六条措施提升管道管理工作

刘鹏程 李自怀 潘 诚 王金龙 黄 强 靳呈松

（1. 中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；2. 西安摩尔石油工程实验室股份有限公司，陕西 西安 710065）

0 引言

随着油气田开发的进行，作为油气田生产运输的血管-管道的失效问题日益严峻，严重影响着油气田“安、稳、长、满、优”的运行理念。在役的油气集输管道往往同时受到管内介质和管外环境等多种因素的影响，极易出现管道腐蚀穿孔、介质泄漏的情况，甚至引发火灾爆炸等恶性事故[1]。因此，为了应对管道运行工作的各项挑战，油田逐步探索出有预见性和针对性的管道管理模式，将管道失效因素的研究同现场管道管理工作紧密结合，保障管道运行的安全平稳[2]。

1 管道概况

该油田地处沙漠腹地，大型流动沙丘链状发育，沙丘间地貌起伏，气候干旱少雨，多风沙，为暖温带大陆性极端干旱的荒漠气候。油田在役管道总长度超过3000公里，居周边各油田首位。管道所用材质种类多，包括普通碳钢、抗硫碳钢、304/316L奥氏体不锈钢、2205双相不锈钢、双金属复合管、柔性复合管、玻璃钢、钢骨架复合管等8大类。该油田属地范围管道内介质工况较为恶劣，呈现“六高一低”特点。（1）高含H2S，气田区块硫化氢含量最高可达28.4×104ppm，平均含量1.4×104ppm；一方面，H2S会引起材料氧化，发生腐蚀失重；另一方面，H2S中的氢原子渗透到材料基质中，引起发展快速、后果恶劣腐蚀开裂；（2）高含CO2，各区块普遍含有CO2，摩尔百分比含量为0.1～15%，平均含量3.5%。在相同pH下CO2的总酸度高于HCl，腐蚀性极强，可以迅速导致管道的全面腐蚀和严重的局部腐蚀[3]；（3）高含Cl-，油田属地产物普遍高含Cl-，含量在30000～130000mg/L之间，平均含量90000mg/L。大量Cl-的存在会导致钝化膜的破损，加快了金属腐蚀的阳极过程[4]；（4）高矿化度，油田属地产物矿化度含量在50000～200000mg/L之间，平均含量为110000mg/L；（5）高温，油田采油树井口温度大多为30～60℃，某些电泵井井口温度达95℃。高温不仅会促进金属管道的腐蚀，尤其是CO2腐蚀，还会加速非金属管的老化；（6）高压，注气管线压力可达40MPa，注烃压力为30MPa，注水井口压力为22MPa，气举采油工作压力14MPa，集输干线压力3～8MPa；（7）低流速，由于碳酸盐岩单井压力、产量递减快，因此当产量衰减后管道内介质流速低，易积液。这些管道的低洼处和气液界面处电化学腐蚀强烈，易出现大面积减薄或腐蚀深坑。

该沙漠油田管道内介质腐蚀因素多、工况复杂，地面腐蚀防控难度大，使用10年以上的管道已达15%，曾经是油田公司地面系统管道失效的重灾区，安全环保风险大。

2 管道腐蚀防护管理

近年来，油田积极开展管道管理工作，通过“4+2”措施提升管道管理工作，取得显著效果。

2.1 常态化做好缓蚀剂加注工作

为了保证药剂性能稳定、贴合现场实际工况，目前油田的集输系统和污水处理系统自研缓蚀剂使用率100%，并且日常开展缓蚀剂入场验收，目视质量检查，掌握缓蚀剂到货质量。此外，油田对缓蚀剂加注采取精细化管理，编制《缓蚀剂加注方案》，对日常连续加注、预膜、冲击式加注、临时加注等加注情况进行分类，分别根据管输介质情况计算缓蚀剂加注量和选择相应牌号的缓蚀剂。同时，油田定期开展缓蚀剂加注情况排查，缓蚀剂效果评价，确保“应加必加、加之有效”。目前已经做到含硫工况的集输碳钢管道缓蚀剂全覆盖。

2.2 常态化开展管道清管作业

油气管道运行一段时间后，管内壁上存在着一定厚度的腐蚀产物、结蜡、油泥等附着物，并且管道低洼处会有积液和其他杂质，严重影响管道平稳和高效运行。因此，加强清管作业的管理是十分必要的。

2021年油田计划清管93次，实际清管104次，完成计划112%。作业前，对每条管道编制具有针对性的清管作业方案，强化清管过程管理和风险控制。作业时，应克服困难、大胆尝试。2021年，通过“反向清管”、“注液润滑”等创新手段，打通了采气干线某管段，消除了因气源问题2年不能清管的隐患。清管作业中要强化资料录取和分析，准确记录清管耗时、清管前后压差、清出物体积、成分等，由此对管道内部状况进行预测，动态调整清管周期，形成定期+动态调整的清管策略。

