塔河油田某高含H2S伴生氣管線隱患治理研究

張建軍，石 鑫，肖雯雯，葛鵬莉，許艷艷，高多龍

(中國石化西北油田分公司工程技術研究院，新疆烏魯木齊 830011)

塔河油田碳酸鹽巖油藏，儲層非均質強，具有“兩超三高”(超深、超稠、高含膠質瀝青質、高含硫化氫/二氧化碳、高礦化度)的特點[1,2]。塔河油田某高H2S伴生氣管線承擔著油田聯合站之間的伴生氣輸送任務，經評估具有重大安全隱患。該管線沿油田主干公路平行敷設，距離主干公路較近，穿越巡檢道路4處，人員流動量大，近年來腐蝕泄漏頻發，管線伴生氣泄漏高H2S逸散易帶來沿線人員中毒和恐慌。因此對管線泄漏引發的H2S逸散帶來的安全風險隱患進行實時監測和預警十分有必要。

1 管線現狀評估

1.1 管線設計及實際生產運行情況

此伴生氣外輸管線2013年建成投產，管線規格為φ219.1×6.5 mm，長度約5 km，外輸伴生氣是未處理的濕氣，高含CO2、H2S。管線實際生產運行溫度、壓力均低于設計值(見表1)，這導致在管道低洼段和爬坡段易凝析形成積液，管線腐蝕問題比設計工況更嚴重。

表1 伴生氣管線設計與生產運行參數

1.2 管線腐蝕穿孔情況

據統計，該管線投產后共腐蝕穿孔9次，其中2015-2017年穿孔6次(見表2)，穿孔頻率呈逐漸升高趨勢。

表2 2015-2017年伴生氣管線腐蝕穿孔統計

1.3管線腐蝕因素分析

1.3.1介質因素分析

由表3可以看到，伴生氣中CO2、H2S含量和分壓較高，共同作用引起了金屬腐蝕，同時管線內腐蝕產物的堆積促進點蝕發生。

表3 伴生氣管線CO2、H2S情況

1.3.2高程差和積液可能性分析

局部管線起伏較大，高程差最大達3 m(如圖1所示)，管線低洼及爬坡段，易形成積液段發生積液腐蝕。

1.3.3腐蝕產物分析

2017年1月對該伴生氣管線腐蝕穿孔處腐蝕產物主要成分為鐵的硫化物(Fe3S4、FeS、和Fe7S8)，佐證了腐蝕原因為H2O-CO2-H2S共存下的電化學腐蝕，見圖2。

圖1 高含H2S伴生氣管線高程示意

圖2 腐蝕產物檢測分析結果

2 管線隱患風險分析

2.1 安全風險高

該高含H2S伴生氣管線沿油田主干公路平行敷設、外輸伴生氣高含CO2、H2S，腐蝕環境惡劣，腐蝕穿孔事件頻發。按照國家安監局《油氣輸送管道安全隱患分級參考標準》(2014年5月23日安全監管總局辦公廳文件)，該高含H2S伴生氣管線屬較大隱患級別。

2.2 經濟損失大

該高含H2S伴生氣管線承擔近5×104m3/d的天然氣輸送，搶維修期間伴生氣放空，日減少輕烴、液化氣產量近4 t，日經濟損失近6萬元，經濟損失大。

2.3 服役時間長

該高含H2S伴生氣管線所轄區塊按照老區開發遞減率進行產能預測，預測該管線2024年輸氣量最高，輸量超過6×104m3/d，還需服役將近10年。

3 管線修復技術篩選

國內外比較成熟的非開挖管道修復施工工藝主要有3大類[3]：軟管翻轉技術、內穿插修復技術、涂層風送擠涂修復技術,技術工藝對比如表4所示。

表4 3類非開挖管道修復工藝比較

由于軟管翻轉技術在塔河油田尚無成功應用案例，因此擬采用內穿插修復技術或涂層風送擠涂修復技術。

3.1 內穿插修復技術

內穿插修復技術是在原金屬管道內穿插一條高密度聚乙烯內襯管，由牽引機將內襯管拉入金屬管道中，形成內襯管的防腐性能與原金屬管道的機械性能合二為一的“管中管”復合結構，通過內襯管材質帶有記憶的特點，使內襯管外壁與金屬管道內壁緊緊地結合在一起，管道輸送介質在非金屬管中流動，杜絕了與鋼管的接觸，從而達到內防腐蝕的目的[4]。

根據SY/T4110-2007《采用聚乙烯內襯修復管道施工技術規范》，內襯管的內穿插方式有U形變形模式(“U”型穿插)和徑向均勻壓縮模式(“O”型等徑穿插)。O型等徑穿插的內襯管是采用聚乙烯材料自身的記憶特性自然釋放恢復，與金屬管體內壁貼合的更緊密，因此塔河油田使用O型等徑內穿插修復方式[5]。內穿插修復技術工藝見圖3。

