鄂爾多斯盆地在役集輸管道泄漏危害識別與防控阻力辨析

劉沛華李 巖符衛平

（1．長慶油田分公司油氣工藝研究院 西安 710018）

（2．低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 西安 710018）

（3.長慶油田分公司第二采氣廠 西安 710018）

鄂爾多斯盆地在役集輸管道泄漏危害識別與防控阻力辨析

劉沛華1,2李 巖1,2符衛平3

（1．長慶油田分公司油氣工藝研究院 西安 710018）

（2．低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 西安 710018）

（3.長慶油田分公司第二采氣廠 西安 710018）

鄂爾多斯盆地油氣集輸管網基數大、規模廣、高度分散，自然地貌復雜、環境敏感，油氣泄漏面臨的安全風險和環保風險高，應急搶險難度大。筆者從集輸管道的特點、選材和防腐工藝入手進行泄漏危害識別，主要類型為腐蝕穿孔，根本原因在于集輸管網環境有利于硫酸鹽還原菌不斷滋生，微生物反應使無機硫化物（SO4

集輸管道 原油泄漏 腐蝕穿孔頻次 危害識別 風險防控阻力

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地，是長慶油田和延長油田的主要開采礦區，油氣資源豐富，聚集特征為半盆油、滿盆氣，南油北氣、上油下氣[1]。盆地內各類在役油氣管道30000多條，長度70000多公里，加之地貌復雜，南部黃土高原，北部沙漠荒原，山大溝深、溝壑縱橫、梁峁交錯，一旦集輸管道發生泄漏，應急搶險施工難度增大[2]。油區集輸管網具有點多、線長、面廣、分布區域高度分散的特點，同時與水系縱橫交錯，環境敏感，生態脆弱，一旦集輸管道泄漏初期未及時預警，泄漏擴大造成環境污染，油田就必須同時處置安全風險和環保風險，應急搶險規模和投入成本增大[3]。新安全法和新環保法的實施，提升了法律制裁和輿論監督的力度，從法律層面對油區管道安全管理和環境保護提出了更高的要求[4]。黃島中石化東黃輸油管道泄漏爆炸事故掀起了全國范圍的油氣管道隱患排查工作，打響了油氣輸送管道隱患整治攻堅戰，在這一大背景下開展在役油田集輸管道泄漏危害識別，分析泄漏原因，確定重點防控對象，辨析風險防控阻力，對于油田預防和治理管道隱患意義重大。

1 油田集輸管道現狀

1.1 集輸管道特點

油田集輸管道包括井場工藝管道，井場、增壓點、接轉站、聯合站間的原油、伴生氣、含油污水及其混合物管道，聯合站至輸油站間的凈化油管道[5]。不同于長輸管道和城市燃氣管道，具有以下特點：

1）輸送介質復雜多樣，原油、水、伴生氣、礦物質細屑混合伴行；

2）輸送功能相互切換，輸油、輸氣、輸水管道根據生產需要調換；

3）管網區域分布密集，鄂爾多斯盆地復雜地貌、油田開發區集中致使管網鋪設帶可選擇性余地少；

4）管網鋪設結構復雜，多徑管道同溝并行、新老管道上下重疊、在役與廢棄管道交叉；

5）管道施工過程粗糙，出油及集油管道轉彎處應力集中、管道埋地深度不夠；

6）管道配套防護缺省，陰極保護投用不足、出油等小徑管道無內防腐工藝、警示裝置安裝不到位。

1.2 集輸管道選材及防腐工藝

影響油田集輸管道失效泄漏的主要因素為管材質量、管壁厚度和防腐工藝，因此管道選材和工藝至關重要。根據現場調研，鄂爾多斯盆地油田集輸管道常用管材為20#無縫鋼管，冷變形塑性高、可彎曲，電弧焊和接觸焊的焊接性能好，適用于盆地復雜地形鋪設管道的需要[6]。油田不同集輸管道的選材可參考表1。

表1 鄂爾多斯盆地油田集輸管道選材依據

鄂爾多斯盆地油田集輸管道常用管徑為φ60、φ89、φ114，管道壁厚可根據GB 50350—2005《油氣集輸設計規范》中油氣管道直管段計算，選擇原則為向上圓整至標準壁厚，腐蝕裕量按照較嚴重腐蝕環境選擇，取2mm[7]。根據計算公式推導，常用油田集輸管道壁厚選擇可參考表2。

表2 鄂爾多斯盆地油田常用集輸管道壁厚選擇依據

鄂爾多斯盆地油田集輸管道由于管徑偏小，防腐工藝要求并非很嚴格，2008年以前集輸管道基本不做內防腐，外防腐使用環氧煤瀝青/再生橡膠材料，2009年以后開始對集油、輸油管道開展HCC內涂試驗，目前尚處于大規模推廣初期，部分小管徑出油管道不做內防腐，防腐工藝現狀見表3。

