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管道研究

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油田管道完整性管理解决方案

来源:《管道保护》杂志 作者:董绍华 汤林 班兴安 张维智 高策 时间:2018-9-25 阅读:

董绍华1 汤林2 班兴安2 张维智2 高策1

1.中国石油大学(北京) 管道技术与安全研究中心; 2. 中国石油勘探生产分公司


摘 要: 国内油气长输管道完整性管理经过长期不断探索实践,取得了积极成效。但油田管道完整性管理仍然处于起步阶段,安全与环境隐患突出。分析了油田管道自身特点和实施完整性管理的难点,提出了适合于油田管道的五步循环管理模式,以及全生命周期完整性管理设计方案,对于及时发现泄漏风险并实施防护,预防事故的发生意义重大。

关键词: 油田管道;全生命周期;完整性管理;方案


油田管道系统庞杂,管道类型多样。截至2017年底,仅中国石油油气田所属各类管道总长超过30万公里、中国石化所属各类油气田管道总长约20万公里,管道类型达数十种,包括油气集输管道、净化油气管道、供水管道、污水管道、注水管道等,加强管道安全管理是油田管理者始终面临的重要课题。国内长输管道完整性管理目前已经有了坚实的基础,而油田管道完整性管理一直没有全面开展,这和油田管道特点、设计理念和设计标准有密切关联,需要借鉴长输管道的管理经验和方法开展油田管道完整性管理。

1 油田管道的特点

(1)管道管径较小。油田管道管径大小不一、管网结构复杂、建设水平各异,距离相对较短,管径和压力差异大,呈网状、条状、枝状分布,多数管道无阴极保护,无收发球筒,内检测技术无法实施。而长输管道管径单一,大多数管道直径超过660 mm,布设有收发球筒,可以定期开展管道内检测,管道成线性分布。

(2)管材等级较低。油田管道以中低钢级管线钢为主,屈强比小,焊接以半自动焊、人工焊为主。而长输管道以高钢级管道为主,断裂韧性大,屈强比大,焊缝焊接以自动焊、半自动焊为主,焊接过程控制条件严格。

(3)阴保非强制性。油田管道输送介质复杂,大多数存在如H2S、Cl -等危害因素,且具有高温、高压等特点,腐蚀环境突出。外部防腐采用沥青、环氧+玻璃布等涂层防腐,阴极保护系统采用牺牲阳极形式,阴极保护具有非强制性。长输管道大多数采用3PE结构、阴极保护系统完善,外加电流为主,阴极保护是强制实施。

(4)介质腐蚀性强。油田管道运行时在管线内部可能添加缓蚀剂,介质通常表现为油气水多相流的相态,具有高温、高压,有毒、有害的特点,内部输送介质有很强的腐蚀性。而长输管道内部油品和气质条件符合国家要求,净化油气、气质稳定、不含有毒物质,内腐蚀特点不突出。

(5)压力等级较低。大多数油田管道压力低于2.0 MPa,且各类管道压力等级不同。而长输管道压力等级目前已高达12.0 MPa,一旦失效后果严重。

(6)管子选型复杂。油田管道大量使用复合管,目的是为了防腐,但复合管在运行过程中会因不锈钢内衬的脱落,造成通球和检测困难,同时引起水在破裂处的大量积聚,导致腐蚀严重或环焊缝处泄漏。而长输管道很少使用复合管,选用钢制管道,内部涂覆内涂层,其主要目的是降低磨阻系数,增加输送量。

2 油田管道完整性管理实施难点分析

(1)完整性管理起步晚。油田管道管理粗放,未形成健全的管理体系,可参考的标准少,整体技术缺乏,主要以事后管理为主。

(2)设计理念和标准不高。油田管道基础设施没有按照预防性维护为主的管控模式进行设计,设计标准中管道的腐蚀控制均以增加壁厚为原则,大部分不设计收发球筒。

(3)完整性管理技术缺乏。国内油田管道不能进行内检测,只能寻求内检测之外的全管体覆盖检测方法。近年来研发的外部磁应力MTM技术、地磁探测技术、外防腐层检测技术等,均不能做到缺陷的全检测和全发现。站场超声导波检测技术,由于需要开挖,则只能作为抽检的方法之一。

(4)数据平台不能满足需求。目前国内各大油田均自建了很多管理平台,由于尚未构建完整性管理体系,其平台的建设目标、 标准不统一,业务模块不完备,评价功能不健全,尚不足以支持油田管道完整性管理业务的顺利开展。①分析功能方面,大部分平台不具备自动分析功能,多采用单独项目或外部分析评价软件进行相关工作。②评价方法方面,平台有部分分析评价功能模块,但业务流程与国内外标准做法不一致。③外部支持软件方面,部分平台不具备外部支持功能性软件,部分平台外部支持软件应用较为成熟,如移动巡线、管道风险评价软件、ECDA软件平台等,新建平台可以借鉴。

