輸油管道改輸天然氣的技術(shù)分析

1西安石油大學(xué) 2青海油田采油二廠

輸油管道改輸天然氣的技術(shù)分析

梁逍1姜晨薇1張雪婷1張亮2

1西安石油大學(xué) 2青海油田采油二廠

輸油管道與輸氣管道對管道材料、管道強(qiáng)度及管線工藝等幾個方面均有不同要求，且輸氣管道比輸油管道對管道材料要求更加嚴(yán)格。隨著國內(nèi)天然氣產(chǎn)量的的提升，若舊輸油管道現(xiàn)狀良好且滿足改輸要求，則將舊的輸油管道改輸成天然氣將是最經(jīng)濟(jì)、快捷的一種輸氣方案，但在實(shí)施改輸工作前仍有一系列問題存在。通過對原輸油管道材料進(jìn)行適應(yīng)性及剩余強(qiáng)度評價，歸納總結(jié)了改輸管材的評價方法和判定標(biāo)準(zhǔn)；結(jié)合國內(nèi)成功的油改氣輸送案例，提出輸油管道改輸天然氣的具體實(shí)施步驟，并重點(diǎn)分析前期準(zhǔn)備工作和整改過程中應(yīng)注意的問題，可為其他輸油管線改輸天然氣提供參考價值。

輸油管道；輸氣管道；檢測分析；改輸；投產(chǎn)

近年來，大中城市對天然氣的需求量在不斷增長，且增長速度較快，從而促使氣田大量開采，增加了輸氣管道的建設(shè)工作。與建造新的輸氣管道相比，將具有可行性的輸油管道改輸天然氣能節(jié)省大量的建設(shè)成本，降低投資建設(shè)的風(fēng)險，提高管道的綜合利用率，同時優(yōu)化了管網(wǎng)；此外，還具有準(zhǔn)備工作簡易、工程時間短等優(yōu)勢。克—烏輸油復(fù)線改輸天然氣、濮臨輸油管道改輸天然氣和雙—魏舊輸油管道改輸天然氣是國內(nèi)現(xiàn)有的成功改輸案例，也為原油輸送管道改輸其他介質(zhì)積累了寶貴的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

1管道適用性評價

在輸油管道改輸天然氣工程正式投產(chǎn)前，要做好一系列的準(zhǔn)備工作。根據(jù)管道當(dāng)初的建設(shè)及竣工資料判斷該條管道是否滿足輸氣管道的標(biāo)準(zhǔn)；通過內(nèi)窺檢測手段，探測管道材質(zhì)的薄弱地方，了解管道的腐蝕情況以及管道存在的缺陷和隱患；根據(jù)管線檢修及內(nèi)檢測數(shù)據(jù)，對原輸油管線進(jìn)行承壓能力分析和壽命評估。以上工作可為該管道的綜合性安全評估、改輸天然氣的可行性分析論證提供可靠的依據(jù)[1]。通過截取多段具備代表性的管段，對母材、焊縫和焊縫熱影響區(qū)的適用性評價、管道全尺寸試驗(yàn)評價和剩余強(qiáng)度評價及理化性能測試進(jìn)行無損檢測分析，其檢測標(biāo)準(zhǔn)為GB/T3323—2005。根據(jù)掌握的材料數(shù)據(jù)，對管道做出精確的適用性評價后，對該管道能否改輸天然氣進(jìn)行了綜合安全評定。

對管道進(jìn)行全面的無損檢測是前期評價工作中的重要一環(huán)。通過無損檢測可以確定管道的腐蝕情況以及管道運(yùn)行中存在的缺陷，結(jié)合其他有效的檢測方法對腐蝕和缺陷的類型及產(chǎn)生原因進(jìn)行科學(xué)而準(zhǔn)確的分析，是確定管道腐蝕類型以及采取何種評價方法的依據(jù)。

針對我國長距離輸油管道的材料及焊接情況，具體的檢測評定指標(biāo)及判定標(biāo)準(zhǔn)見表1[2]。

一般原油輸送溫度較高，而且大多長距離輸油管道都采用加熱輸送，改輸天然氣后，冬季管道溫度會隨地溫的降低而降低，一旦發(fā)生脆性斷裂，后果將十分嚴(yán)重。因此，對于輸氣管道的管材，要求最低轉(zhuǎn)變溫度不得低于管道可能達(dá)到的最低溫度與規(guī)定溫度間的差值。在評價管道抗脆斷和延性止裂性能時需要引用夏比沖擊功，用于判斷管道是否能達(dá)到止裂要求，大量的理論研究及試驗(yàn)顯示，只要鋼管有足夠的夏比沖擊能就能達(dá)到止裂要求[3]。

為了確定管道是否滿足輸氣管道的標(biāo)準(zhǔn)還需進(jìn)行管道的氫致開裂、硫化物應(yīng)力腐蝕開裂和應(yīng)力腐蝕開裂敏感性分析。氫致開裂分析是根據(jù)《管線鋼和壓力容器鋼抵抗氫致開裂評價（NACE TM0284—20115）》進(jìn)行HIC試驗(yàn)，按標(biāo)準(zhǔn)對試樣剖面分析后，得出管材是否氫致開裂。硫化物應(yīng)力腐蝕開裂分析是根據(jù)《在H2S環(huán)境中金屬抵抗特殊形式環(huán)境裂紋的實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)方法（NACE TM0177—2005）》進(jìn)行SSCC試驗(yàn)，對抗硫化物腐蝕性能進(jìn)行考核。

