某灘海油田管道完整性管理與實(shí)踐

范家僖

中國(guó)石油冀東油田南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山 063200

JD油田建有1-1、1-2、1-3、4-1、4-2五座人工島，1-29導(dǎo)管架平臺(tái)，2-3、3-2、403X1、XPG2、陸岸五個(gè)海岸平臺(tái)，主要油氣集輸管道8條，其中海底管道3條，沿海管道5條，總長(zhǎng)148.4km。JD油田緊鄰渤海灣，井場(chǎng)周圍遍布稻田、魚塘及蝦池，區(qū)域內(nèi)河流與干渠、支流等交匯互通后入海，周邊自然環(huán)境極其敏感。由于管道和站場(chǎng)地處灘海地區(qū)，且管道類型多、壓力高、分布廣、工況復(fù)雜、介質(zhì)腐蝕性強(qiáng)，因此管道管理難度大，運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)高。自2016年推行管道完整性管理以來(lái)，逐漸探索了灘海管道完整性管理的方法，取得了一定的認(rèn)識(shí)。JD油田的管道建設(shè)情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1。

1 管道完整性管理體系文件

2017年7月，中國(guó)石油天然氣股份有限公司發(fā)布了《油氣田管道和站場(chǎng)完整性管理規(guī)定》及3個(gè)技術(shù)導(dǎo)則；2018年11月，發(fā)布了《油田管道完整性管理手冊(cè)》 《氣田管道完整性管理手冊(cè)》；2019年10月，發(fā)布了《油田站場(chǎng)完整性管理手冊(cè)》《氣田站場(chǎng)完整性管理手冊(cè)》[1-3]。該體系文件（見(jiàn)圖1）適用于陸上油氣田管道和站場(chǎng)，不完全適用灘海管道完整性管理，因此灘海管道完整性管理的體系文件仍需要根據(jù)灘海特點(diǎn)進(jìn)行修訂和完善。

2 管道完整性管理與實(shí)踐

JD油田按照管道完整性管理的流程，結(jié)合自身灘海特點(diǎn)開展了管道完整性管理實(shí)踐，通過(guò)不斷總結(jié)，逐漸形成了灘海油田管道完整性管理雛形。

2.1 數(shù)據(jù)采集

根據(jù)采集的不同類型油氣管道數(shù)據(jù)項(xiàng)的不同，構(gòu)建簡(jiǎn)約適用的數(shù)據(jù)表。收集的主要數(shù)據(jù)包括運(yùn)行數(shù)據(jù)、輸送介質(zhì)數(shù)據(jù)、風(fēng)險(xiǎn)數(shù)據(jù)、失效管理數(shù)據(jù)、歷史記錄數(shù)據(jù)和檢測(cè)數(shù)據(jù)等。建設(shè)期/運(yùn)行期數(shù)據(jù)的采集標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)表2。

表1 JD油田的管道建設(shè)情況統(tǒng)計(jì)

圖1 管道完整性管理體系文件

表2 建設(shè)期/運(yùn)行期數(shù)據(jù)的采集標(biāo)準(zhǔn)

2.2 高后果區(qū)識(shí)別和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)

按照介質(zhì)類型、壓力等級(jí)和管徑等因素，將管道劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類管道。Ⅰ類管道2條，Ⅱ類管道17條，總計(jì)長(zhǎng)度174 km。鑒于JD油田管道所處環(huán)境的敏感性，將海底管道在內(nèi)的集輸干線管道等Ⅱ類管道納入Ⅰ類管道管理，優(yōu)先開展管道風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別、檢測(cè)治理等完整性管理工作。

針對(duì)Ⅰ、Ⅱ類管道開展了高后果區(qū)識(shí)別，高后果區(qū)管段共計(jì)49處，長(zhǎng)9.3 km，占總長(zhǎng)度的1.8%，主要分布在公路、省道、鐵路、加油站、河口、?？凇⒑?、海底等地區(qū)，6條海底管道均識(shí)別為高后果區(qū)，見(jiàn)圖2～圖5。高后果區(qū)識(shí)別后，設(shè)置高后果區(qū)警示牌，完善管道沿線標(biāo)樁，加強(qiáng)巡線管理。

采用半定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)方法，針對(duì)Ⅰ、Ⅱ類管道，從中識(shí)別出中風(fēng)險(xiǎn)段73處，總長(zhǎng)56.3 km，占總長(zhǎng)度11.1%；低風(fēng)險(xiǎn)段82處，總長(zhǎng)108.1 km，占總長(zhǎng)度21.3%。低風(fēng)險(xiǎn)管段基本處于荒地中，中風(fēng)險(xiǎn)管段處于穿越公路、鐵路、海灘等，針對(duì)中風(fēng)險(xiǎn)管段加密巡檢，根據(jù)檢測(cè)計(jì)劃開展管道檢測(cè)并制定維修計(jì)劃。

