國內(nèi)典型油氣田鋼質(zhì)管道失效管理現(xiàn)狀分析

張愛良* 唐德志 張維智 王建 張衛(wèi)朋 秦振杰 陳宏健

（1.中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司；2.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；3.中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產(chǎn)分公司）

0 引言

目前，國內(nèi)油氣田擁有各類管道超過 60萬公里，其中服役20年以上的管道超過6萬公里，管道老化越來越嚴(yán)重。同時，隨著油氣勘探開發(fā)力度的不斷加大，以及國家基礎(chǔ)設(shè)施的大規(guī)模建設(shè)，油氣田管道面臨來自新型油氣開采方式[1-2]、井流物[3]、集輸工藝[4]、外部土壤[5]、雜散電流[6-12]等因素的威脅逐漸增大，管道失效風(fēng)險逐年增高，安全環(huán)保形勢也愈發(fā)嚴(yán)峻。

為應(yīng)對日益嚴(yán)重的安全環(huán)保形勢，國內(nèi)油氣田公司自 2014年起逐步啟動了油氣田管道完整性管理工作，取得了一系列成果[13]，但是管道失效率與國外油氣田管道差距較大。究其原因，與國內(nèi)油氣田管道失效管理工作基礎(chǔ)薄弱有非常大關(guān)系。美國、加拿大、歐洲等發(fā)達國家一直重視管道失效管理工作，在失效原因分析[14]、失效分類、失效識別以及失效統(tǒng)計[15-18]方面積累了豐富經(jīng)驗，相比之下國內(nèi)油氣田在這方面的工作開展較少。

本文對國內(nèi)典型油氣田管道失效現(xiàn)狀，失效分析以及失效統(tǒng)計工作開展情況進行了調(diào)研與分析，以期為國內(nèi)油氣田管道失效管理提供經(jīng)驗參考。

1 失效管理現(xiàn)狀

1.1 管道失效現(xiàn)狀

通過資料調(diào)研和數(shù)據(jù)分析的方法獲得了國內(nèi)典型油氣田公司集輸鋼質(zhì)管道失效的原因。圖1顯示了西南油氣田近10年管道失效的原因。

圖1 西南油氣田近10年管道失效原因

可以看出，西南油氣田管道失效是由于腐蝕、第三方破壞、誤操作、地質(zhì)災(zāi)害、制造與設(shè)計施工缺陷等原因引起的，其中腐蝕引起的失效占比最大，達到78%。

表1～表4分別顯示了東部4家典型油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計情況。可以看出，大慶油田外腐蝕導(dǎo)致的失效最多，內(nèi)腐蝕其次，兩者合計占比達到 96.9%。而吉林油田集輸鋼質(zhì)管道失效原因更為復(fù)雜，共統(tǒng)計分析出八種失效原因，腐蝕仍然為主要失效原因。大港油田和遼河油田集輸鋼質(zhì)管道主要失效原因都是腐蝕，但大港油田是內(nèi)腐蝕最為嚴(yán)重而遼河油田是外腐蝕嚴(yán)重。

表1 大慶油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

表2 吉林油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

表3 大港油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

表4 遼河油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

從以上數(shù)據(jù)可以看出，4家油田存在一個共同特點，管道外腐蝕均較為嚴(yán)重，尤其在遼河油田占比達到92.86%。這是由于遼河油田土壤含水率高，腐蝕性強?？梢钥闯?，管道失效原因與油田所處地理環(huán)境有密切關(guān)系。

表 5～表 8分別顯示了西北 3家典型油氣田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計情況?？梢钥闯?，新疆油田管道失效原因內(nèi)腐蝕占比最高，達到59.72%，外腐蝕達到35.76%。長慶油田和長慶氣田集輸鋼質(zhì)管道失效原因均以腐蝕為主，特別是內(nèi)腐蝕，在長慶油田管道失效原因占比達到 84.9%。塔里木油田集輸鋼質(zhì)管道的失效原因中內(nèi)腐蝕也高達71.71%。

表5 新疆油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

表6 長慶油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

表7 長慶氣田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

表8 塔里木油田2019年度集輸鋼質(zhì)管道失效原因統(tǒng)計

之所以管道失效原因各有不同，與這3個油氣田所處地理位置相關(guān)。新疆、長慶、塔里木都地處西北地區(qū)，土壤腐蝕性弱，外腐蝕風(fēng)險低，但隨著開發(fā)進程的不斷推進，原油、天然氣含水率越來越高，CO2-H2S等酸性介質(zhì)越來越多，Cl-等離子濃度越來越高，井流物越來越復(fù)雜，其內(nèi)腐蝕風(fēng)險越來越高。雖然部分油田一直提高管道材質(zhì)，如采用雙金屬復(fù)合管、雙相不銹鋼、甚至是鎳基合金，但仍不能有效控制管道腐蝕風(fēng)險。