2國內(nèi)成功改輸案例分析

2.1 克—烏DN529輸油復(fù)線改輸天然氣

隨著呼圖壁氣田的開發(fā)，該區(qū)塊需要一條大口徑的輸氣管道，由于新建成本高、風(fēng)險大，建設(shè)周期長，最終決定采用將克—烏DN529輸油復(fù)線改輸天然氣的方案。克—烏復(fù)線鋼材質(zhì)量好、管徑大，可以滿足該氣田對天然氣輸送氣量和壓力的要求[4]。

表1 管材檢測(評定)項(xiàng)目及判定標(biāo)準(zhǔn)

為保證油改氣后管道能安全運(yùn)行，對管道全線腐蝕性數(shù)據(jù)進(jìn)行整體統(tǒng)計(jì)。通過全線腐蝕缺陷的漏磁檢測分析，對腐蝕缺陷在管道全線的分布情況及特征進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)，結(jié)合室內(nèi)測試結(jié)果，按里程進(jìn)行綜合分析，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行管道剩余強(qiáng)度評價；為了在管道改造過程中對腐蝕缺陷的定位有一個清楚了解，對管道腐蝕嚴(yán)重的部位進(jìn)行開挖換管，這樣可也為管道防腐層維修和管段的維護(hù)提供決策依據(jù)，有利于管道的科學(xué)管理和運(yùn)營[5]。

改輸天然氣具體施工實(shí)施步驟如圖1所示。

圖1 克—烏DN529輸油復(fù)線改輸天然氣實(shí)施步驟

由于克—烏復(fù)線原設(shè)計(jì)中的清管裝置不滿足輸氣管道的清管要求，即不具備發(fā)送內(nèi)窺檢測器的條件，因此在改造過程中加長了原有的收、發(fā)球筒，原管道中曲率半徑較小的彎頭選用曲率半徑較大的彎頭替換，閘板閥及球閥則用平板閘閥來代替，此外，7個泵站以及干線上清管球的安裝工作通過指示器來完成。這些前期工作為之后的管線全線清管和管道內(nèi)窺檢測奠定了良好的基礎(chǔ)。

在對原管道進(jìn)行清洗工作時，采用了設(shè)計(jì)單位多年應(yīng)用的一項(xiàng)儲備技術(shù)——管道清洗技術(shù)（包括機(jī)械清管和化學(xué)清洗兩部分）。此環(huán)節(jié)是以后管道檢修以及改造工作順利進(jìn)行的重要組成部分，能使正常輸送天然氣時的供氣質(zhì)量得到保障。為了保證運(yùn)行安全，在天然氣輸送投運(yùn)前，使用天然氣對全線進(jìn)行了3.0 MPa壓力等級嚴(yán)密性試壓，這種方法不僅可以避免使用壓縮空氣試壓時造成的工期長、費(fèi)用高以及不安全等弊端，還可以提高管道試壓的可靠性。

2.2 濮臨輸油管道改輸天然氣

濮臨輸油管道改輸天然氣工程利用原濮臨輸油管道的215.43 km，占中濟(jì)（中原油田輸往濟(jì)南）輸氣管道全長的82.4%，于1999年底一次試運(yùn)投產(chǎn)成功。濮臨管道管材主要有Q235-A·F、SM41B、16 Mn和T/S-52K四種規(guī)格。改輸段管線共穿越較大河渠7處，跨越大中河渠6處，其中穿越管道多采用石油瀝青玻璃布加強(qiáng)級防腐、套管保護(hù)，直跨管道則采取石油瀝青玻璃布加強(qiáng)級防腐、砼支墩固管、套管保護(hù)[6]。

在改輸工作開展前需要進(jìn)行大量的準(zhǔn)備工作。為了避免舊管道中殘留的油蠟及機(jī)械雜質(zhì)在輸氣過程中堵塞過濾器、儀表和終端用戶管網(wǎng)，保證濮陽—段莊段油改氣輸送的順利進(jìn)行，清洗管道是中濟(jì)項(xiàng)目的重要部分，清管總長為210 km[7]。

改輸前的準(zhǔn)備工作流程如圖2所示，改輸整體實(shí)施步驟與克—烏DN529輸油復(fù)線改輸天然氣工程類似。原輸油管道利用清管器清除管內(nèi)壁的凝油以及結(jié)蠟，完成改輸前的掃線工作。管道檢測環(huán)節(jié)發(fā)現(xiàn)原管道存在一些隱患，不滿足輸氣管道要求。主要問題是：防腐絕緣層老化嚴(yán)重或存在漏損點(diǎn)；管道盜油打孔；直跨管道套管密封不嚴(yán)，且存在腐蝕現(xiàn)象等。因此，在接下來的整改工作中，就需要針對準(zhǔn)備工作中檢測出的這些問題進(jìn)行處理。