圖2 穿越立交橋

圖3 穿越入海口

圖4 穿越養(yǎng)殖地

圖5 穿越鐵路

2.3 檢測(cè)評(píng)價(jià)

JD油田通過(guò)近幾年的實(shí)踐，形成了適合該油田的管道檢測(cè)技術(shù)體系，為管道完整性管理的檢測(cè)評(píng)價(jià)積累了豐富的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)：外檢測(cè)采用傳統(tǒng)的外腐蝕直接評(píng)價(jià)技術(shù)，海管、海纜、地貌勘測(cè)采用側(cè)掃聲吶+管道儀測(cè)量技術(shù)，內(nèi)檢測(cè)優(yōu)選漏磁檢測(cè)技術(shù)，不能實(shí)現(xiàn)內(nèi)檢測(cè)的采用遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力+超聲波檢測(cè)技術(shù)，站場(chǎng)內(nèi)管道采用超聲導(dǎo)波+超聲波C掃描檢測(cè)技術(shù)。內(nèi)檢測(cè)方法的對(duì)比見(jiàn)表3。

表3 內(nèi)檢測(cè)方法對(duì)比

關(guān)于遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力檢測(cè)的準(zhǔn)確性，JD油田總計(jì)開展10余條管道的遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)磁異常管段危險(xiǎn)等級(jí)與現(xiàn)場(chǎng)開挖直接檢測(cè)結(jié)果相符率達(dá)80%以上，因此認(rèn)為遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力檢測(cè)可以作為管道腐蝕檢測(cè)的輔助手段，而超聲波C掃描可作為驗(yàn)證手段。

站場(chǎng)內(nèi)管道采用超聲導(dǎo)波+超聲波C掃描檢測(cè)技術(shù)，單向檢測(cè)距離20 m左右。

2.3.1 管道外檢測(cè)

近3年JD油田對(duì)主要管道開展了外檢測(cè)，修復(fù)防腐層56處，根據(jù)檢測(cè)結(jié)果，管道防腐層整體防腐效果理想，陰極保護(hù)系統(tǒng)正常，管道外腐蝕不突出。外檢測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表4。

表4 外檢測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)

2010—2017年，每年開展海底管道探測(cè)工作，應(yīng)用多波束、旁掃聲吶、管道儀、磁力儀[4]等實(shí)施管道埋深及裸露情況檢測(cè)，防止管道裸露導(dǎo)致的第三方破壞和管道懸空在海流沖刷作用下產(chǎn)生的振動(dòng)疲勞破壞，1-2D至1-1D海底管道裸露情況見(jiàn)表5。多波束技術(shù)檢測(cè)海底管道埋深示意見(jiàn)圖6。

表5 1-2D至1-1D海底管道裸露情況對(duì)比

2.3.2 管道內(nèi)檢測(cè)

對(duì)2條海底管道、3條集輸管道開展了內(nèi)檢測(cè)，檢測(cè)表明3號(hào)島和2號(hào)島海管可以正常使用，但也存在一定的腐蝕情況，SY/T 6477評(píng)價(jià)結(jié)果顯示坑深比8年內(nèi)均不超過(guò)80%，計(jì)劃該管道5年內(nèi)進(jìn)行再次檢測(cè)。對(duì)于NP3-2外輸油管道的腐蝕，除定向穿外，前3年為1處，第4年增加至31處，第5年增加至1 623處，第8年全部超標(biāo)，計(jì)劃4年內(nèi)再次進(jìn)行管道內(nèi)檢測(cè)；對(duì)于NP2-3外輸油管道，檢測(cè)發(fā)現(xiàn)有25 259處深度在10%壁厚以上的金屬損失型缺陷，其中深度大于50%壁厚的缺陷共10處，深度在40%～50%壁厚間的缺陷共61處，計(jì)劃5年內(nèi)再次進(jìn)行管道內(nèi)檢測(cè)；對(duì)于NP2-3外輸氣管道，檢測(cè)發(fā)現(xiàn)有40 486處深度在10%壁厚以上的金屬損失型缺陷，其中深度大于50%壁厚的缺陷共2處，深度在40%～50%壁厚間的缺陷共3處，計(jì)劃5年內(nèi)再次進(jìn)行管道內(nèi)檢測(cè)。某油田的內(nèi)檢測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表6。

對(duì)于不滿足開展內(nèi)檢測(cè)條件的管道采用遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力檢測(cè)，對(duì)I級(jí)、Ⅱ級(jí)異常點(diǎn)全部進(jìn)行了開挖驗(yàn)證和治理。某油田遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力檢測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表7。

