大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠規(guī)劃設(shè)計研究所

大慶油田某采油廠從2015年以來，面對外圍油田復(fù)雜的形勢，對油氣管道在運行中存在的風(fēng)險進(jìn)行識別和評價，通過在線監(jiān)測、定期檢測等方法，獲得油氣管道的完整性信息，制定相應(yīng)管理辦法和風(fēng)險控制對策，將管道運行的風(fēng)險水平控制在合理的范圍內(nèi)，減少和預(yù)防管道事故發(fā)生，保障管道的安全運行，取得了較好的效果。

1 埋地管道運行現(xiàn)狀

截至2019年底，某采油廠運行20年以上的管道為509 km，占在用管道總數(shù)的5.5%。按照使用年限統(tǒng)計分析，運行20年以上的管道發(fā)生腐蝕穿孔1 021次，占穿孔管道的50.5%，穿孔率為1.99 a-1·km-1，隨著年限增大穿孔率逐漸增加。按照應(yīng)用類型情況分析，集輸系統(tǒng)管道累計發(fā)生腐蝕穿孔1 955次，占穿孔管道的96.8%，平均穿孔率0.355 a-1·km-1，注水管道穿孔率0.077 a-1·km-1。

2 管道完整性管理的主要工作

2016年成立完整性管理組織機(jī)構(gòu)，以分類分級管理為基礎(chǔ)，風(fēng)險管理為核心，區(qū)域管理為手段，日常維護(hù)管理為支撐，提升管道完整性管理水平。

2.1 雙高管道治理

對照標(biāo)準(zhǔn)篩選出3條高后果高風(fēng)險管道，簡稱雙高管道，針對雙高管道進(jìn)行了“一線一案”方案編制，加強(qiáng)管道檢測和日常巡護(hù)，及時優(yōu)選適合的方法開展檢測、評價和修復(fù)工作。3條雙高管道具體情況見表1。

表1 雙高管道具體情況Tab.1 Paticular condition of high risk and high consequence pipeline

2.2 管道風(fēng)險評價技術(shù)研究

依據(jù)高后果區(qū)標(biāo)準(zhǔn)，對管道進(jìn)行高后果區(qū)識別和更新，對管道數(shù)據(jù)進(jìn)行分析后，得出管道風(fēng)險判斷和風(fēng)險預(yù)控制方案。識別影響管道完整性的危害因素，分析管道失效的可能性及后果，開展風(fēng)險評價。在有限的檢測條件約束下，采用風(fēng)險控制管道檢測技術(shù)可以有效減少安全事故發(fā)生的概率[1-3]。

2.2.1 土壤腐蝕性評價

結(jié)合管道檢測，對土壤腐蝕性進(jìn)行了測試，油田轄區(qū)土壤電阻率在11.4～45 Ω·m之間，根據(jù)《鋼質(zhì)管道及儲罐防腐蝕控制工程設(shè)計規(guī)范》土壤腐蝕性評價指標(biāo)，繪制了全油田土壤腐蝕分布圖。某采油廠大部分區(qū)塊都是以中強(qiáng)級腐蝕為主，腐蝕強(qiáng)度較高。開展了土壤腐蝕性調(diào)查研究，提出適合實際情況的土壤腐蝕性評價標(biāo)準(zhǔn)，為油田防腐設(shè)計提供依據(jù)[4]。某廠各區(qū)塊土壤腐蝕等級情況詳見表2。

表2 某廠各區(qū)塊土壤腐蝕性等級Tab.2 Soil corrosion grade of blocks in one plant

2.2.2 管道內(nèi)腐蝕評價

（1）針對油田管道腐蝕機(jī)理開展研究。采出液組成及集油系統(tǒng)腐蝕產(chǎn)物特性分析屬于輕腐蝕范圍。從電鏡掃描結(jié)果可以推斷失效管段內(nèi)壁腐蝕物屬于Fe2O3、FeS及碳酸垢和硅鋁酸鹽的聚集體，也進(jìn)一步驗證了腐蝕產(chǎn)物中的元素類別。采出液成分及含量化驗情況見表3。

