡化，提高運行效率

實驗室地層水腐蝕速率測試表明，延9 腐蝕速率最大，長2、洛河、長4+5、延7、長3、長6、延10 腐蝕速率依次減?。欢译S時間的延長，延9層腐蝕速率加快，其他層基本平穩(wěn)。

根據(jù)實驗研究結(jié)論，堅持“關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、減”思路，按照“地面化、標(biāo)準(zhǔn)化、智能化”的地面集輸新模式（圖3），以提質(zhì)增效為目標(biāo)，通過開展前端脫水優(yōu)化、中端升級改造、后端管網(wǎng)重構(gòu)3 類618 項工作，不斷提升集輸系統(tǒng)運行效率。2018 年關(guān)停站點13 座，減少管道327 條，地面系統(tǒng)運行效率由45.8%上升到60.2%。

圖3 地面集輸新模式Fig.3 New mode of surface gathering and transportation

3.2 管道及站場分類

（1）管道分類。按照高后果區(qū)管道管理及介質(zhì)類型、壓力等級和管徑等因素，將管道劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類管道。安塞油田Ⅰ類管道214 km，Ⅱ類管道938 km，Ⅲ類管道1 799 km。截至2019 年4 月底已完成所有管道“雙高”篩查工作，篩查率達(dá)到100%。

（2）站場分類。根據(jù)股份公司站場分類標(biāo)準(zhǔn)將站場分為一類站場、二類站場、三類站場。安塞油田一類站場10 座，二類站場11 座，三類站場215 座。

3.3 數(shù)據(jù)采集與整理

（1）設(shè)計期數(shù)據(jù)。2019 年初編制了《管道和站場基礎(chǔ)數(shù)據(jù)采集模板》，并于2019 年4 月底完成了管道和站場基礎(chǔ)數(shù)據(jù)整理工作。

存在的問題：①管道設(shè)計（建設(shè)）期數(shù)據(jù)需要查詢大量圖紙與竣工資料，恢復(fù)工作量難度較大；②絕大多數(shù)設(shè)計與竣工資料不能夠反映目前管道的實際運行情況，數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確率及利用價值極低。

（2）中心線數(shù)據(jù)。依靠第三方檢測202 條、853.8 km 管道，占全油田的9.7%（截至2019 年3 月底，包括油、氣、水管道）；另外，基于工作需求，依靠谷歌地球進行人工識別管道中心線數(shù)據(jù)，完成率100%。

存在的問題為符合標(biāo)準(zhǔn)的數(shù)據(jù)率低。

3.4 高后果區(qū)識別和風(fēng)險評價

（1）高后果區(qū)識別。開展高后果區(qū)識別管道長度3 477.93 km（其中油集輸管道2 950.63 km，氣集輸管道527.3 km），截至2019 年3 月底識別并上報當(dāng)?shù)卣块T高后果區(qū)管道55.4 km（表1）。

表1 安塞油田管道高后果區(qū)識別統(tǒng)計Tab.1 Statistics for the identification of pipeline high consequence areas in Ansai Oilfield

存在的問題：缺乏專業(yè)知識培訓(xùn)，對標(biāo)準(zhǔn)的理解不夠透徹，識別不規(guī)范；中心線數(shù)據(jù)缺失、管理平臺不完善，識別準(zhǔn)確率偏低。

（2）風(fēng)險評價。主要依托ICDA（內(nèi)腐蝕直接評價）試點工程開展管道定性風(fēng)險評價63.2 km，除此以外其他風(fēng)險評價需要大量基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，且專業(yè)化程度較高，需委托專業(yè)機構(gòu)進行。

3.5 檢測評價

安塞油田集輸管網(wǎng)檢測評價目前主要以壓力試驗為主，開挖檢測為輔，Ⅰ、Ⅱ類管道已基本實現(xiàn)全覆蓋，Ⅲ類管道每年進行試壓。其中ICDA 長尾河及杏子河流域13 條、77 km 集輸管道，外腐蝕直接評價（ECDA）采用PCM 檢測坪營集輸管道34.29 km。采用區(qū)域識別的方法進一步評價內(nèi)、外腐蝕直接評價技術(shù)的適應(yīng)性，探索無人值守場站完整性管理全流程示范研究。

存在的問題：①管徑小，不具備內(nèi)檢測條件，開挖檢測存在一定偶然性；②Ⅰ類管道缺乏陰極保護；③檢測已更新管道需在3年內(nèi)再次檢測；④ICDA 技術(shù)的適應(yīng)性仍需進一步評價；⑤外防腐檢測普遍存在管道埋深不足的問題，外露部分防腐層破損嚴(yán)重。

3.6 維修維護

近年來通過采用環(huán)氧玻璃纖維內(nèi)涂層、高分子合金管等手段累計完成集輸管道內(nèi)防腐1 007 條、1 374.5 km，失效率由每年0.036 次/km 降至0.021次/km，同比下降25%（圖4）；開展高后果區(qū)管道（杏子河主河道）修復(fù)補強37條、1 274 m（圖5）。