圖2 國內(nèi)典型油氣田公司2019年管道失效率統(tǒng)計

圖2顯示了國內(nèi)典型油氣田公司2019年度管道失效率歸一化處理結(jié)果?？梢钥闯觯吞锕艿朗势毡楦哂跉馓锕艿?，東部油田管道失效率普遍高于西部，老油田管道失效率較高。其中吉林油田和大慶油田，由于管道服役年限久，地處東北地區(qū)，土壤腐蝕性較強，管道輸送介質(zhì)含水率高，其泄漏風(fēng)險明顯高于其他油田。大港油田、冀東油田、遼河油田以及華北油田，由于地處東部沿海，土壤腐蝕性強，同時管道含水率高，其失效率也相對較高。吐哈油田和玉門油田，由于管道服役年限長，含水率高，其內(nèi)腐蝕失效風(fēng)險大，管道失效率也相對較大。相對而言，青海油田、新疆油田、長慶油田、塔里木油田的管道失效率控制較好。浙江、南方、煤層氣由于管道服役年限短，目前管道失效率相對較低。對于西南油氣田，其失效管理工作開展較早，且較為深入，內(nèi)外腐蝕控制較好，管道失效風(fēng)險低。

1.2 失效分析現(xiàn)狀

油氣田管道失效分析工作基礎(chǔ)薄弱，經(jīng)過多年的摸索，西南油氣田積累了一定的失效分析經(jīng)驗，但仍未建立系統(tǒng)的失效分析流程。與之類似，大慶油田、吉林油田、大港油田、遼河油田、長慶油田和氣田均未建立系統(tǒng)的管道失效分析流程。油氣田公司的普遍做法是由基層管理人員現(xiàn)場采集失效數(shù)據(jù)，并由現(xiàn)場工作人員通過肉眼識別的方法判斷管道失效原因。西南油氣田處理相對較好，指派相關(guān)技術(shù)人員對其進行必要的測試分析，然后判定失效原因。對于失效次數(shù)較多且有代表性的失效管段，則現(xiàn)場人員送由專業(yè)失效分析機構(gòu)進行失效分析，包括宏觀形貌觀察、微觀形貌觀察和能譜分析、化學(xué)成分測試、拉伸性能測試、硬度測試、金相組織分析、X射線衍射分析等。

新疆油田和塔里木油田初步建立了管道失效“三級識別”，大部分管道失效可以通過“一級識別”和“二級識別”在現(xiàn)場開展失效事件記錄、調(diào)查以及原因分析工作，必要時技術(shù)支撐單位提供技術(shù)支持。對于基層不能識別的典型失效管段，由技術(shù)支撐單位提供現(xiàn)場測試和樣品取樣的技術(shù)支持，并將其送往具備失效分析能力第三方檢測機構(gòu)（需同時取得中國合格評定國家認(rèn)可委員會認(rèn)證CNAS和中國計量認(rèn)證CMA資質(zhì)）進行失效分析，出具失效分析報告。技術(shù)支撐單位負責(zé)失效數(shù)據(jù)的分析和維護。

1.3 失效統(tǒng)計現(xiàn)狀

除西南油氣田外，典型油氣田公司均尚未形成較為系統(tǒng)的失效統(tǒng)計方法，也未建立失效數(shù)據(jù)庫，大部分以EXCEL或WORD表的形式記錄失效管道基礎(chǔ)信息、失效位置信息、失效時間信息、緊急處理信息以及部分失效事件的第三方機構(gòu)失效分析報告等，對管道運行狀況、失效原因及其關(guān)鍵參數(shù)、失效后果等信息記錄較少。

在失效數(shù)據(jù)的處理和分析方面，大部分油田只對管道年度失效率和單種失效類型占比進行統(tǒng)計，缺乏對失效識別與統(tǒng)計的深入認(rèn)識。年度失效頻率為當(dāng)年每千米管道的失效次數(shù)，即其中，Na為當(dāng)年管道失效次數(shù)，Li為各類管道的總長度。單種失效類型引起的管道失效百分比即由內(nèi)腐蝕、外腐蝕、環(huán)境敏感斷裂、制造與設(shè)計施工缺陷、第三方破壞、運行操作不當(dāng)、自然災(zāi)害以及其他因素引起的管道失效次數(shù)占所有失效次數(shù)的百分比，即其中N為當(dāng)年由某一失效類型導(dǎo)致管道失效次數(shù)，M總為當(dāng)年所有失效次數(shù)。

