劉鵬程 李自懷 潘 誠 王金龍 黃 強 靳呈松
(1. 中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司,新疆 庫爾勒 841000;2. 西安摩爾石油工程實驗室股份有限公司,陜西 西安 710065)
隨著油氣田開發(fā)的進行,作為油氣田生產運輸?shù)难?管道的失效問題日益嚴峻,嚴重影響著油氣田“安、穩(wěn)、長、滿、優(yōu)”的運行理念。在役的油氣集輸管道往往同時受到管內介質和管外環(huán)境等多種因素的影響,極易出現(xiàn)管道腐蝕穿孔、介質泄漏的情況,甚至引發(fā)火災爆炸等惡性事故[1]。因此,為了應對管道運行工作的各項挑戰(zhàn),油田逐步探索出有預見性和針對性的管道管理模式,將管道失效因素的研究同現(xiàn)場管道管理工作緊密結合,保障管道運行的安全平穩(wěn)[2]。
該油田地處沙漠腹地,大型流動沙丘鏈狀發(fā)育,沙丘間地貌起伏,氣候干旱少雨,多風沙,為暖溫帶大陸性極端干旱的荒漠氣候。油田在役管道總長度超過3000公里,居周邊各油田首位。管道所用材質種類多,包括普通碳鋼、抗硫碳鋼、304/316L奧氏體不銹鋼、2205雙相不銹鋼、雙金屬復合管、柔性復合管、玻璃鋼、鋼骨架復合管等8大類。該油田屬地范圍管道內介質工況較為惡劣,呈現(xiàn)“六高一低”特點。(1)高含H2S,氣田區(qū)塊硫化氫含量最高可達28.4×104ppm,平均含量1.4×104ppm;一方面,H2S會引起材料氧化,發(fā)生腐蝕失重;另一方面,H2S中的氫原子滲透到材料基質中,引起發(fā)展快速、后果惡劣腐蝕開裂;(2)高含CO2,各區(qū)塊普遍含有CO2,摩爾百分比含量為0.1~15%,平均含量3.5%。在相同pH下CO2的總酸度高于HCl,腐蝕性極強,可以迅速導致管道的全面腐蝕和嚴重的局部腐蝕[3];(3)高含Cl-,油田屬地產物普遍高含Cl-,含量在30000~130000mg/L之間,平均含量90000mg/L。大量Cl-的存在會導致鈍化膜的破損,加快了金屬腐蝕的陽極過程[4];(4)高礦化度,油田屬地產物礦化度含量在50000~200000mg/L之間,平均含量為110000mg/L;(5)高溫,油田采油樹井口溫度大多為30~60℃,某些電泵井井口溫度達95℃。高溫不僅會促進金屬管道的腐蝕,尤其是CO2腐蝕,還會加速非金屬管的老化;(6)高壓,注氣管線壓力可達40MPa,注烴壓力為30MPa,注水井口壓力為22MPa,氣舉采油工作壓力14MPa,集輸干線壓力3~8MPa;(7)低流速,由于碳酸鹽巖單井壓力、產量遞減快,因此當產量衰減后管道內介質流速低,易積液。這些管道的低洼處和氣液界面處電化學腐蝕強烈,易出現(xiàn)大面積減薄或腐蝕深坑。
該沙漠油田管道內介質腐蝕因素多、工況復雜,地面腐蝕防控難度大,使用10年以上的管道已達15%,曾經是油田公司地面系統(tǒng)管道失效的重災區(qū),安全環(huán)保風險大。
近年來,油田積極開展管道管理工作,通過“4+2”措施提升管道管理工作,取得顯著效果。
為了保證藥劑性能穩(wěn)定、貼合現(xiàn)場實際工況,目前油田的集輸系統(tǒng)和污水處理系統(tǒng)自研緩蝕劑使用率100%,并且日常開展緩蝕劑入場驗收,目視質量檢查,掌握緩蝕劑到貨質量。此外,油田對緩蝕劑加注采取精細化管理,編制《緩蝕劑加注方案》,對日常連續(xù)加注、預膜、沖擊式加注、臨時加注等加注情況進行分類,分別根據(jù)管輸介質情況計算緩蝕劑加注量和選擇相應牌號的緩蝕劑。同時,油田定期開展緩蝕劑加注情況排查,緩蝕劑效果評價,確?!皯颖丶?、加之有效”。目前已經做到含硫工況的集輸碳鋼管道緩蝕劑全覆蓋。
油氣管道運行一段時間后,管內壁上存在著一定厚度的腐蝕產物、結蠟、油泥等附著物,并且管道低洼處會有積液和其他雜質,嚴重影響管道平穩(wěn)和高效運行。因此,加強清管作業(yè)的管理是十分必要的。
2021年油田計劃清管93次,實際清管104次,完成計劃112%。作業(yè)前,對每條管道編制具有針對性的清管作業(yè)方案,強化清管過程管理和風險控制。作業(yè)時,應克服困難、大膽嘗試。2021年,通過“反向清管”、“注液潤滑”等創(chuàng)新手段,打通了采氣干線某管段,消除了因氣源問題2年不能清管的隱患。清管作業(yè)中要強化資料錄取和分析,準確記錄清管耗時、清管前后壓差、清出物體積、成分等,由此對管道內部狀況進行預測,動態(tài)調整清管周期,形成定期+動態(tài)調整的清管策略。