圖4 管道內(nèi)防腐Fig.4 Internal corrosion protection of pipeline

存在的問題：修復(fù)工作仍處于發(fā)現(xiàn)問題、解決問題的被動管理模式，未按照完整性管理先識別、后評價、再修復(fù)的管理模式進行開展工作。

3.7 站場完整性管理

圖5 管道外防腐Fig.5 External corrosion protection of pipeline

2018 年對某集中處理站開展了RBI、RCM 試點，對站內(nèi)工藝管網(wǎng)、儲罐、機泵與壓力容器進行了完整性評價，并建立了可視化平臺；2019 年4 月底完成項目驗收。

存在的問題：站場完整性管理主要針對特種設(shè)備、機泵、加熱爐等風(fēng)險評價與可靠性維護管理，更多地需要設(shè)備與安全管理人員參與。

3.8 完善管道預(yù)警監(jiān)控體系

目前80%集油管道泄漏可通過監(jiān)控系統(tǒng)及時發(fā)現(xiàn)并處理（圖6、圖7）。

圖6 管道泄漏監(jiān)控系統(tǒng)Fig.6 Pipeline leakage monitoring system

圖7 管道泄漏特征曲線Fig.7 Characteristic curve of pipeline leakage

3.9 產(chǎn)能建設(shè)

以提升系統(tǒng)運行效率、消減安全環(huán)保隱患風(fēng)險為目標(biāo)，突出“新老結(jié)合”，堅持“三結(jié)合一優(yōu)化”（即與老油田系統(tǒng)相結(jié)合、與隱患治理相結(jié)合、與智能化相結(jié)合、優(yōu)化布局工藝），優(yōu)化地面流程，加快推進智能化油田建設(shè)，不斷提升老油田系統(tǒng)運行保障能力。

樹立“管道工程”的質(zhì)量管控理念，落實質(zhì)量管控多級責(zé)任制，立足每個工藝、每道工序、每個節(jié)點，嚴(yán)要求，高標(biāo)準(zhǔn)，切實提升工程質(zhì)量。堅持質(zhì)量終生制及質(zhì)量追責(zé)制度，加大考核結(jié)果在工作量安排及隊伍優(yōu)選方面的應(yīng)用，提高承包商準(zhǔn)入門檻及管理水平。

3.10 探索集輸站場智能化運行模式

探索試驗了參數(shù)在線監(jiān)測、設(shè)備遠(yuǎn)程調(diào)控、流程自動控制等智能化功能，建成119 座無人值守站，實現(xiàn)新建區(qū)域井站合一、一級布站，老區(qū)二級布站的地面建設(shè)新模式，壓縮了布站層級，構(gòu)建了新型勞動組織架構(gòu)，以提升地面建設(shè)水平。

4 認(rèn)識及下步工作規(guī)劃

（1）管道上的缺陷不可避免，且隨著時間的推移，逐步惡化；人為因素、人類活動和自然環(huán)境等均對管道產(chǎn)生影響。必須采用合適的技術(shù)手段和完善的管理措施，保障管道的安全性，延長管道的使用壽命[7]。

（2）高后果區(qū)不是一成不變的，隨著人口和資源環(huán)境的變化，高后果區(qū)的地理位置和范圍也會隨之改變，因而管道企業(yè)應(yīng)定期重新識別[8]。

（3）建立高后果區(qū)檔案，針對I 類管道編制“一線一案”，Ⅱ、Ⅲ類管道按區(qū)塊編制“一區(qū)一案”。

（4）加強管道巡檢管理。更新巡檢系統(tǒng)中高后果區(qū)信息，將高后果區(qū)管段設(shè)為巡檢必經(jīng)點，巡護人員應(yīng)每天對所轄高后果區(qū)管道巡檢2 次，并對高后果區(qū)巡檢情況進行監(jiān)督和考核。

（5）開展公眾宣傳。高后果區(qū)所在區(qū)域一線生產(chǎn)單位每季度開展一次管道保護公眾教育宣傳，對高后果區(qū)內(nèi)群眾重點普及油氣泄漏的緊急疏散、撤離知識，自我防范常識和油氣特性知識等。

（6）加密設(shè)置高后果區(qū)地面標(biāo)識。確保地面標(biāo)識清楚易懂、信息準(zhǔn)確，能夠起到警示作用；每段高后果區(qū)起止處各設(shè)置1 個警示牌，作出安全提示。高后果區(qū)段樁牌間距小于50 m。做好標(biāo)識樁的日常維護工作，對于丟失、損壞、位置不準(zhǔn)的標(biāo)識樁，及時進行增補、維修、調(diào)整。

（7）推進智能化建設(shè)。按照“電子巡井、人工巡站、中心值守、區(qū)域聯(lián)動”的模式，2019 年計劃升級無人值守站55 座，同時探索“大數(shù)據(jù)、云計算、物聯(lián)網(wǎng)”的深化應(yīng)用，升級信息管理平臺，實現(xiàn)智能化管控。

（8）2019 年計劃關(guān)停17 座低效站點；優(yōu)化插輸集油管網(wǎng)17 條，出油管網(wǎng)63 條。

（9）安塞油田由于管道完整性管理起步較晚，目前尚處于初期階段，組織機構(gòu)、管理人員及制度體系不全，尤其管道檢測及評價是管道完整性管理的薄弱環(huán)節(jié)，雖然存在種種問題和困難，但必須牢固樹立“綠水青山就是金山銀山”的理念，嚴(yán)格落實安全環(huán)保責(zé)任，加快推進防治雙向機制建設(shè)，努力提升管道完整性管理水平。