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(shù)研究院，新疆烏魯木齊 830011)

塔河油田碳酸鹽巖油藏，儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，具有“兩超三高”(超深、超稠、高含膠質(zhì)瀝青質(zhì)、高含硫化氫/二氧化碳、高礦化度)的特點(diǎn)[1,2]。塔河油田某高H2S伴生氣管線承擔(dān)著油田聯(lián)合站之間的伴生氣輸送任務(wù)，經(jīng)評(píng)估具有重大安全隱患。該管線沿油田主干公路平行敷設(shè)，距離主干公路較近，穿越巡檢道路4處，人員流動(dòng)量大，近年來腐蝕泄漏頻發(fā)，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(fā)的H2S逸散帶來的安全風(fēng)險(xiǎn)隱患進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測和預(yù)警十分有必要。

1 管線現(xiàn)狀評(píng)估

1.1 管線設(shè)計(jì)及實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行情況

此伴生氣外輸管線2013年建成投產(chǎn)，管線規(guī)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(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行溫度、壓力均低于設(shè)計(jì)值(見表1)，這導(dǎo)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(shè)計(jì)工況更嚴(yán)重。

表1 伴生氣管線設(shè)計(jì)與生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)

1.2 管線腐蝕穿孔情況

據(jù)統(tǒng)計(jì)，該管線投產(chǎn)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(tǒng)計(jì)

1.3管線腐蝕因素分析

1.3.1介質(zhì)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(shí)管線內(nèi)腐蝕產(chǎn)物的堆積促進(jìn)點(diǎn)蝕發(fā)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(dá)3 m(如圖1所示)，管線低洼及爬坡段，易形成積液段發(fā)生積液腐蝕。

1.3.3腐蝕產(chǎn)物分析

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

圖1 高含H2S伴生氣管線高程示意

圖2 腐蝕產(chǎn)物檢測分析結(jié)果

2 管線隱患風(fēng)險(xiǎn)分析

2.1 安全風(fēng)險(xiǎn)高

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

2.2 經(jīng)濟(jì)損失大

該高含H2S伴生氣管線承擔(dān)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(chǎn)量近4 t，日經(jīng)濟(jì)損失近6萬元，經(jīng)濟(jì)損失大。

2.3 服役時(shí)間長

該高含H2S伴生氣管線所轄區(qū)塊按照老區(qū)開發(fā)遞減率進(jìn)行產(chǎn)能預(yù)測，預(yù)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(fù)技術(shù)篩選

國內(nèi)外比較成熟的非開挖管道修復(fù)施工工藝主要有3大類[3]：軟管翻轉(zhuǎn)技術(shù)、內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)、涂層風(fēng)送擠涂修復(fù)技術(shù),技術(shù)工藝對比如表4所示。

表4 3類非開挖管道修復(fù)工藝比較

由于軟管翻轉(zhuǎn)技術(shù)在塔河油田尚無成功應(yīng)用案例，因此擬采用內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)或涂層風(fēng)送擠涂修復(fù)技術(shù)。

3.1 內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)

內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)是在原金屬管道內(nèi)穿插一條高密度聚乙烯內(nèi)襯管，由牽引機(jī)將內(nèi)襯管拉入金屬管道中，形成內(nèi)襯管的防腐性能與原金屬管道的機(jī)械性能合二為一的“管中管”復(fù)合結(jié)構(gòu)，通過內(nèi)襯管材質(zhì)帶有記憶的特點(diǎn)，使內(nèi)襯管外壁與金屬管道內(nèi)壁緊緊地結(jié)合在一起，管道輸送介質(zhì)在非金屬管中流動(dòng)，杜絕了與鋼管的接觸，從而達(dá)到內(nèi)防腐蝕的目的[4]。

根據(jù)SY/T4110-2007《采用聚乙烯內(nèi)襯修復(fù)管道施工技術(shù)規(guī)范》，內(nèi)襯管的內(nèi)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(nèi)襯管是采用聚乙烯材料自身的記憶特性自然釋放恢復(fù)，與金屬管體內(nèi)壁貼合的更緊密，因此塔河油田使用O型等徑內(nèi)穿插修復(fù)方式[5]。內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)工藝見圖3。

2010年在原油外輸管線選取5 km腐蝕嚴(yán)重管段實(shí)施了PE管內(nèi)穿插治理。2012年10月對服役運(yùn)行2年的PE內(nèi)穿插修復(fù)的原油外輸管線現(xiàn)場斷管取樣，現(xiàn)場截取樣品的形貌觀察，PE管內(nèi)表面光滑平整，無腐蝕起泡、結(jié)垢結(jié)蠟等現(xiàn)象，外部鋼管均無任何腐蝕，內(nèi)穿插PE管與外部鋼管結(jié)合緊密、無松動(dòng)。

