楊風(fēng)斌 王玉江

（1. 中國(guó)石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東 東營(yíng) 257237；2. 中國(guó)石化勝利油田分公司工程技術(shù)管理中心，山東 東營(yíng) 257000）

0 引言

黃河入海形成三角洲區(qū)域，頻臨渤海，海河交匯。灘海原油勘探發(fā)現(xiàn)油氣藏后，油田在此開發(fā)建設(shè)，地面設(shè)施處于灘海地帶，建成一條油氣水混輸管道穿越黃河，途經(jīng)灘海區(qū)域。受灘海氣候和土壤濕度影響，油氣管道外腐蝕嚴(yán)重，同時(shí)油田污水也產(chǎn)生內(nèi)腐蝕。灘海水域縱橫，高礦化度水的侵蝕嚴(yán)重，管線懸空，不利于管道安全運(yùn)行。油田管道輸送“易燃、易爆、高壓、高溫”的介質(zhì)，一旦發(fā)生泄漏，管道內(nèi)的介質(zhì)將泄漏或噴射到環(huán)境中，油品中的苯系物、多環(huán)芳烴、重金屬等有毒有害物質(zhì)隨油品擴(kuò)散至土壤和水體，造成土壤和水質(zhì)污染，嚴(yán)重影響水域中生態(tài)系統(tǒng)的平衡，輕質(zhì)烴類揮發(fā)至大氣，導(dǎo)致大氣污染并產(chǎn)生安全隱患，造成大型環(huán)保事件，產(chǎn)生高額的賠償費(fèi)用及環(huán)保罰款。若發(fā)生火災(zāi)、爆炸等燃燒事故，將嚴(yán)重影響區(qū)域生態(tài)環(huán)境。開展敏感區(qū)域油氣管道防護(hù)技術(shù)研究，進(jìn)行設(shè)計(jì)分析和管道建設(shè)技術(shù)比選，確立灘海區(qū)域油氣管道建設(shè)模式，降低管線運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

1 輸油管道基本情況

某油田輸油管道處于黃河三角洲國(guó)家級(jí)自然保護(hù)區(qū)內(nèi)，瀕臨渤海，“母親河”黃河貫穿其中。輸油管道總長(zhǎng)度約25km，其中21km地處灘海區(qū)域，輸送含水原油3540m3/d，含水率73.6%。該輸油管線連續(xù)運(yùn)行時(shí)間12年，由于部分管線外防腐保溫層破損后保溫層進(jìn)水、水域中修復(fù)難度大等因素導(dǎo)致管線外腐蝕嚴(yán)重，增大了運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。近年來(lái)，先后發(fā)生地上管線、穿越黃河管段腐蝕穿孔，管線運(yùn)行存在較大的安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)，經(jīng)過(guò)排查，輸油管線還存在局部管段腐蝕穿孔、管線穿越水域等8處隱患。

2 灘海油田油氣管道運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)分析

管線長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行存在腐蝕穿孔、壁厚減薄問題。腐蝕內(nèi)因主要由于輸送介質(zhì)礦化度高、腐蝕性強(qiáng)，部分鋼管無(wú)內(nèi)防腐，管線壁厚減薄，特別是采用普通內(nèi)防方式的管線，局部防腐層脫落造成管線內(nèi)壁點(diǎn)蝕嚴(yán)重；外因主要由于敷設(shè)環(huán)境差，自然保護(hù)區(qū)內(nèi)水域較多，且經(jīng)常大面積放水，導(dǎo)致管線被水淹沒，且由于地表植被變化及其根系影響，導(dǎo)致管線外防腐層破損，外腐蝕加劇[1]。

2.1 管道敷設(shè)環(huán)境復(fù)雜

輸油管道處于渤海灘涂區(qū)域，地下水位高、淺層地下水含礦化度豐富，含硫、含氯及各種微生物。地理區(qū)域內(nèi)土壤含鹽量高、電阻率低，鹽堿化嚴(yán)重，對(duì)管道外壁腐蝕有一定影響，且由于地表植被變化及其根系影響，導(dǎo)致管線外防腐層破損，外腐蝕加劇。部分管道長(zhǎng)期處于水域，隨著水浸蝕、水流道變化，已建管道基礎(chǔ)受損嚴(yán)重，管線受力狀況發(fā)生變化，出現(xiàn)管線在水中飄浮、錯(cuò)斷等情況，存在較大的安全環(huán)保隱患。一旦發(fā)生管線漏油事故，將導(dǎo)致黃河口自然保護(hù)區(qū)、黃河、渤海區(qū)域嚴(yán)重污染，風(fēng)險(xiǎn)極大。