2.3 常态化做好全面检验工作

多年以来，油田严格按照TSG-D7005《压力管道定期检验规则—工业管道》对联合站压力管道开展全面检验，及时发现并消除隐患。2020年至今，累计发现了第一联合站干燥塔D进口管道、第三联合站压缩机出口汇管、1#集气站生产汇管等11处减薄超标管段并均及时整改，已减薄管道中最小壁厚仅为3.3mm。

2.4 常态做好腐蚀监测工作

油田积极推进腐蚀监测、定点测厚、打开检查等工作常态化，逐步完善腐蚀监测体系。油田目前共有腐蚀监测设备97套，其中挂片装置54套，电阻探针40套，FSM设备3套，用来监测联合站和采油队管道腐蚀状况。共设置腐蚀监测部位57处，在易发生腐蚀的部位如弯头、变径或节流后、积液段等设置固定测厚点389个。油田内各站场积极应用RBI成果，优化定点测厚点，优化检验检测计划，提高风险识别的针对性。2021年，油田利用检修更换阀门和技术改造的时机，对45处管线内部进行详细检查。

2.5 推进管道漏磁内检测应用

2016年，油田首次将长输管道内检测技术引入内部集输管道检测，完成了某集输管线的内检测，目前已完成15条313km集输管道内检测。在近几年漏磁内检测作业过程中，先后发生里程轮掉落、卡阻、电子元件失效、无数据等事件。油田积极组织技术攻关，为常态化应用积累了经验。例如，某条2011年投产的长度为22km的管段，管道尺寸为φ323×10，设计压力12MPa，运行压力4～7MPa。2018年进行漏磁内检测，共发现缺陷4296处，减薄最严重一处最小壁厚2.55mm，传统检验方法难以发现。经过校核评估，壁厚损失≥50%的缺陷共计15处，定位验证后局部更换了14段126m。根据缺陷分布排查原因发现，管道腐蚀环向存在顶部腐蚀，可能和加注的缓蚀剂是液相缓蚀剂有关；曾从该管段阀室接入干法脱硫天然气，可能有氧气进入管道；腐蚀严重该管段输气量少，2.5年内未进行过清管。因此，除了对此管道进行局部更换以外，还在该管段增设了缓蚀剂加注点，创造条件开展了清管作业，并计划2020年再次对此管道进行内检测。

2.6 推进非金属管应用

随着油气田的开发的进行，采出介质的条件日益苛刻，温度、含水率以及H2S、CO2、Cl-等腐蚀性物质的含量不断升高，极大影响了碳钢管道的平稳运行。因此非金属与复合材料管已成为解决管道腐蚀问题重要的方案。

油田从2009年开始试点使用非金属复合管，到2021年在用玻璃钢管线长度达100km，柔性复合管超700km。油田结合多年非金属管的使用和维护经验，形成了适合现场工况的非金属管现场应用体系：柔性复合管在含硫工况采用825接头，不含硫采用2205接头；玻璃钢管增加最小壁厚要求，并细化施工措施。目前，选用非金属管是减少管道失效的行之有效的手段，其施工方便，后期运维费用低，十分适合沙漠腹地油田使用。

油田积极开展在役柔性复合管性能评价。例如，经评估某条运行6年的高压12MPa气举柔性复合管仍具备16年的剩余寿命，为管线的使用提供了量化依据；另一方面，油田联合研究院、柔性管生产商，针对柔性管使用过程中出现的柔性管受压伸长、输油管道溶渗鼓胀、输气管道内衬层被穿越等实际问题进行交流和研究，对柔性管的研究与使用均有着指导性的作用。

3 结语

近年来随着管理不断深入，油田管道使用状况逐年改善，管道失效次数明显下降，由最高峰的数百次下降至几十次，安全环保得到保障。近三年失效率下降近60%，I类管道失效率0，II类管道失效率0.01次/（千米·年），三类管失效率0.024次/（千米·年）。抢维修费用平均节约200万元/年，大幅降低了抢维修作业过程中的安全、环保风险。油田积极推进管道检验检测技术。2021年，某段15公里的DN250、PN57抗硫管线刺漏较多，使用传统检验无法有效发现局部腐蚀，只能建议整体更换，换管估算费用为2250万。后采用管道内检测，精准更换2处16m，换管、检测费用共75万，节约2175万。目前油田管道防腐管理工作初有成效，管道的本质安全性明显提升，带来显著的安全、环保和经济效益。