2.4 維修維護(hù)

JD油田建有海底管道6條，由于非法取砂，2010年發(fā)現(xiàn)靠近1-3D端管道嚴(yán)重懸空，隨后又發(fā)現(xiàn)1-2D、1-3D海管裸漏問(wèn)題，2010—2017年，通過(guò)不斷治理、勘測(cè)，徹底治理了海管懸空、裸露問(wèn)題，保證了海管的運(yùn)行安全。JD油田歷年海管隱患治理情況統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表8。

圖6 多波束檢測(cè)海底管道埋深示意

根據(jù)JD油田管道腐蝕實(shí)際，通過(guò)技術(shù)調(diào)研[5-6]和實(shí)踐，形成了該油田管道腐蝕維修技術(shù)體系：對(duì)于局部腐蝕嚴(yán)重管道，采用換管、套筒、補(bǔ)板、碳纖維修復(fù)；定向穿、穿路、大開挖等短距離腐蝕嚴(yán)重管道，采用內(nèi)穿插技術(shù)治理；整體腐蝕嚴(yán)重管道，采用HCC纖維增強(qiáng)復(fù)合防腐內(nèi)襯集成技術(shù)解決。

先后應(yīng)用套筒、碳纖維、換管等措施進(jìn)行管道修復(fù)，換管5處，套筒及碳纖維補(bǔ)強(qiáng)94處，見(jiàn)表9。

2019年1月，XPG2平臺(tái)至3-2平臺(tái)混輸管道發(fā)生穿孔，處于鐵路、水池定向鉆穿越段，停運(yùn)管道后，通過(guò)采用牽引機(jī)方式進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)該管道上存在焊縫熱影響區(qū)金屬損失26處，并發(fā)現(xiàn)16處泄漏點(diǎn)。針對(duì)XPG2平臺(tái)混輸管道定向鉆管段穿孔問(wèn)題，引入內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)[7]恢復(fù)管道生產(chǎn)。

表6 JD油田內(nèi)檢測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì) 單位：處

表7 JD油田遠(yuǎn)場(chǎng)應(yīng)力檢測(cè)結(jié)果統(tǒng)計(jì) 單位：處

表8 JD油田歷年海管隱患治理情況統(tǒng)計(jì)

HDPE內(nèi)穿插技術(shù)是將比主管道管徑稍大的HDPE管經(jīng)過(guò)壓縮裝置減小外徑后再由牽引機(jī)將縮徑的HDPE管插入主管道中，經(jīng)過(guò)自然恢復(fù)到原來(lái)的直徑，使穿插入的HDPE管與主管道結(jié)合在一起，達(dá)到防腐和提高原管道承壓能力、延長(zhǎng)使用壽命的目的。

2-3外輸油管道內(nèi)檢測(cè)發(fā)現(xiàn)25 210處深度在10%壁厚以上的金屬損失型缺陷，針對(duì)40%壁厚損失以上缺陷進(jìn)行換管處理，更換管道218 m，并對(duì)整條管道應(yīng)用了HCC纖維增強(qiáng)復(fù)合防腐內(nèi)襯集成技術(shù)進(jìn)行修復(fù)。

HCC纖維增強(qiáng)技術(shù)是一套鋼質(zhì)管道內(nèi)壁防腐處理的技術(shù)方案，即在鋼制管道內(nèi)壁涂覆一層防腐內(nèi)襯層來(lái)解決管道內(nèi)腐蝕問(wèn)題。

2.5 效能評(píng)價(jià)

通過(guò)近幾年管道檢測(cè)和修復(fù)工作的開展，管道失效次數(shù)得到有效控制，JD油田2019年管道失效率為0.0118次/（km·a），經(jīng)過(guò)2016—2020年管道檢測(cè)的逐年實(shí)施后，油田集輸管道基本完成檢測(cè)和高危部位的修復(fù)，今后將按照檢測(cè)結(jié)果開展復(fù)測(cè)。歷年管道失效次數(shù)統(tǒng)計(jì)見(jiàn)圖7。

表9 某油田歷年局部修復(fù)統(tǒng)計(jì)

圖7 歷年管道失效次數(shù)統(tǒng)計(jì)

3 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)對(duì)灘海油田管道開展完整性管理試點(diǎn)，逐漸摸索和建立了具有灘海特色的管道完整性管理方法，下一步將結(jié)合實(shí)踐進(jìn)行總結(jié)，編制灘海管道完整性管理體系文件，用于指導(dǎo)環(huán)海區(qū)域油氣田管道完整性管理操作。