2.2 輸送介質(zhì)多樣化

隨著油田開發(fā)的不斷深入，原油生產(chǎn)已進(jìn)入特高含水生產(chǎn)期，集輸管道介質(zhì)豐富多樣，易產(chǎn)生水垢的離子多，還有溶解氧、二氧化碳、硫化物等腐蝕性介質(zhì)，具有高礦化度、強(qiáng)腐蝕性的特點(diǎn)，致使管道腐蝕、磨損嚴(yán)重。

2.3 工藝措施配套不完善，加劇腐蝕

輸油管線內(nèi)防以環(huán)氧粉末為主，經(jīng)過(guò)十年運(yùn)行，內(nèi)防腐層局部脫落，輸送介質(zhì)直接與金屬接觸，造成管線局部腐蝕穿孔。特別是采出液含砂，高速運(yùn)行的采出液會(huì)磨損內(nèi)防腐層；在彎頭、三通、變徑等部位，因流速變化引起壓力變化，進(jìn)而出現(xiàn)脫氣，大量氣泡破裂產(chǎn)生應(yīng)力集中，導(dǎo)致內(nèi)防腐層破壞失效。

3 灘海油氣管道防護(hù)技術(shù)研究

結(jié)合灘海區(qū)域環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)大的問題，進(jìn)行管線更新改造，完善檢測(cè)手段，將預(yù)防與治理相結(jié)合，降低輸油管道運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)[2]。

3.1 管線材質(zhì)及防腐技術(shù)研究

從路由優(yōu)選、提高設(shè)計(jì)等級(jí)、優(yōu)選管材及內(nèi)外防腐措施、增設(shè)切斷閥等多方面保障管道本質(zhì) 安全。

3.1.1 管道材質(zhì)選擇

目前在用的管材類型有金屬管+內(nèi)外防處理、不銹鋼及非金屬管三大類。金屬管+內(nèi)外防處理又分為“金屬管+防腐涂料”及“金屬管+內(nèi)襯”兩種，內(nèi)襯材料主要有EXPE內(nèi)襯、HDPE內(nèi)襯、PE內(nèi)襯及PP內(nèi)襯等。非金屬管材主要有柔性復(fù)合高壓輸送管、玻璃鋼管等。表1為四種不同管材的性能比較。

鋼管的承受外壓強(qiáng)度能力高，具有塑性及韌性好，應(yīng)用歷史長(zhǎng)，維修方便等優(yōu)點(diǎn)；不銹鋼管造價(jià)高，不適用于大規(guī)模集輸管線；玻璃鋼管抗機(jī)械沖擊能力差，一旦損壞會(huì)造成大面積污染，不適合保護(hù)區(qū)內(nèi)環(huán)境保護(hù)要求；柔性增強(qiáng)復(fù)合管目前管徑一般＜DN150，管徑＞DN150的增強(qiáng)超高分子量聚乙烯復(fù)合連續(xù)管目前應(yīng)用較少，不能在保護(hù)區(qū)內(nèi)大面積推廣。考慮管道等級(jí)及其重要程度，輸油管道采用鋼管，并提高設(shè)計(jì)等級(jí)。

3.1.2 外防腐及陰極保護(hù)選擇

調(diào)研6種防腐形式并進(jìn)行對(duì)比分析。表2為不同外防腐形式性能對(duì)比。

擠壓聚乙烯（2PE、3PE）外防腐層相比于其他防腐層有絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，雖然熔結(jié)環(huán)氧粉末和煤焦油瓷漆防腐效果也很優(yōu)秀，但是環(huán)氧粉末的強(qiáng)度稍差，煤焦油瓷漆在施工時(shí)會(huì)對(duì)人體造成傷害，對(duì)環(huán)境也會(huì)造成一定污染，目前已經(jīng)很少使用。3PE與鋼管粘接力強(qiáng)，抗機(jī)械沖擊，耐土壤應(yīng)力，抗陰極剝離，耐腐蝕，具有環(huán)氧粉末和聚乙烯防腐層的雙重優(yōu)點(diǎn)，各項(xiàng)綜合性能優(yōu)異。因此在滿足技術(shù)要求的前提下，綜合考慮防腐層造價(jià)、周邊防腐預(yù)制條件等因素，鋼制管道采用3PE防腐層，補(bǔ)口采用輻射交聯(lián)聚乙烯熱收縮套。埋地保溫管線選用3PE+30mm厚聚氨酯泡沫黃夾克。

3.1.3 內(nèi)防腐選擇

表3為不同內(nèi)防腐形式特性對(duì)比。

表1 四種不同管材的性能比較表

表2 不同外防腐形式性能對(duì)比表

表3 不同內(nèi)防腐形式性能對(duì)比表

在內(nèi)襯中，HDPE與EXPE各方面性能相差不大，EXPE耐溫性能稍好；在涂料中，賽克54陶瓷和玻璃釉在抗磨蝕和耐高溫方面比其他涂料優(yōu)異，但是價(jià)格偏高，玻璃釉防腐層為高溫一次成型，管線焊口處理效果不好，易加速局部腐蝕，目前沒有成熟的焊口處理工藝。