經(jīng)過多年的摸索，西南油氣田公司已建立管道失效腐蝕信息系統(tǒng)，用來存儲管道失效相關(guān)數(shù)據(jù)。該系統(tǒng)包括基礎(chǔ)數(shù)據(jù)管理、線路失效信息管理、附件資料管理、綜合查詢管理、統(tǒng)計分析管理、腐蝕數(shù)據(jù)管理、外腐蝕管理、內(nèi)腐蝕管理、腐蝕控制管理以及防護管理等功能。其中，失效信息統(tǒng)計的內(nèi)容主要包括所屬單位、管道名稱、管徑、壁厚、投運時間、故障時間、地理位置、發(fā)現(xiàn)方式、失效時管道運行壓力、直接原因、根本原因、原因分析、失效故障描述故障模式、搶修方式、修復(fù)工作量及時間、換管長度、停輸時間、泄漏及搶修放空氣量影響氣量、停輸影響氣量、搶險單位、臨時方案后續(xù)整改措施、整改前管理措施、負責(zé)人等內(nèi)容。

在失效數(shù)據(jù)的分析統(tǒng)計方面，該系統(tǒng)可以實現(xiàn)歷年管道失效原因的統(tǒng)計分析，單個失效因素隨著時間的逐年演變趨勢分析、以及管道歷年失效率的變化分析，進而為管道風(fēng)險控制措施的制定提供數(shù)據(jù)支撐。

2 討論

2.1 失效分類方法

針對油氣管道的失效分類，目前比較權(quán)威的是國際管道研究協(xié)會（PRCI）基于管道失效原因提出的3種時間關(guān)系、9大類、21小類管道失效分類方法。其中 3種時間包括：“時效性相關(guān)”、“穩(wěn)定不變”和“與時間無關(guān)”?！皶r效性相關(guān)”包括內(nèi)腐蝕、外腐蝕及應(yīng)力腐蝕 3種；“穩(wěn)定不變”包括制造缺陷、焊接施工缺陷以及設(shè)備缺陷 3種；“與時間無關(guān)”包括“第三方/機械破壞”、“不正確操作”以及“氣候/外力作用”3種。21小類包括：內(nèi)腐蝕、外腐蝕、應(yīng)力腐蝕、管體缺陷、管體焊縫缺陷、環(huán)焊縫缺陷、制造焊縫缺陷、褶皺彎頭或屈曲、螺紋支管接頭損壞、O型墊片損壞、控制/泄放設(shè)備故障、密封/泵填料失效、其他失效、永久性立即失效、以前損傷滯后性失效、故意破壞、操作程序不正確、寒流、雷電、暴雨洪水和大地運動地震。

由于油氣田管道自身特點及失效特征與油氣長輸管道有一定的差異，國際管道研究協(xié)會（PRCI）提出的9大類21小類分類方法不能直接用于油氣田管道，但其基于失效原因的分類方法值得我們借鑒。這種分類方法可以更加系統(tǒng)地明確管道失效的原因，為管道風(fēng)險評價提供最為基礎(chǔ)最為科學(xué)的失效類型劃分，進而有利于快速獲得科學(xué)而又經(jīng)濟的管道防護措施?；谏衔闹懈饔吞锕艿朗Ыy(tǒng)計數(shù)據(jù)，以及權(quán)威機構(gòu)分類做法，綜合分析，可以將油氣田管道失效原因初步分為內(nèi)腐蝕、外腐蝕、環(huán)境敏感斷裂、第三方破壞、制造與設(shè)計施工缺陷、運行操作不當(dāng)、自然災(zāi)害以及其他8類。

從前面的失效現(xiàn)狀可以看出，腐蝕是導(dǎo)致油氣田管道失效的主要原因，東部老油田以內(nèi)腐蝕、外腐蝕為主；西部油氣田以內(nèi)腐蝕為主。因此，建議東部老油田結(jié)合自身管道腐蝕現(xiàn)狀，重點加強內(nèi)外腐蝕的控制工作；西部油氣田應(yīng)著重加強內(nèi)腐蝕控制工作。

其實從失效管理精細化的角度，分為8類是遠遠不夠的，需要結(jié)合油氣田管道失效實際情況，進一步細化，開展失效小類的分類工作，有針對性地找到解決管道失效的方法。值得注意的是，油氣田管道的腐蝕控制不能一味地從管道材質(zhì)出發(fā)，更多的需要從設(shè)計和管理出發(fā)。合理的工藝和防腐設(shè)計，以及科學(xué)合理、精細有效的腐蝕管理對于油氣田管道的腐蝕控制至關(guān)重要，同時需要加強防腐新技術(shù)的開發(fā)與應(yīng)用，加強腐蝕管理與人工智能、大數(shù)據(jù)、互聯(lián)網(wǎng)+等新興技術(shù)的融合，推動油氣田管道腐蝕管理的信息化和智能化發(fā)展。

