某灘海油田管道完整性管理與實踐

范家僖

中國石油冀東油田南堡油田作業區，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導管架平臺，2-3、3-2、403X1、XPG2、陸岸五個海岸平臺，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148.4km。JD油田緊鄰渤海灣，井場周圍遍布稻田、魚塘及蝦池，區域內河流與干渠、支流等交匯互通后入海，周邊自然環境極其敏感。由于管道和站場地處灘海地區，且管道類型多、壓力高、分布廣、工況復雜、介質腐蝕性強，因此管道管理難度大，運行風險高。自2016年推行管道完整性管理以來，逐漸探索了灘海管道完整性管理的方法，取得了一定的認識。JD油田的管道建設情況統計見表1。

1 管道完整性管理體系文件

2017年7月，中國石油天然氣股份有限公司發布了《油氣田管道和站場完整性管理規定》及3個技術導則；2018年11月，發布了《油田管道完整性管理手冊》 《氣田管道完整性管理手冊》；2019年10月，發布了《油田站場完整性管理手冊》《氣田站場完整性管理手冊》[1-3]。該體系文件（見圖1）適用于陸上油氣田管道和站場，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灘海特點進行修訂和完善。

2 管道完整性管理與實踐

JD油田按照管道完整性管理的流程，結合自身灘海特點開展了管道完整性管理實踐，通過不斷總結，逐漸形成了灘海油田管道完整性管理雛形。

2.1 數據采集

根據采集的不同類型油氣管道數據項的不同，構建簡約適用的數據表。收集的主要數據包括運行數據、輸送介質數據、風險數據、失效管理數據、歷史記錄數據和檢測數據等。建設期/運行期數據的采集標準見表2。

表1 JD油田的管道建設情況統計

圖1 管道完整性管理體系文件

表2 建設期/運行期數據的采集標準

2.2 高后果區識別和風險評價

按照介質類型、壓力等級和管徑等因素，將管道劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類管道。Ⅰ類管道2條，Ⅱ類管道17條，總計長度174 km。鑒于JD油田管道所處環境的敏感性，將海底管道在內的集輸干線管道等Ⅱ類管道納入Ⅰ類管道管理，優先開展管道風險識別、檢測治理等完整性管理工作。

針對Ⅰ、Ⅱ類管道開展了高后果區識別，高后果區管段共計49處，長9.3 km，占總長度的1.8%，主要分布在公路、省道、鐵路、加油站、河口、海口、海灘、海底等地區，6條海底管道均識別為高后果區，見圖2～圖5。高后果區識別后，設置高后果區警示牌，完善管道沿線標樁，加強巡線管理。

采用半定量風險評價方法，針對Ⅰ、Ⅱ類管道，從中識別出中風險段73處，總長56.3 km，占總長度11.1%；低風險段82處，總長108.1 km，占總長度21.3%。低風險管段基本處于荒地中，中風險管段處于穿越公路、鐵路、海灘等，針對中風險管段加密巡檢，根據檢測計劃開展管道檢測并制定維修計劃。

圖2 穿越立交橋

圖3 穿越入海口

圖4 穿越養殖地

圖5 穿越鐵路

2.3 檢測評價

JD油田通過近幾年的實踐，形成了適合該油田的管道檢測技術體系，為管道完整性管理的檢測評價積累了豐富的實踐經驗：外檢測采用傳統的外腐蝕直接評價技術，海管、海纜、地貌勘測采用側掃聲吶+管道儀測量技術，內檢測優選漏磁檢測技術，不能實現內檢測的采用遠場應力+超聲波檢測技術，站場內管道采用超聲導波+超聲波C掃描檢測技術。內檢測方法的對比見表3。

表3 內檢測方法對比

關于遠場應力檢測的準確性，JD油田總計開展10余條管道的遠場應力檢測，發現磁異常管段危險等級與現場開挖直接檢測結果相符率達80%以上，因此認為遠場應力檢測可以作為管道腐蝕檢測的輔助手段，而超聲波C掃描可作為驗證手段。