由于采出液礦化度高，強(qiáng)腐蝕性，且考慮本區(qū)域地處自然保護(hù)區(qū)，環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)高，經(jīng)過(guò)結(jié)合，本項(xiàng)目油管道內(nèi)防腐選型采用賽克54+智能小車內(nèi)補(bǔ)口。

3.2 完善管線地面標(biāo)識(shí)

治理后保護(hù)區(qū)內(nèi)管道建立完備的三樁系統(tǒng)等，沿線設(shè)置標(biāo)志樁及警示牌。

（1）每千米設(shè)置一個(gè)里程樁；

（2）埋地管道在水平方向一次轉(zhuǎn)角大于5°，應(yīng)設(shè)置轉(zhuǎn)角樁；

（3）管道穿（跨）越鐵路、公路、河渠處應(yīng)設(shè)置穿（跨）越樁；

（4）埋地管道與其他地下建（構(gòu)）筑物（如其他管道、電纜、坑道）交叉時(shí)，應(yīng)設(shè)交叉樁；

（5）管道沿線設(shè)有固定墩及其他地下附屬設(shè)施處，應(yīng)設(shè)置相應(yīng)的設(shè)施樁；

（6）管線經(jīng)過(guò)易發(fā)生或多次發(fā)生危及管道安全行為的區(qū)域應(yīng)設(shè)置警示牌。

表4 管道泄漏監(jiān)測(cè)對(duì)比分析表

3.3 引入信息化技術(shù)

該管線首末端處均設(shè)置電動(dòng)快速切斷閥，管線出現(xiàn)泄漏等問題時(shí)可實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程切斷。為輸油管道配套泄漏檢測(cè)技術(shù)與快速切斷閥聯(lián)動(dòng)，為快速定位、緊急切斷和應(yīng)急搶修提供自控手段。

目前管道泄漏監(jiān)測(cè)主要采用“分布式光纖溫度”與“負(fù)壓波”兩種監(jiān)測(cè)方式。表4為管道泄漏監(jiān)測(cè)對(duì)比分析表。

輸油管道黃河北段有計(jì)量站插入點(diǎn)1處，輸送含水原油中含有伴生氣，不適宜采用負(fù)壓波管道泄漏監(jiān)測(cè)系統(tǒng)。確定采用“分布式光纖溫度管道泄漏監(jiān)測(cè)系統(tǒng)”，沿管線同溝敷設(shè)光纜作為測(cè)溫光纜，對(duì)管線進(jìn)行泄漏監(jiān)測(cè)。

3.4 重點(diǎn)管道檢測(cè)評(píng)價(jià)

黃河穿越段探明管道長(zhǎng)度1241m，采集管道埋深40組，陸地30組，水下10組。其中，陸地管道平均埋深9.82m，最大埋深14.7m，最小埋深0.7m；水下管道平均埋深12.73m，最大埋深13.4m，最小埋深12.4m。管道在河中沒有管道懸跨現(xiàn)象，管段上方的覆土深度在9.5～12.8m之間。管道穿越管段的水下覆土層狀況良好，滿足管道安全運(yùn)行的需求。管道防腐層絕緣電阻Rg≥10000Ω.m2，評(píng)價(jià)結(jié)果為“優(yōu)”，管道穿越管段的防腐層狀況良好，能夠有效的保證管道管體與腐蝕介質(zhì)土壤的隔離[3]。

4 結(jié)論

（1）預(yù)防與治理相結(jié)合，提升灘海油氣管道管理水平。灘海油氣管道面臨環(huán)境敏感區(qū)域的泄漏風(fēng)險(xiǎn)，在管理上要實(shí)現(xiàn)管道運(yùn)行的本質(zhì)化安全，因地制宜強(qiáng)化管道防腐技術(shù)的應(yīng)用，加大信息技術(shù)在管道運(yùn)行中的應(yīng)用，通過(guò)泄漏檢測(cè)、無(wú)人機(jī)巡查、視頻監(jiān)控等手段提升快速響應(yīng)能力；

（2）灘海油氣管道防護(hù)是一個(gè)長(zhǎng)期的動(dòng)態(tài)過(guò)程。要不斷跟蹤管道在灘海油氣管道的鋪設(shè)狀態(tài)，進(jìn)行經(jīng)常性的維修保護(hù)，保持管道安全運(yùn)行條件；

（3）落實(shí)管道檢測(cè)制度。通過(guò)檢測(cè)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析確定管線運(yùn)行狀況和更換周期，提前編制方案，降低油氣管道運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。