3 油田管道完整性管理体系规划

3.1 基本原则和指导思想

(1)基本原则。 整体规划、分步实施;试点先行、全面推广;管道先行、循序推进;统一规范、分级控制;立足自身、重点突破;统一架构、统一门户。

(2)指导思想。强化油田开发与生产的管道全生命周期的风险管理,研究、吸收和运用完整性管理各项评价和技术方法,全面推广实施油田管道完整性管理,保障安全生产,打造数字化油田迈向智能化油田,实现现代信息技术与全生命周期管理的紧密结合。

3.2 发展目标

2019年:建立健全完整性管理组织架构并明确职能,建设油田管道完整性管理体系,开发较为完善的管道完整性管理平台,开展完整性管理技术研究。

2020年:及时总结和推广试点单位的先进经验,在油田企业内部全面推广完整性管理。

2021年:开展内外部审核以持续改进,从初级达到中级水平。

2022年:完整性管理达到良好水平。

2023年:完整性管理达到先进水平。

3.3 体系建设内容

覆盖建设期、运营期、报废期的油田管道全生命周期完整性管理范围包括地面集输管网、集注站、井口和地下管道。其管理体系如图 1所示。


图 1  油田管道完整性管理体系


3.4 完整性管理模式

提出并建立了适应油田管道特点的完整性管理五步工作流程,即数据采集与校核、风险因素识别与评价、检测与适用性评价、风险消减与维修、效能审核与评价五个环节(图 2)。

图 2  油田管道完整性管理流程


其中,高后果区管理部分未在五步循环中单独列出,主要是考虑其与长输管道高后果区相比较,管道压力低、流量小,事故后果以泄漏为主,对人群、环境、大型构筑物的危害较小,但将其纳入到风险因素识别与评价中。

4 全生命周期完整性管理系统

4.1 完整性管理系统设计原则

(1)系统性原则:系统设计要以整体角度考虑,从大数据应用方面考虑。

(2)简单性原则:系统设计应尽量简单,避免一切不必要的内容。

(3)开放性原则:尽量采用模块化结构,提高各模块的独立性,尽可能减少模块间的数据耦合,使各子系统间的数据依赖降至最低限度。

(4)互连性原则:考虑接口预留,能与企业现有的油田管道数字化系统、装备管理平台、监控与数据采集系统(SCADA)等接口对接。

(5)扩展性原则:预留扩展功能,以满足未来数据库和用户规模需求。

(6)成熟性原则:最大限度满足油田管道现在和未来发展的需要。平台具有实际可操作性,用户能够快速掌握并使用,易于推广。

(7)管理可接受原则:系统的作用和生命力,很大程度上取决于管理能否接受。

4.2 完整性管理系统功能

油田管道完整性管理系统主要包括以下模块。

(1)建设期数据采集与对齐管理模块。

(2) GPS及无人机巡护管理模块。

(3)油田管道腐蚀控制与管理模块。

(4)油田管道风险识别与评价模块。

(5)“双高”区域管道管理模块。

(6)油田管道缺陷评价模块。

(7)油田管道完整性检测数据管理模块。

(8)油田管道安全隐患预防管理模块。

(9)油田管道腐蚀防护管理模块。

(10)泄漏与安全预警技术模块。

(11)应急决策支持技术模块。

(12)审核与效能评价模块。

(13)大数据决策优化模块。

(14)其他。

5 结束语

推行油田管道完整性管理总体尚处于酝酿阶段,未来需要做的工作和攻克的难题还很多。特别是对于不能进行内检测(Unpiggable)的管线,如何实现在线不停输检测是国内外共同面临的技术难题。油田企业应结合自身情况逐步实施管道完整性管理工作,将其融入到日常生产管理中,实现油田管道安全运行和降本增效。


作者:董绍华, 1972年生,中国石油大学(北京)教授,博士生导师,管道技术与安全研究中心主任。管道完整性与安全技术专家;第五届国家安全生产专家组成员;国家质检总局特种设备压力管道技术委员会委员; NACESTAG75 完整性技术专家委员会主席;北京石油学会理事兼石油应用与储运专业委员会主任;担任2017年国家重点研发计划“公共安全专项”国家储备库安全项目首席。主要研究方向为管道完整性管理技术、管道安全评价技术、管道信息大数据工程技术等。曾获省部级奖励25项,参与编制行业、企业技术标准40余部,发表学术论文90余篇。

2018年第5期(总第42期)

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