2.2 失效識別方法

從前面的失效分析現(xiàn)狀可以看出，國內(nèi)典型油氣田公司尚未形成系統(tǒng)的失效識別流程，而油氣田管道失效類型多，失效率高，現(xiàn)場失效識別難度大?？茖W(xué)合理、簡單便捷的失效識別方法對于推動油氣田管道失效識別工作非常重要。為此，結(jié)合8種失效類型的特征和油氣田現(xiàn)場實際，給出了油氣田管道失效識別流程，如圖3所示。

圖3 油氣田管道失效識別流程

油氣田管道失效識別流程清晰給出了調(diào)研人員分析識別鋼質(zhì)管道失效原因的步驟，為實際操作人員分析判斷失效類別提供了參考，同時有助于提升處理鋼質(zhì)管道腐蝕的工作效率。

2.3 失效統(tǒng)計方法

失效管理的目的是給風(fēng)險管控提供數(shù)據(jù)支撐，通過失效識別與統(tǒng)計，明確威脅管道完整性的風(fēng)險因素及權(quán)重，為風(fēng)險控制措施的科學(xué)合理制定提供方向。目前國內(nèi)油氣田失效統(tǒng)計基礎(chǔ)普遍薄弱，大部分油氣田只做年度管道失效率和單種失效類型占比的統(tǒng)計，尚未完整反映失效本身的信息。

從失效原因分析、風(fēng)險管控的角度來看，以上兩方面的統(tǒng)計不足以滿足失效管理的需求。還可以采用單種失效類型年度失效率及其占比的統(tǒng)計方法結(jié)合失效管理目標(biāo)（如不同類型管道年度失效率、不同廠處管道失效率等）和影響管道失效的因素（如管道材質(zhì)、輸送介質(zhì)、所處環(huán)境、腐蝕控制措施等）進行統(tǒng)計，統(tǒng)計內(nèi)容包括但不限于：

（1）不同類型管道年度失效率及其占比；

（2）不同廠處管道年度失效率及其占比；

（3）不同材質(zhì)管道年度失效率及其占比；

（4）不同輸送介質(zhì)管道年度失效率及其占比，如凈化油管道、凈化氣管道、濕氣管道（包括單井和集支干線管道）、多相流管道（包括單井和集支干線管道）、注水管道、污水管道等；

（5）不同地區(qū)管道年度失效率及其占比，如沙漠地區(qū)管道、戈壁地區(qū)管道、草原地區(qū)管道、穿越湖泊/河流等管道、沼澤地區(qū)管道、濕地地區(qū)管道、灘海地區(qū)管道等；

（6）不同防腐層管道年度失效率及其占比；

（7）不同防護類型管道年度失效率及其占比；

（8）施加/不施加陰極保護管道年度失效率及其占比。

3 結(jié)論與建議

通過對國內(nèi)典型油氣田公司集輸鋼質(zhì)管道失效管理現(xiàn)狀的調(diào)研和分析，獲得了以下幾點結(jié)論：

（1）油田管道失效率普遍高于氣田，東部油田管道失效率普遍高于西部油田。

（2）腐蝕是導(dǎo)致油氣田管道失效的主要原因，東部油氣田管道內(nèi)腐蝕和外腐蝕都很嚴(yán)重，西部油氣田管道以內(nèi)腐蝕為主。

（3）基于油氣田管道失效原因，可以將其失效分為內(nèi)腐蝕、外腐蝕、環(huán)境敏感斷裂、第三方破壞、施工與設(shè)計制造缺陷、自然災(zāi)害、運行操作不當(dāng)以及其他8類，油氣田公司需結(jié)合自己的實際情況重點對內(nèi)腐蝕和外腐蝕進一步細化分類。

（4）研究提出了油氣田管道8類失效的識別方法，可為油氣田管道現(xiàn)場失效識別提供參考，同時針對失效統(tǒng)計給出了相關(guān)建議。

（5）鑒于目前各油氣田公司管道失效管理工作流程的不規(guī)范、失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計方式和存儲方式不統(tǒng)一，不利于推動失效管理工作的深入開展，建議建立統(tǒng)一的失效識別與分析系統(tǒng)，來規(guī)范工作流程，統(tǒng)一失效數(shù)據(jù)采集規(guī)范與方法，并提供科學(xué)合理的失效數(shù)據(jù)存儲方式和便捷高效的統(tǒng)計方式，助力油氣田管道完整性管理工作高質(zhì)量發(fā)展。