大慶油田埋地管道完整性管理的應(yīng)用

張寶良 姬宗江 張飛鵬 何樹全 劉博昱

1大慶油田工程有限公司

2新疆油田公司采油二廠

埋地管道完整性管理是管道現(xiàn)代化安全管理的重要手段，它是一種以預(yù)防為手段，以管道運行安全為目標(biāo)的系統(tǒng)管理體系，主要通過對管道面臨風(fēng)險因素的識別和評價，針對性地實施風(fēng)險減緩措施，將風(fēng)險控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，使管道始終處于可控狀態(tài)，預(yù)防惡性事故發(fā)生，保證管道安全經(jīng)濟(jì)的運行[1-2]。本文主要針對大慶油田地面生產(chǎn)系統(tǒng)已建埋地管道的建設(shè)現(xiàn)狀，研究分析了管道主要腐蝕因素，概括性地論述了大慶油田埋地管道完整性管理技術(shù)的應(yīng)用現(xiàn)狀及取得的主要成果及認(rèn)識，分析了油田埋地管道完整性管理技術(shù)應(yīng)用過程中需要解決的技術(shù)問題。

1 埋地管道的建設(shè)現(xiàn)狀

據(jù)統(tǒng)計，大慶油田油氣田地面工程領(lǐng)域金屬管道（主要為碳鋼）占埋地管道總量的86%，非金屬管道占總量的14%；單井管道比例69%，站間及其他類型管道比例31%。從運行年限上看，運行15年以上管道占29%，20年以上管道占17%，25年以上管道占9.5%，30年以上管道占5%。

2 管道腐蝕因素及使用壽命分析

眾所周知，埋地鋼質(zhì)管道使用壽命主要取決于腐蝕作用與防腐措施的有效性。腐蝕作用主要為內(nèi)腐蝕和外腐蝕。

2.1 內(nèi)腐蝕

從管道輸送介質(zhì)分析，大慶油田原油的腐蝕性很小，油井采出液中硫化氫和二氧化碳等腐蝕性氣體含量很低，油井采出水的礦化度（5 000 mg/L 以下）和氯離子質(zhì)量濃度（1 000 mg/L 以下）也比較低，因此介質(zhì)的腐蝕性較小。其典型介質(zhì)腐蝕性監(jiān)測與測試數(shù)據(jù)見表1。

表1 大慶油田典型介質(zhì)腐蝕性測試結(jié)果Tab.1 Corrosivity test results of typical media in Daqing Oilfield

由表1可見：除了高含CO2天然氣采出區(qū)塊外，清水、水驅(qū)注入系統(tǒng)介質(zhì)腐蝕性都相對較弱，腐蝕速率在0.05 mm/a左右。

2.2 外腐蝕

從土壤的腐蝕性分析，大慶油田以典型的蘇打鹽堿化土壤為主，土壤的含鹽量和含水率較高，腐蝕性較強，其土壤腐蝕性測試結(jié)果見圖1，外腐蝕對管道使用年限的影響見圖2。

由圖1和圖2可見：土壤腐蝕性在中度及以上占79.3%，較嚴(yán)重以上占37%，嚴(yán)重占4.4%?？孜g速率最大0.93 mm/a，平均為0.50 mm/a。管道外部土壤腐蝕速率是管道內(nèi)部輸送介質(zhì)腐蝕速率的6～11倍，腐蝕主因為土壤腐蝕。按照全油田腐蝕速率平均值0.5 mm/a、腐蝕裕量3 mm 計算，由于外腐蝕導(dǎo)致的管道穿孔年限是14年，安全使用年限是6年。

理論使用壽命分析：若確保外防腐保溫層完好無損，陰極保護(hù)系統(tǒng)運行達(dá)標(biāo)的情況下，基本上可以消除土壤腐蝕的影響，按照介質(zhì)腐蝕速率為0.05 mm/a、腐蝕裕量為3 mm 計算，其理論使用壽命為60年。

圖1 大慶油田土壤腐蝕性（碳鋼）分布Fig.1 Distribution of soil corrosion(carbon steel)of Daqing Oilfield

圖2 外腐蝕對管道使用年限的影響（按照腐蝕裕量3 mm，管道壁厚7 mm計算）Fig.2 Influence of external corrosion on service life of pipeline(when corrosion overmeasure is 3 mm and wall thickness of pipeline is 7 mm)

假設(shè)油田每年新增的埋地管道數(shù)量和更換的埋地管道數(shù)量均為一個不變的常數(shù)，則可以依據(jù)管道數(shù)量累積比例為50%的年份判斷其平均使用壽命?？紤]到埋地管道更換和新建產(chǎn)能埋地管道建設(shè)管道數(shù)量的變化，可以初步判斷大慶油田埋地管道的平均使用壽命約為15年。

3 完整性管理技術(shù)研究取得的成果

針對油田埋地管道腐蝕主因的分析，結(jié)合管道管網(wǎng)密度大、口徑小、環(huán)境復(fù)雜的特點，大慶油田從2013年開始，開展了以確保外防腐層完整性和陰極保護(hù)系統(tǒng)有效性為主要手段的完整性管理的探索實踐。通過多年的技術(shù)攻關(guān)研究，結(jié)合油田現(xiàn)有的管理體系取得了如下幾方面的技術(shù)成果，有效地推進(jìn)了完整性管理技術(shù)的應(yīng)用。

