六條措施提升管道管理工作

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）

0 引言

隨著油氣田開發(fā)的進行，作為油氣田生產運輸的血管-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場管道管理工作緊密結合，保障管道運行的安全平穩(wěn)[2]。

1 管道概況

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“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。

2 管道腐蝕防護管理

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。

2.1 常態(tài)化做好緩蝕劑加注工作

為了保證藥劑性能穩(wěn)定、貼合現場實際工況，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颖丶印⒓又行А?。目前已經做到含硫工況的集輸碳鋼管道緩蝕劑全覆蓋。

2.2 常態(tài)化開展管道清管作業(yè)

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。

2.3 常態(tài)化做好全面檢驗工作

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》對聯合站壓力管道開展全面檢驗，及時發(fā)現并消除隱患。2020年至今，累計發(fā)現了第一聯合站干燥塔D進口管道、第三聯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。

2.4 常態(tài)做好腐蝕監(jiān)測工作

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，FSM設備3套，用來監(jiān)測聯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。

2.5 推進管道漏磁內檢測應用

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、無數據等事件。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。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。根據缺陷分布排查原因發(fā)現，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。

2.6 推進非金屬管應用

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，形成了適合現場工況的非金屬管現場應用體系：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；另一方面，油田聯合研究院、柔性管生產商，針對柔性管使用過程中出現的柔性管受壓伸長、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。

3 結語

近年來隨著管理不斷深入，油田管道使用狀況逐年改善，管道失效次數明顯下降，由最高峰的數百次下降至幾十次，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。