站場內管道采用超聲導波+超聲波C掃描檢測技術，單向檢測距離20 m左右。

2.3.1 管道外檢測

近3年JD油田對主要管道開展了外檢測，修復防腐層56處，根據檢測結果，管道防腐層整體防腐效果理想，陰極保護系統正常，管道外腐蝕不突出。外檢測結果統計見表4。

表4 外檢測結果統計

2010—2017年，每年開展海底管道探測工作，應用多波束、旁掃聲吶、管道儀、磁力儀[4]等實施管道埋深及裸露情況檢測，防止管道裸露導致的第三方破壞和管道懸空在海流沖刷作用下產生的振動疲勞破壞，1-2D至1-1D海底管道裸露情況見表5。多波束技術檢測海底管道埋深示意見圖6。

表5 1-2D至1-1D海底管道裸露情況對比

2.3.2 管道內檢測

對2條海底管道、3條集輸管道開展了內檢測，檢測表明3號島和2號島海管可以正常使用，但也存在一定的腐蝕情況，SY/T 6477評價結果顯示坑深比8年內均不超過80%，計劃該管道5年內進行再次檢測。對于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，計劃4年內再次進行管道內檢測；對于NP2-3外輸油管道，檢測發現有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，計劃5年內再次進行管道內檢測；對于NP2-3外輸氣管道，檢測發現有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，計劃5年內再次進行管道內檢測。某油田的內檢測結果統計見表6。

對于不滿足開展內檢測條件的管道采用遠場應力檢測，對I級、Ⅱ級異常點全部進行了開挖驗證和治理。某油田遠場應力檢測結果統計見表7。

2.4 維修維護

JD油田建有海底管道6條，由于非法取砂，2010年發現靠近1-3D端管道嚴重懸空，隨后又發現1-2D、1-3D海管裸漏問題，2010—2017年，通過不斷治理、勘測，徹底治理了海管懸空、裸露問題，保證了海管的運行安全。JD油田歷年海管隱患治理情況統計見表8。

圖6 多波束檢測海底管道埋深示意

根據JD油田管道腐蝕實際，通過技術調研[5-6]和實踐，形成了該油田管道腐蝕維修技術體系：對于局部腐蝕嚴重管道，采用換管、套筒、補板、碳纖維修復；定向穿、穿路、大開挖等短距離腐蝕嚴重管道，采用內穿插技術治理；整體腐蝕嚴重管道，采用HCC纖維增強復合防腐內襯集成技術解決。

先后應用套筒、碳纖維、換管等措施進行管道修復，換管5處，套筒及碳纖維補強94處，見表9。

2019年1月，XPG2平臺至3-2平臺混輸管道發生穿孔，處于鐵路、水池定向鉆穿越段，停運管道后，通過采用牽引機方式進行內檢測，發現該管道上存在焊縫熱影響區金屬損失26處，并發現16處泄漏點。針對XPG2平臺混輸管道定向鉆管段穿孔問題，引入內穿插修復技術[7]恢復管道生產。

表6 JD油田內檢測結果統計 單位：處

表7 JD油田遠場應力檢測結果統計 單位：處

表8 JD油田歷年海管隱患治理情況統計

HDPE內穿插技術是將比主管道管徑稍大的HDPE管經過壓縮裝置減小外徑后再由牽引機將縮徑的HDPE管插入主管道中，經過自然恢復到原來的直徑，使穿插入的HDPE管與主管道結合在一起，達到防腐和提高原管道承壓能力、延長使用壽命的目的。

2-3外輸油管道內檢測發現25 210處深度在10%壁厚以上的金屬損失型缺陷，針對40%壁厚損失以上缺陷進行換管處理，更換管道218 m，并對整條管道應用了HCC纖維增強復合防腐內襯集成技術進行修復。

HCC纖維增強技術是一套鋼質管道內壁防腐處理的技術方案，即在鋼制管道內壁涂覆一層防腐內襯層來解決管道內腐蝕問題。

2.5 效能評價

通過近幾年管道檢測和修復工作的開展，管道失效次數得到有效控制，JD油田2019年管道失效率為0.0118次/（km·a），經過2016—2020年管道檢測的逐年實施后，油田集輸管道基本完成檢測和高危部位的修復，今后將按照檢測結果開展復測。歷年管道失效次數統計見圖7。

表9 某油田歷年局部修復統計

圖7 歷年管道失效次數統計

3 結束語

通過對灘海油田管道開展完整性管理試點，逐漸摸索和建立了具有灘海特色的管道完整性管理方法，下一步將結合實踐進行總結，編制灘海管道完整性管理體系文件，用于指導環海區域油氣田管道完整性管理操作。