表3 采出液成分及含量統(tǒng)計Tab.3 Statistics of produced liquid composition and content

（2）集油系統(tǒng)腐蝕影響因素及成因研究。碳鋼的腐蝕速率會隨溫度的升高而增大。流速為1.4 m/s時采出液溫度從70 ℃降至50 ℃時，20#鋼的腐蝕速率可由0.164 mm/a降至0.159 mm/a，降幅為3.22%[5]。因此，降溫輸送可以降低集油系統(tǒng)的能耗，同時能降低腐蝕速率。

（3）集油系統(tǒng)防腐措施研究。當(dāng)質(zhì)量濃度超過20 mg/L時腐蝕速率的降幅變緩，因此，現(xiàn)場加入緩蝕劑的質(zhì)量濃度控制在20 mg/L即可達(dá)到防腐效果。

2.3 陰極保護(hù)技術(shù)

2.3.1 建設(shè)現(xiàn)狀

陰極保護(hù)為管道外腐蝕控制的有效技術(shù)措施，分為犧牲陽極陰極保護(hù)和外加電流陰極保護(hù)[6]。外加電流陰極保護(hù)技術(shù)是近年來常用的一種輸油管線管道保護(hù)技術(shù)，其主要是利用電化學(xué)保護(hù)手段，基于電化學(xué)中陰極保護(hù)原理而形成的一種防腐蝕技術(shù)[7]。針對埋地金屬管道，應(yīng)該因地制宜，加強(qiáng)對埋地金屬管道的陰極保護(hù)管理[8]。某采油廠管道采用外加電流陰極保護(hù)為主、犧牲陽極為輔的保護(hù)措施。為使陰極保護(hù)系統(tǒng)設(shè)施設(shè)備充分發(fā)揮作用，減少管道穿孔事故發(fā)生，2001年在腐蝕最嚴(yán)重的某轉(zhuǎn)油站進(jìn)行了外加電流陰極保護(hù)試驗。2005年相繼在3座油田對外加電流陰極保護(hù)技術(shù)進(jìn)行推廣。

2.3.2 日常技術(shù)管理

某廠按照《陰極保護(hù)運行管理規(guī)定》，精細(xì)流程節(jié)點管控，確保問題及時協(xié)調(diào)處理，保障設(shè)備平穩(wěn)運行，加強(qiáng)陰極保護(hù)日常管理工作，陰極保護(hù)系統(tǒng)運行維護(hù)流程見圖1。

（1）巡回檢查標(biāo)準(zhǔn)化。依據(jù)設(shè)計規(guī)范結(jié)合現(xiàn)場實際情況，確定了測試樁保護(hù)電位、恒電位儀輸出電流、電壓等參數(shù)的理論控制值和檢查頻次。采油隊負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)錄取，測試管道保護(hù)電位應(yīng)為-0.85～-1.2 V；土壤電位較負(fù)地段，保護(hù)電位可為-0.95～-1.2 V[9]。對照標(biāo)準(zhǔn)發(fā)現(xiàn)數(shù)據(jù)異常及時加密檢查并處理，確保安全平穩(wěn)運行。

（2）資料錄取規(guī)范化。采油隊及時巡檢，每天錄取數(shù)據(jù)，填寫“恒電位儀輸出參數(shù)表”；月度填寫“檢測樁保護(hù)電位記錄參數(shù)表”，并及時上報，掌握運行狀況。

（3）運行維護(hù)專業(yè)化。為確保系統(tǒng)正常運行，提高保護(hù)效率，每年與檢測單位簽訂維修和檢測合同，加強(qiáng)主動檢測工作，針對電纜斷線、恒電位儀故障、參比電極失效等一般故障進(jìn)行維修。如有無法修復(fù)的故障，在改造中立項解決。從2014年起，某采油廠共計維修恒電位儀5套，更換深井陽極6座，埋地電纜測試56.3 km，電纜斷點維修79處，敷設(shè)電纜1.4 km。

2.3.3 陰極保護(hù)效果分析

實施外加電流陰極保護(hù)技術(shù)以來保護(hù)效果良好。2010—2019年管道累計穿孔共計22 103次，10年平均穿孔率0.29 a-1·km-1。從近10年腐蝕老化管網(wǎng)改造情況分析，全廠更換管道502.3 km，腐蝕老化管網(wǎng)工程量逐年降低。