表3 鄂爾多斯盆地油田集輸管道防腐工藝現狀

2 油田集輸管道泄漏危害識別

鄂爾多斯盆地在役油田集輸管道服役情況：運行小于5年管道占46.39%；5~10年管道占32.02%，10~15年管道占15.32%，超過15年管道占6.27%[8]。分析發現，大部分管道都是在10年內投用，這段時間正好是盆地油田大開發時期，管道使用壽命基本處于可控階段。

2.1 集輸管道泄漏類型

通過對近5年盆地內集輸管道泄漏情況進行統計，腐蝕穿孔泄漏占97.30%、第三方破壞泄漏占1.09%、盜油打眼泄漏占0.82%、地質災害拉斷泄漏占0.78%，腐蝕穿孔是導致集輸管道破漏的主要因素，圖1給出了近兩年集輸管道泄漏類型分布情況。

圖1 鄂爾多斯盆地油田集輸管道泄漏類型分布情況

2.2 集輸管道腐蝕穿孔分布規律

管道腐蝕現象可以理解為管材在所處環境中發生化學反應、電化學反應、微生物侵蝕及腐蝕產物破壞，造成管道材料的流失并導致管道部件甚至整個管道系統失效[9]。管道腐蝕有兩方面，內腐蝕和外腐蝕，由于鄂爾多斯盆地油田集輸管道在投用前做了外防腐處理以及盆地土壤干燥，外腐蝕較輕，管道腐蝕以內腐蝕穿孔為主。

統計管道腐蝕穿孔部位，主要發生在管體內中下部，部分管道發生在焊縫或焊縫附近，由內向外逐步腐蝕。通過統計出油管道、集油管道、輸油管道、伴生氣管道、采出水管道和清水管道腐蝕穿孔情況發現，含水較高的出油管道、采出水管道和清水管道腐蝕穿孔頻次較高，而集油管道、輸油管道和伴生氣管道由于介質經過工藝處理，含水率較低、腐蝕穿孔頻次較低，詳細情況見圖2。

圖2 鄂爾多斯盆地油田集輸管道腐蝕穿孔分布情況

通過分析出油管道、集油管道、輸油管道、采出水管道和清水管道的年腐蝕穿孔頻次，存在以下特點：

1）鄂爾多斯盆地油田集輸（油）管道年平均腐蝕穿孔頻次為0.015次/km，出油管道為0.018次/km、集油管道為0.014次/km、輸油管道腐蝕較輕，基本發生在服役時間超過10年的管道；

2）鄂爾多斯盆地油田集輸（油）管道含水超過30%時年腐蝕穿孔頻次增加，含水超過60%時出油管道為0.031次/km、集油管道為0.029次/km；

3）鄂爾多斯盆地油田集輸（油）管道服役時間小于5年時年腐蝕穿孔頻次為0.005次/km，5~10年管道為0.021次/km，超過15年管道為0.045次/km；

4）鄂爾多斯盆地油田集輸（水）管道年平均腐蝕穿孔頻次為0.034次/km，供水管道為0.04次/km，注水干線為0.017次/km，單井注水管道最高為0.05次/km；

5）鄂爾多斯盆地油田采出水管道腐蝕穿孔頻次隨服役年限持續增大，小于5年管道為0.013次/km、5~10年管道為0.102次/km、10~15年管道為0.209次/km、超過15年管道最高為0.294次/km，主要集中在清水管道切換為污水管道的管網；

6）鄂爾多斯盆地油田清水管道腐蝕穿孔頻次也隨服役年限持續增大，和采出水管道比較明顯很低，小于5年管道為0.003次/km、5~10年管道為0.024次/km、10~15年管道最高為0.07次/km、超過15年管道為0.145次/km。

通過上述分析可知：圖2說明油管道由于基數大腐蝕穿孔比例高于水管道；1)和4)說明水管道的腐蝕穿孔頻次高于油管道；2)說明含水率是影響油管道腐蝕穿孔的主要因素；5)說明采出水管道服役壽命比較短，更換周期應縮短；3)、5)和6)說明服役時間越長集輸管道腐蝕穿孔頻次越高；5)和6)說明采出水管道腐蝕頻次遠遠高于清水管道；1)、4)和5)說明鄂爾多斯盆地油田集輸管道腐蝕穿孔重點防控對象為出油管道、單井注水管道、采出水管道和老齡化管道。

2.3 集輸管道腐蝕穿孔原因分析

原油以油、氣、水和地層礦物質細屑共存的形式開采出來，原油、伴生氣、地層水、注入水性質及流動狀態都會對生產系統產生腐蝕[10]。通過現場調研發現，鄂爾多斯盆地硫化氫含量較高的部分侏羅系延安組油藏和三疊系延長組長2油藏的生產集輸管網腐蝕性比較嚴重，腐蝕速率見表4。