圖3 內(nèi)穿插修復(fù)工藝示意

3.2 涂層風(fēng)送擠涂修復(fù)技術(shù)

對于油氣田埋地管道，進(jìn)行局部開挖斷管分段后，在管道兩端安裝收發(fā)球筒，將配制好的防腐涂料通過涂料泵注入到兩個(gè)擠涂球之間，啟動(dòng)空壓機(jī)推動(dòng)擠涂球前進(jìn)，運(yùn)行到收球筒后，排出余料，即在管道內(nèi)壁形成連續(xù)均勻的涂層[6]。通過擠涂球和封堵球攜帶涂料，在管內(nèi)壁形成連續(xù)均勻的3層防腐涂層結(jié)構(gòu)，達(dá)到修復(fù)管線目的。工藝原理如圖4所示。

圖4 涂層風(fēng)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(fā)生腐蝕14次而不得不停用。涂層風(fēng)送擠涂修復(fù)技術(shù)于2011年11月應(yīng)用于該條管線的修復(fù)，修復(fù)之后至今運(yùn)行正常。

3.3 管線修復(fù)技術(shù)對比

兩種管線修復(fù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、技術(shù)性、適應(yīng)性和可行性對比見表5。

由表5可以看出，內(nèi)修復(fù)管線內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)可消除伴生氣管線存在的內(nèi)腐蝕隱患，可行性較高，且使用壽命較長，更適應(yīng)于該高含H2S伴生氣管線修復(fù)。

表5 兩種管線修復(fù)技術(shù)綜合對比

4 管線泄漏監(jiān)測技術(shù)優(yōu)選

目前油氣田采用的管道泄漏報(bào)警方法主要有次聲波泄漏檢測方法、負(fù)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(bào)警方法對比如表6所示。

對比不同方法的原理和優(yōu)缺點(diǎn)可知：次聲波法的靈敏度、定位能力及費(fèi)用等各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)相對較優(yōu)，適合在油氣田推廣使用；分布式光纖法費(fèi)用較高，但其靈敏度、定位能力和保護(hù)距離都有優(yōu)勢，也適合在油氣田推廣使用。

表6 油氣管道常用的泄漏報(bào)警方法對比

4.1 光纖泄漏監(jiān)測預(yù)警技術(shù)及應(yīng)用

2014年塔河油田選取某天然氣管道安裝光纖預(yù)警裝置，開展試驗(yàn)應(yīng)用，從現(xiàn)場測試結(jié)果可知：光線DTS管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)可以監(jiān)測到泄漏點(diǎn)的溫度變化并準(zhǔn)確定位，監(jiān)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(tǒng)響應(yīng)時(shí)間≤10 s，測試應(yīng)用效果較好，目前運(yùn)行正常。

4.2 音波泄漏監(jiān)測技術(shù)及其在塔河油田應(yīng)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(jiān)測裝置，目前運(yùn)行狀態(tài)良好。

4.3 泄漏監(jiān)測預(yù)警技術(shù)優(yōu)選

兩種泄漏監(jiān)測預(yù)警技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、技術(shù)性、適用范圍對比見表7。

表7 兩種管道泄漏預(yù)警工藝比選

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

5 管線隱患治理方案

根據(jù)管線的實(shí)際運(yùn)行工況、腐蝕現(xiàn)狀和安全風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)結(jié)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(nèi)穿插修復(fù)；②利用該高含H2S伴生氣管線同溝敷設(shè)光纖的2芯，實(shí)現(xiàn)管線光纖泄漏監(jiān)測預(yù)警。

從方案內(nèi)容的技術(shù)可行性、施工可行性等對比可知，以上管線修復(fù)+泄漏監(jiān)測隱患治理方案，可有效消除高H2S伴生氣管線局部管段運(yùn)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(fēng)險(xiǎn)隱患。

6 結(jié)論

a)管線實(shí)際運(yùn)行過程中，泄漏可能發(fā)生于環(huán)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(jiān)測預(yù)警技術(shù)針對管線泄漏初期的微小泄漏的識(shí)別和預(yù)警效果，仍需進(jìn)一步進(jìn)行實(shí)驗(yàn)測試，并積累現(xiàn)場應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)。

b)針對塔河油田高含H2S油氣生產(chǎn)，有必要進(jìn)一步建立一套高含H2S油氣泄漏風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估及應(yīng)急處置技術(shù)，明確高含硫化氫油田設(shè)施泄漏隱患風(fēng)險(xiǎn)分級(jí)評(píng)估方法及制定相應(yīng)應(yīng)急處理技術(shù)措施規(guī)范。