3.1 建立了完整性管理流程

遵循完整性管理風(fēng)險管理理念[3-4]，融合現(xiàn)有的管理模式，建立了適應(yīng)油田生產(chǎn)特點的完整性管理流程（圖3）。

圖3 油田埋地管道完整性管理流程示意圖Fig.3 Schematic diagram of integrity management process for buried pipeline in oilfield

3.2 開發(fā)了油田管道完整性管理平臺

以中國石油統(tǒng)建的A4、A5數(shù)據(jù)管理系統(tǒng)為基礎(chǔ)，形成一個集完整性數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)管理為一體的數(shù)據(jù)支持平臺，具備風(fēng)險評價、完整性評價、維護(hù)維修管理、效能評價等主要分析功能（圖4、圖5），確保了完整性管理技術(shù)的有效開展[5-8]。

3.3 優(yōu)選出了適宜的管道外檢測技術(shù)

（1）外防腐層的檢測與評價[9-10]。分別采用皮爾遜法、交流電流衰減法、直流電位梯度法實施了管道的外防腐檢測，并采用現(xiàn)場開挖驗證的方式檢驗方法的準(zhǔn)確性，綜合考慮檢測技術(shù)的實施效果、操作難度、實施費用以及油田管網(wǎng)特點（數(shù)量大、管徑小、距離短、造價低），確定了適用于油田埋地管道的檢測方法。對于單井管道、無陰極保護(hù)或犧牲陽極保護(hù)的站間管道的外腐蝕檢測采用皮爾遜法（PCM 探測路由，2098定位破損點）；對于有陰極保護(hù)的站間管道的外腐檢測宜采用直流電位梯度法（DCVG）。

（2）不同類型管體缺陷檢測。針對油田管道管徑小的特點，采用超聲波測厚儀和腐蝕坑深測試儀進(jìn)行壁厚、腐蝕深度測量。對于重要的站間、外輸管道，增加超聲導(dǎo)波、超聲波相控陣測試。對于具備內(nèi)檢測條件的外輸管道，進(jìn)行智能內(nèi)檢測。

3.4 規(guī)范了埋地管道外防腐（保溫）層和管體缺陷的修復(fù)技術(shù)和修復(fù)原則

（1）確定了埋地管道外防腐（保溫）層的修復(fù)技術(shù)。遵循相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，根據(jù)外防腐保溫層類型，缺陷類型和施工條件，確定了外防腐保溫層修復(fù)技術(shù)（表2）。

（2）確定了埋地管道管體缺陷的修復(fù)方法。遵循相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，根據(jù)管道本體缺陷類型，確定了適宜的修復(fù)技術(shù)（表3）。

圖4 油田埋地管道完整性管理體系平臺內(nèi)容示意圖Fig.4 Platform content diagram of oilfield buried pipeline integrity management system

圖5 油田埋地管道完整性管理體系平臺結(jié)構(gòu)示意圖Fig.5 Platform structure diagram of oilfield buried pipeline integrity management system

表2 埋地管道外防腐（保溫）層的修復(fù)技術(shù)推薦方案Tab.2 Recommended technical plan for repairing external anticorrosive(insulating)layer of buried pipeline

表3 不同管體缺陷的修復(fù)技術(shù)推薦方案Tab.3 Recommended technical plan for repairing defects of different tubes

（3）制定了管道本體修復(fù)的實施原則。對于油田埋地管網(wǎng)綜合考慮技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、安全等因素，其管體修復(fù)技術(shù)的實施原則如下：對于輸送介質(zhì)風(fēng)險較小或可以停產(chǎn)的管道，可以采用焊接、套筒修復(fù)技術(shù)；對于輸送介質(zhì)風(fēng)險大，且不可停產(chǎn)的管道，可采用環(huán)氧套筒或復(fù)合材料修復(fù)技術(shù)；對于較長距離的腐蝕管段，當(dāng)維修成本高、管道可停產(chǎn)時，可采用局部更換管段的方式。

4 完整性管理技術(shù)應(yīng)用

目前，完整性管理技術(shù)已經(jīng)在大慶油田全面展開，按照完整性管理的工作流程，已完成全油田十幾萬條總長超過10×104km管道的風(fēng)險評價。評價出高風(fēng)險管道1×104km以上，中風(fēng)險管道8 000 km以上，完成了1×104km 以上高風(fēng)險的檢測評價，發(fā)現(xiàn)破損點5×104多處，修復(fù)管體和外防腐保溫層缺陷1×104多處，投入產(chǎn)出比1:5.16。通過對修復(fù)管道持續(xù)跟蹤，僅發(fā)生4次穿孔，失效率0.001km-1·a-1，取得良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

5 結(jié)論及認(rèn)識

（1）大慶油田埋地鋼制管道的腐蝕主因為外腐蝕，管道外部土壤腐蝕速率是管道內(nèi)部輸送介質(zhì)腐蝕速率的6～11倍。因此，確保管道外防腐層的完整性和陰極保護(hù)系統(tǒng)的達(dá)標(biāo)運行是油田完整性管理的重點。

（2）對于單井管道、無陰極保護(hù)或犧牲陽極保護(hù)的站間管道的外腐蝕檢測采用皮爾遜法（PCM探測路由，2098定位破損點）；對于有陰極保護(hù)的站間管道宜采用直流電位梯度法（DCVG）。

（3）管道檢測與修復(fù)是控制管道腐蝕穿孔的重要技術(shù)措施，通過跟蹤分析發(fā)現(xiàn)，檢測修復(fù)后管道的腐蝕穿孔事故大幅度降低。

（4）還需要進(jìn)一步完善檢測維修管理制度，按照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范要求，形成定期檢測、專業(yè)維修的管理流程。