表4 鄂爾多斯盆地油田集輸管道腐蝕速率統計

通過分析表4發現，延安組油藏最大腐蝕速率為5mm/a、最小腐蝕速率為0.3mm/a，長2油藏最大腐蝕速率為3.7mm/a、最小腐蝕速率為0.3mm/a，遠遠高于油田管道允許腐蝕速率0.076mm/a。因此掌握侏羅系延安組和三疊系延長組長2油藏集輸管網H2S產生及腐蝕機理，能夠有效控制集輸管道腐蝕泄漏風險。

通過對侏羅系延安組油藏和三疊系延長組長2油藏集輸管網介質特性分析發現：

1）化學分析結果表明：集輸管道中含水量越大，硫化氫氣體的含量越高；沉降罐脫水處理前H2S含量隨集輸路線延長呈上升趨勢，脫水處理后隨集輸路線延長呈下降的趨勢；集輸管網中有機物種硫成分比較穩定，硫元素的相互轉化主要發生在無機硫化物之間；集輸管網中形成硫化氫的硫元素主要來源于兩方面：一是原始地層水中的無機硫化物（SO42-），二是注水開發工藝以白堊系宜君-洛河層水作為水源，水型為Na2SO4。

2）微生物分析結果表明：油井中硫酸鹽還原菌的數量均非常少；隨集輸管網路線的延長，水相中和原油中的硫酸鹽還原菌的數量呈上升趨勢；沉降罐中的硫酸鹽還原菌數量高于污水罐和清水罐，水相中分布的硫酸鹽還原菌數量遠高于原油中硫酸鹽還原菌，這一結果與集輸管道中含水量越大，硫化氫氣體的含量越高相吻合；通過DNA序列測定以及同源性對比分析，確定集輸管網中硫酸鹽還原菌分別為脫硫弧菌屬，脫硫腸狀菌屬和脫硫單胞菌屬。

結合系統化學分析和微生物檢測結果，說明集輸管網中H2S氣體的生成是系統中不斷滋生和繁殖的硫酸鹽還原菌作用的結果，管網中H2S含量的增加與硫酸鹽還原菌數量的增加以及SO42-的含量有直接的關系，集輸管網中不會發生誘導H2S氣體產生的化學反應。因此，鄂爾多斯盆地油田集輸管道腐蝕穿孔的根本原因在于硫酸鹽還原菌的不斷滋生，使無機硫化物（SO4

2-）轉換為H2S氣體，在含水環境下發生電化學腐蝕、滲氫反應，使垢下點腐蝕增大、穿孔直至應力開裂。

3 油田集輸管道風險防控阻力分析

通過對鄂爾多斯盆地油田集輸管道隱患風險進行排查，不僅存在管道腐蝕風險，同時存在非法占壓、安全距離不足、管道交叉和穿跨越公共區等風險隱患。在管道風險隱患整改治理過程中，由于法規不健全、環境復雜、外協難度大、資金不足等阻力因素嚴重影響集輸管道隱患風險防控效果。

1) 集輸管道隱患風險防控法律阻力。一是現行管道保護法律條款落實操作可行性低，集輸管道路由的征地方式、征用時限、征用補償及管道投運后面對強占強種行為處置對策不合理；二是管道路由征地為臨時性征地，相應的補償標準較低，而集輸管道的運行壽命一般都在15年以上，易誘發相關利益人與油田的矛盾，為管道投運后的維護和監控留下外協隱患；二是集輸管道使用年限、內防腐、小管徑管道埋地檢測等無明確標準。

2) 集輸管道隱患風險防控環境阻力。一是鄂爾多斯盆地地貌復雜，油區溝壑縱橫，黃土疏松、植被稀少、夏秋生產高峰期多雨，山體滑坡風險較高，易引發地質災害拉斷集輸管道泄漏隱患；二是油區水資源匱乏，水源地保護級別高，夏秋雨季管道泄漏易受雨水沖刷，使安全風險快速轉換為環保風險；三是集輸管道設計施工的周邊鋪設路線可選擇余地小，梁頂溝底地理空間有限，增添了管道施工作業、運行維護、應急搶險難度。

3) 集輸管道隱患風險防控社會阻力。一是管道隱患涉及改遷工程時，路由確定需要各級政府、安監、環保、國土、水利等部門的逐級審批，周期較長，若遇到責任不明確的情況時相互推諉，使審批周期無限拉長，嚴重影響管道隱患治理時效，甚至長時間推遲導致管道隱患風險升級；二是管道隱患整治過程中由于土地使用權無明確界定，使得土地所有者無視管道的存在，相關利益人百般阻撓，增加了管道隱患治理的外協難度。