多年以來,油田嚴格按照TSG-D7005《壓力管道定期檢驗規(guī)則—工業(yè)管道》對聯(lián)合站壓力管道開展全面檢驗,及時發(fā)現(xiàn)并消除隱患。2020年至今,累計發(fā)現(xiàn)了第一聯(lián)合站干燥塔D進口管道、第三聯(lián)合站壓縮機出口匯管、1#集氣站生產匯管等11處減薄超標管段并均及時整改,已減薄管道中最小壁厚僅為3.3mm。
油田積極推進腐蝕監(jiān)測、定點測厚、打開檢查等工作常態(tài)化,逐步完善腐蝕監(jiān)測體系。油田目前共有腐蝕監(jiān)測設備97套,其中掛片裝置54套,電阻探針40套,F(xiàn)SM設備3套,用來監(jiān)測聯(lián)合站和采油隊管道腐蝕狀況。共設置腐蝕監(jiān)測部位57處,在易發(fā)生腐蝕的部位如彎頭、變徑或節(jié)流后、積液段等設置固定測厚點389個。油田內各站場積極應用RBI成果,優(yōu)化定點測厚點,優(yōu)化檢驗檢測計劃,提高風險識別的針對性。2021年,油田利用檢修更換閥門和技術改造的時機,對45處管線內部進行詳細檢查。
2016年,油田首次將長輸管道內檢測技術引入內部集輸管道檢測,完成了某集輸管線的內檢測,目前已完成15條313km集輸管道內檢測。在近幾年漏磁內檢測作業(yè)過程中,先后發(fā)生里程輪掉落、卡阻、電子元件失效、無數(shù)據(jù)等事件。油田積極組織技術攻關,為常態(tài)化應用積累了經驗。例如,某條2011年投產的長度為22km的管段,管道尺寸為φ323×10,設計壓力12MPa,運行壓力4~7MPa。2018年進行漏磁內檢測,共發(fā)現(xiàn)缺陷4296處,減薄最嚴重一處最小壁厚2.55mm,傳統(tǒng)檢驗方法難以發(fā)現(xiàn)。經過校核評估,壁厚損失≥50%的缺陷共計15處,定位驗證后局部更換了14段126m。根據(jù)缺陷分布排查原因發(fā)現(xiàn),管道腐蝕環(huán)向存在頂部腐蝕,可能和加注的緩蝕劑是液相緩蝕劑有關;曾從該管段閥室接入干法脫硫天然氣,可能有氧氣進入管道;腐蝕嚴重該管段輸氣量少,2.5年內未進行過清管。因此,除了對此管道進行局部更換以外,還在該管段增設了緩蝕劑加注點,創(chuàng)造條件開展了清管作業(yè),并計劃2020年再次對此管道進行內檢測。
隨著油氣田的開發(fā)的進行,采出介質的條件日益苛刻,溫度、含水率以及H2S、CO2、Cl-等腐蝕性物質的含量不斷升高,極大影響了碳鋼管道的平穩(wěn)運行。因此非金屬與復合材料管已成為解決管道腐蝕問題重要的方案。
油田從2009年開始試點使用非金屬復合管,到2021年在用玻璃鋼管線長度達100km,柔性復合管超700km。油田結合多年非金屬管的使用和維護經驗,形成了適合現(xiàn)場工況的非金屬管現(xiàn)場應用體系:柔性復合管在含硫工況采用825接頭,不含硫采用2205接頭;玻璃鋼管增加最小壁厚要求,并細化施工措施。目前,選用非金屬管是減少管道失效的行之有效的手段,其施工方便,后期運維費用低,十分適合沙漠腹地油田使用。
油田積極開展在役柔性復合管性能評價。例如,經評估某條運行6年的高壓12MPa氣舉柔性復合管仍具備16年的剩余壽命,為管線的使用提供了量化依據(jù);另一方面,油田聯(lián)合研究院、柔性管生產商,針對柔性管使用過程中出現(xiàn)的柔性管受壓伸長、輸油管道溶滲鼓脹、輸氣管道內襯層被穿越等實際問題進行交流和研究,對柔性管的研究與使用均有著指導性的作用。
近年來隨著管理不斷深入,油田管道使用狀況逐年改善,管道失效次數(shù)明顯下降,由最高峰的數(shù)百次下降至幾十次,安全環(huán)保得到保障。近三年失效率下降近60%,I類管道失效率0,II類管道失效率0.01次/(千米·年),三類管失效率0.024次/(千米·年)。搶維修費用平均節(jié)約200萬元/年,大幅降低了搶維修作業(yè)過程中的安全、環(huán)保風險。油田積極推進管道檢驗檢測技術。2021年,某段15公里的DN250、PN57抗硫管線刺漏較多,使用傳統(tǒng)檢驗無法有效發(fā)現(xiàn)局部腐蝕,只能建議整體更換,換管估算費用為2250萬。后采用管道內檢測,精準更換2處16m,換管、檢測費用共75萬,節(jié)約2175萬。目前油田管道防腐管理工作初有成效,管道的本質安全性明顯提升,帶來顯著的安全、環(huán)保和經濟效益。