圖2 改輸前的準(zhǔn)備工作

通過對原輸油管道基礎(chǔ)情況的分析，在改輸前準(zhǔn)備工作的基礎(chǔ)上對濮臨輸油管道進(jìn)行安全整改。在給定的設(shè)計(jì)輸量范圍內(nèi)，整改后的管道已滿足輸送天然氣的強(qiáng)度要求。為了提高天然氣輸送的安全性，對原有的7座輸油泵站的截?cái)嚅y室進(jìn)行了改造，并新增了3座新閥室。

2.3 雙—魏舊輸油管道改輸天然氣

雙—魏舊輸油管道改輸天然氣于2001年6月順利投產(chǎn)。雙—魏輸油管道原設(shè)計(jì)采用的是螺紋鋼管，材質(zhì)為A3F鋼，原設(shè)計(jì)工作壓力為5.0 MPa，工作溫度最高100℃，管線水壓試驗(yàn)壓力為7.5 MPa，通過計(jì)算，輸氣管道啟輸壓力為2.0 MPa[8]。

前期的準(zhǔn)備工作以及整改工作與前面兩個例子類似，都必須采集足夠多的數(shù)據(jù)，得出原管道全面的基礎(chǔ)狀況分析報(bào)告，再根據(jù)管道的實(shí)際情況作出合適的整改方案。在對原管道的腐蝕程度、管壁厚（尤其是易損段和重要、危險段）進(jìn)行嚴(yán)謹(jǐn)?shù)臋z測后，發(fā)現(xiàn)雙—魏舊輸油管道沿線防腐層情況基本完好，只有局部存在變脆、變硬的問題，需要通過更換措施來修整，而對于裸露點(diǎn)則進(jìn)行套管加固。

在整改過程中，后期需要對管道進(jìn)行定期厚度、腐蝕等情況檢測，加強(qiáng)管道安全性管理，密切注意經(jīng)過村莊、集鎮(zhèn)周邊管段的安全運(yùn)行。

3結(jié)語

將現(xiàn)有的低產(chǎn)量或已停輸?shù)妮斢凸艿栏妮斕烊粴猓纱蟠蠼档腿細(xì)夤艿赖慕ㄔO(shè)費(fèi)用，縮短建設(shè)周期，若輸油管道現(xiàn)狀良好，且滿足改輸要求，該種方法則是最經(jīng)濟(jì)、快捷的一種改輸方案。

在改輸?shù)那捌跍?zhǔn)備工作中，將原輸油管道清掃干凈后，要對原輸油管道全線進(jìn)行周密的全方面檢測，特別需要注意的是腐蝕、漏損、盜油打孔等問題，盜油現(xiàn)象使得輸油管道中會存在或多或少的孔洞，由于天然氣的輸送壓力相對于原油較高，若改輸之前不及時修補(bǔ)開孔處會給輸氣生產(chǎn)帶來嚴(yán)重的安全隱患。

原油輸送與天然氣輸送的差異使得管線整改之后需要根據(jù)實(shí)測管壁厚對整條管線進(jìn)行剩余強(qiáng)度的校核，由于測厚不可能全線進(jìn)行，因此需要通過選用分段試壓法對管道進(jìn)行強(qiáng)度試壓和嚴(yán)密性試驗(yàn)，在所有的輸送天然氣條件都滿足后且試運(yùn)行成功后方可投產(chǎn)。此外，建立完善的安全監(jiān)測制度和管道泄漏檢測系統(tǒng)可以更好地保障輸氣管道的安全運(yùn)行。

[1]帥健．腐蝕管線的剩余壽命預(yù)測[J]．石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2003，27（4）：91-93.

[2]劉海峰，王毅輝，吳斌．輸油管道改輸氣的材料評價方法[J]．天然氣工業(yè)，2000，20（6）：92-94.

[3]張穹．輸油管道改輸天然氣的研究與實(shí)踐[J]．油氣儲運(yùn)，2002，21（6）：47-50.

[4]劉晨東，孫文成，臺熙鑫，等．克—烏DN529輸油復(fù)線改輸天然氣實(shí)踐與研究[J]．中國高新科技產(chǎn)業(yè)，2008（22）：110-114.

[5]白真權(quán)，趙新偉，羅金恒，等．克烏復(fù)線管道腐蝕缺陷檢測數(shù)據(jù)綜合統(tǒng)計(jì)分析[J]．油氣儲運(yùn)，2000，19（3）：28-31.

[6]張穹．濮臨輸油管道改輸天然氣的技術(shù)分析[J]．油氣儲運(yùn)，2003，22（3）：9-14.

[7]張紅兵，陳艷芳，何明金．濮臨線輸油改輸氣管道清洗[J]．天然氣石油，2002，20（1）：5-8.

[8]劉智軍，吳永煥，陳李斌．雙—魏舊輸油管道改輸天然氣技術(shù)分析與措施[J]．管道技術(shù)與設(shè)備，2003（5）：22-23.

（欄目主持 焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.8.029

2015-05-20