4) 集輸管道隱患風險防控經濟阻力。一是管道隱患既屬于安全隱患也屬于環保隱患，也可以納入油田維護工程，本身的多重性反而導致管理混亂，缺乏專項資金渠道，小隱患拖成大隱患、花小錢拖成花大錢，惡性循環；二是外協費用大，管道改遷工程甚至管道應急搶險，涉及到征用土地、拆除違章占壓物（管道先建）時，相關利益人亂要價、要高價問題層出不窮，有的管道隱患外協費用是整改費用的幾倍甚至幾十倍。

針對油田集輸管道隱患風險防控存在的法律阻力、環境阻力、社會阻力和經濟阻力，首先國家層面必須修訂、完善、頒布新的管道保護法規，明確油田集輸管道使用年限、內防腐、小管徑管道埋地檢測等標準，為管道隱患防控措施制定提供合法、合理、合情的法律及標準依據；政府要積極介入管道隱患風險防控體系，承擔相應責任，健全管道征地、補償標準，使相關利益人獲得合法征地補償，從根本上消除管道隱患風險防控外協壓力；油田企業要構建集輸管道基礎數據庫，分級分類監控管道隱患風險，設置管道隱患治理專項資金，分級分批推進出油管道、單井注水管道、采出水管道和老齡化管道隱患風險治理。

4 結論

1) 鄂爾多斯盆地在役油田集輸管道泄漏的主要類型為內腐蝕穿孔，穿孔部位發生在管體內中下部，部分管道發生在焊縫或焊縫附近，由內向外逐步腐蝕。

2) 鄂爾多斯盆地油田集輸（油）管道年平均腐蝕穿孔頻次為0.015次/km，（水）管道年平均腐蝕穿孔頻次為0.034次/km；油管道基數大腐蝕穿孔比例高于水管道，水管道腐蝕穿孔頻次高于油管道；腐蝕穿孔的主要因素為含水率，重點防控對象為出油管道、單井注水管道、采出水管道和老齡化管道。

3) 鄂爾多斯盆地油田集輸管道腐蝕穿孔的根本原因在于硫酸鹽還原菌的不斷滋生，使無機硫化物（SO4

2-）轉換為H2S氣體，在含水環境下發生電化學腐蝕、滲氫反應，使垢下點腐蝕增大、穿孔、應力開裂。

4) 鄂爾多斯盆地油田集輸管道隱患風險防控面臨法律阻力、環境阻力、社會阻力和經濟阻力，風險防控阻力的消除不能一蹴而就，需要國家、政府和企業合力，完善法規、制定標準、設置專項資金，分級分批推進。

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Analysis on the Hazard Identification of Leakage and Drag Force of Prevention for In-service Gathering Pipelines in the Ordos Basin

Liu Peihua1,2LiYan1,2Fu Weiping3
(1. Research Institute of Oil and Gas Technology of Changqing Oilfield Company Xi'an 710018)
(2. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-permeability Oil and Gas Field Xi'an 710018)
(3. Gas Production Plant No.2 of Changqing Oilfield Company Xi'an 710018)

The gathering pipelines network of oil and gas were with the characteristics of big cardinal number, large scale and highly decentralized in the Ordos Basin, which was in complex terrain and environmentally sensitive area, resulting in the high risk to safety and environmental and great difficulty to emergency rescue, when oil and gas was leaking from the gathering pipelines. The author had identified the hazard of leakage from the characteristics, material selection and anticorrosion technology process of the gathering pipelines, determined the main types of the pipelines leakage, which was perforation corrosion, and found the root cause of perforation corrosion was that the gathering pipelines network environment was beneficial to the growth for the sulfate-reducing bacteria and made the inorganic sulfide (SO42-) to H2S by the microbial reaction. According to the annual perforation corrosion frequency, this paper had selected out the key prevention and control object, which was crude flow pipelines, single well water injection pipelines, produced water pipelines and aging pipelines, and further analyzed on the drag force of risk prevention and control for the gathering pipelines, from the law, environment, society and economy.

Gathering pipelines Crude oil leakage Perforation corrosion frequency Hazard identification Drag force of risk prevention and control

X933.4

B

1673-257X(2016)11-0061-05

10.3969/j.issn.1673-257X.2016.11.015

劉沛華(1985～)，男，碩士，技術主管，工程師，從事油氣田安全環保技術、火災防控技術等研究工作。

2016-04-19）

2-）轉換為H2S氣體。根據年腐蝕穿孔頻次確定出油管道、單井注水管道、采出水管道和老齡化管道為重點防控對象，進一步辨析了集輸管道隱患風險防控面臨的法律阻力、環境阻力、社會阻力和經濟阻力。