2010年在原油外輸管線選取5 km腐蝕嚴重管段實施了PE管內穿插治理。2012年10月對服役運行2年的PE內穿插修復的原油外輸管線現場斷管取樣，現場截取樣品的形貌觀察，PE管內表面光滑平整，無腐蝕起泡、結垢結蠟等現象，外部鋼管均無任何腐蝕，內穿插PE管與外部鋼管結合緊密、無松動。

圖3 內穿插修復工藝示意

3.2 涂層風送擠涂修復技術

對于油氣田埋地管道，進行局部開挖斷管分段后，在管道兩端安裝收發球筒，將配制好的防腐涂料通過涂料泵注入到兩個擠涂球之間，啟動空壓機推動擠涂球前進，運行到收球筒后，排出余料，即在管道內壁形成連續均勻的涂層[6]。通過擠涂球和封堵球攜帶涂料，在管內壁形成連續均勻的3層防腐涂層結構，達到修復管線目的。工藝原理如圖4所示。

圖4 涂層風送擠涂工藝示意

塔河油田某單井出油管線建成使用僅3年就發生腐蝕14次而不得不停用。涂層風送擠涂修復技術于2011年11月應用于該條管線的修復，修復之后至今運行正常。

3.3 管線修復技術對比

兩種管線修復技術經濟性、技術性、適應性和可行性對比見表5。

由表5可以看出，內修復管線內穿插修復技術可消除伴生氣管線存在的內腐蝕隱患，可行性較高，且使用壽命較長，更適應于該高含H2S伴生氣管線修復。

表5 兩種管線修復技術綜合對比

4 管線泄漏監測技術優選

目前油氣田采用的管道泄漏報警方法主要有次聲波泄漏檢測方法、負壓波泄漏檢測方法、分布式光纖泄漏檢測方法、紅外成像泄漏檢測方法和流量平衡檢測方法[7]，泄漏報警方法對比如表6所示。

對比不同方法的原理和優缺點可知：次聲波法的靈敏度、定位能力及費用等各項技術指標相對較優，適合在油氣田推廣使用；分布式光纖法費用較高，但其靈敏度、定位能力和保護距離都有優勢，也適合在油氣田推廣使用。

表6 油氣管道常用的泄漏報警方法對比

4.1 光纖泄漏監測預警技術及應用

2014年塔河油田選取某天然氣管道安裝光纖預警裝置，開展試驗應用，從現場測試結果可知：光線DTS管道泄漏監測系統可以監測到泄漏點的溫度變化并準確定位，監測距離在0.1～10 km，測溫范圍在30～80 ℃，分辨率0.5 ℃，定位精度到1 m，系統響應時間≤10 s，測試應用效果較好，目前運行正常。

4.2 音波泄漏監測技術及其在塔河油田應用

塔河油田在“3年管道隱患治理”中，針對原油管道泄漏問題已在14條管道安裝了34套音波泄漏監測裝置，目前運行狀態良好。

4.3 泄漏監測預警技術優選

兩種泄漏監測預警技術經濟性、技術性、適用范圍對比見表7。

表7 兩種管道泄漏預警工藝比選

光纖法因其施工簡便、定準精度高、絕緣安全，基本不受管段內介質物化性質以及壓力變化等因素影響，在油田已敷設有同溝光纜的管道上應用較為合適。因此，針對該高含H2S伴生氣管線泄漏監測，推薦選用光纖泄漏監測預警技術。

5 管線隱患治理方案

根據管線的實際運行工況、腐蝕現狀和安全風險評價結果，提出安全隱患治理方案如下：①針對該高含H2S伴生氣管線采用HBPE內穿插修復；②利用該高含H2S伴生氣管線同溝敷設光纖的2芯，實現管線光纖泄漏監測預警。

從方案內容的技術可行性、施工可行性等對比可知，以上管線修復+泄漏監測隱患治理方案，可有效消除高H2S伴生氣管線局部管段運行過程中因腐蝕穿孔造成的天然氣泄漏和H2S逸散帶來的安全風險隱患。

6 結論

a)管線實際運行過程中，泄漏可能發生于環向和縱向的任意位置，且某些泄漏在初期較為輕微。光纖泄漏監測預警技術針對管線泄漏初期的微小泄漏的識別和預警效果，仍需進一步進行實驗測試，并積累現場應用經驗。

b)針對塔河油田高含H2S油氣生產，有必要進一步建立一套高含H2S油氣泄漏風險評估及應急處置技術，明確高含硫化氫油田設施泄漏隱患風險分級評估方法及制定相應應急處理技術措施規范。