2.4 管道檢測和自主維修

2010年以來主要針對站間以上管道及部分集油環(huán)管道開展埋地金屬管道檢測，已實施檢測865 km。為有效控制地面投資，保證埋地管道檢測利用率，在埋地管道選擇上主要遵循以下原則：①對雙高管道進(jìn)行檢測；②選取運行年限超過15年以上的管道優(yōu)先進(jìn)行檢測。

2019年對某采油廠265 km的高風(fēng)險管道進(jìn)行了檢測，共檢測出破損點2 389處。通過開展管道檢測與修復(fù)，提高了管道運行的安全性，降低了更換管道的數(shù)量及投資。

為提升各采油礦自主維修能力，降低埋地管道二次穿孔率，延長管道使用壽命，2017年編制《某采油廠埋地金屬管道防腐保溫維修管理規(guī)定》，適用于全廠范圍內(nèi)埋地金屬管道的腐蝕穿孔維修，并對管道日常維修進(jìn)行規(guī)范，同時建立了“管道維修管理平臺”，及時上傳現(xiàn)場維修過程照片，便于了解管道穿孔現(xiàn)場及維修情況。

2.5 防泄漏監(jiān)測技術(shù)應(yīng)用效果

為進(jìn)一步加強(qiáng)管道完整性管理工作，降低管道泄漏風(fēng)險和隱患，截至2019年，某采油廠輸油管道應(yīng)用泄漏監(jiān)測報警系統(tǒng)共38套，實現(xiàn)了所有轉(zhuǎn)油站以上外輸管道監(jiān)測全覆蓋。采用了負(fù)壓波監(jiān)測技術(shù)，負(fù)壓波監(jiān)測技術(shù)原理是當(dāng)輸送管道因機(jī)械、人為、穿孔等原因發(fā)生泄漏時，其泄漏部位立即會產(chǎn)生負(fù)壓波動，壓力傳感器分別在不同的時刻捕捉到負(fù)壓波信號，從而判斷管道發(fā)生泄漏，根據(jù)負(fù)壓波傳到管道兩端的時間差和負(fù)壓波速就可以進(jìn)行泄漏定位，再根據(jù)兩端流量進(jìn)行核查[10]。定位誤差為管道長度的5‰，漏報率目前為0。

管道防泄漏裝置的應(yīng)用，為油田生產(chǎn)的正常運行提供了強(qiáng)有力的保障，大幅降低了重要管道運行風(fēng)險。

3 改進(jìn)建議

（1）加大管道自主檢測評價力度。某廠針對管道防腐層破損及腐蝕狀況檢測不及時情況，加大管道自主檢測力度，同時開展管道在線檢測、修復(fù)、評價等方面技術(shù)研究與試驗。結(jié)合油田生產(chǎn)實際，積極探索管道有效的管理方法及措施，為推進(jìn)管道完整性管理提供技術(shù)支撐與保障，確保油田管道安全平穩(wěn)運行。

（2）試驗應(yīng)用陰極保護(hù)數(shù)字化技術(shù)。針對陰極保護(hù)系統(tǒng)各環(huán)節(jié)檢測點多、檢測工作量大的問題，試驗應(yīng)用陰極保護(hù)數(shù)字化技術(shù)。以某轉(zhuǎn)油站為例，該站恒電位儀、管道等陰極保護(hù)系統(tǒng)年檢測量為1 493次，記錄數(shù)據(jù)2 704個。為滿足當(dāng)前管道陰極保護(hù)電位測試及調(diào)控需求，細(xì)化調(diào)控精度，實時掌握電位數(shù)據(jù)，逐步開展試驗應(yīng)用恒電位儀、測試樁等設(shè)備設(shè)施數(shù)字化技術(shù)，實現(xiàn)陰極保護(hù)系統(tǒng)自動檢測及控制。

（3）組建管道完整性管理專業(yè)隊伍。針對管道完整性管理人員不足問題，積極組建管道完整性管理隊伍，主要負(fù)責(zé)管道數(shù)據(jù)庫管理、管道狀況和性能檢測維護(hù)以及陰極保護(hù)設(shè)備設(shè)施的日常維修維護(hù)等工作。

圖1 陰極保護(hù)運行維護(hù)工作流程Fig.1 Work flow of cathodic protection operation and maintenance