安塞油田管道高后果區安全管理的初期做法

徐旭龍 田寶林 熊軍 趙瑞元 張旺 張明泉 王瑞

1中國石油長慶油田分公司第一采油廠

2中國石油長慶油田分公司第二采油廠

3中國石油天然氣股份有限公司管道分公司

20 世紀末，隨著歐美管道老化問題的逐步加劇，先后出現了多起惡性管道事故，造成了巨大的經濟損失和人員傷亡。急需一種新的管道管理方法有效控制管道面臨的各類風險，降低事故發生概率。在此情形之下催生了管道管理機構、管道完整性管理標準和法規、管道完整性管理體系及系統的完整性管理循環模式，并日趨完善成熟，經過幾十年的發展和應用，形成了一系列管道完整性管理公司[1]。

我國管道完整性管理起步較晚，通過研究和引進，借鑒國外管道完整性管理經驗，并結合國內管道管理的實際情況與特點，已基本建立起核心技術（標準）體系，成立了相對完善的完整性管理支持機構[2]。

陜京線2001 年提出了完整性管理，并首家在國內實施管道完整性管理試點。中國石油從2004年起通過8 年多的研究和應用，已經全面推廣實施管道完整性管理，掌握了管道完整性管理的核心支持技術，建立了管道完整性管理體系和信息化系統，實現了管道數據的集中管理存儲和完整性管理業務流程的信息化[3]。

管道完整性管理是一個不斷連續循環的過程，管道的失效模式是一種時間依賴的模式。腐蝕、老化、疲勞、自然災害、機械損傷等能夠引起管道失效，隨著時間的推移不斷地侵蝕著管道，必須持續不斷地對管道進行風險分析、檢測、完整性評價、維修等[4]。

1 高后果區與管道完整性的關系

高后果區是指如果管道發生泄漏會嚴重危及公眾安全和（或）造成環境較大破壞的區域。典型的兩類高后果區包括人口密集類及敏感水體類。非高后果區泄漏一般只對管道企業內部產生影響，屬于企業職責；而高后果區泄漏可能會對外界產生巨大的不利影響，屬于政府職責。進行管道高后果區管理的意義是讓管道企業能夠明確管理重點，優先保障高后果區管道的安全[5]。

管道完整性是指管道處于安全可靠的服役狀態，包括管道在結構和功能上是完整的，管道處于風險受控狀態，管道的安全狀態可滿足當前要求。

管道完整性管理是對管道面臨的風險因素不斷進行識別和評價，持續消除識別到的不利影響因素，采取各種風險消減措施，將風險控制在合理、可接受的范圍內，最終實現安全、可靠、經濟地運行管道的目的[6]。

管道完整性管理的應用時期涵蓋了全生命周期基于風險的完整性管理，包括設計階段、建設階段及運行階段。

完整性管理實施方式是構建統一的完整性管理程序，制定完整性管理計劃，按照程序規定的步驟實施。

由管道完整性管理6 步循環（數據收集、高后果區識別、風險評價、完整性評價、應對措施及效能評價）及5 個層次（體系文件、標準規范、系統平臺、支持技術、組織機構）構成了管道完整性管理體系，是HSE 體系的一部分。

高后果區識別與管理是管道完整性管理的關鍵環節，是預防管道安全事故的重要手段。

2 安塞油田集輸系統

安塞油田地處黃河中游的陜北黃土高原丘陵溝壑區（陜西省延安市境內，礦權面積2.7×104km2），濕陷性黃土是陜北地區比較典型的地質構造。生產區域處于延河與洛河兩大流域，主要井站和管道橫穿支溝、河道。其中延河支流160 條，洛河支流13 條。

2.1 集輸管網現狀

安塞油田現有油井8 076 口，單井產能1.01 t，綜合含水率65.9%。主要生產層位：延9、長2-長3、長4+5、長6、長7-長8、長10 等。

地面流程建設模式按照“從簡、從省、從快，適用新技術”的建設原則，在工藝上形成以叢式井閥組不加熱，二級布站為主要流程，以“單、短、簡、小、串”為特色的“安塞模式”。站間管道插輸占比19%，井間管道插輸率30%，地面系統優化升級主要依托老油田改擴建，存在諸多矛盾，制約地面系統提質提效。

目前有集輸管道2 037 條，共計2 950.63 km，10 年以上管道數量占26.8%。其中出油管道1 798條，10 年以上管道532 條，占比29.6%；集油管道230 條，10 年以上管道10 條，占比4.3%；輸油管道9 條，10 年以上管道4 條，占比44.4%。

安塞油田各類集輸站點236 座，其中聯合站10座，常規站點164 座，數字化增壓橇62 座，其中運行10 年以上站點112 座，占總數的47.5%。

2.2 集輸管道腐蝕現狀

安塞油田勘探開發已近40 年，隨著開發時間延長及多層系開發，地面管道腐蝕加劇，近3 年集輸管道破漏600 條，共710 次。其中站外管道破漏256 條，320 次，占總數的42.7%；站內管網破漏344 條，390 次，占總數的57.3%。

管道破漏因素主要有管道外腐蝕、管道內腐蝕、制造與施工缺陷、第三方破壞及地質災害等，但管道腐蝕因素占比近90%。

從管道泄漏部位看，主要由內腐蝕引起的管道本體材質破損居多，比例為85.3%；從服役年限看，泄漏管道服役年限集中在3～10 年，比例為77.5%；從介質含水看，含水率40%以上管道泄漏90 次，比例為88.2%，且2015 年之前建設的管道未采取內防腐工藝，加劇了管道腐蝕速率；從開發層位看，主要分布在長2 層及延安組，泄漏管道數量分別占其層位管線總數的7.1%和6.5%。

2015 年以來共計檢測集輸管道200 條，長853.8 km。其中腐蝕程度（壁厚損失）重度以上占72.5%，介質腐蝕速率重度以上占59%，檢測管道大多腐蝕嚴重。

3 高后果區管控措施及存在的問題

安塞油田點多、線長、面廣、區域分散，地面系統老化嚴重，安全環保風險高，且開發區域位于“四河三庫”流域，環境敏感。牢固樹立安全環?！凹t線”意識和“底線”思維，按照“源頭消減風險、措施保障安全”思路，持續開展隱患防控治理，推進清潔文明生產。

在管道安全管控方面，由基于管道事件的被動管理模式轉向基于風險評價的管道完整性管理模式，目前尚處于起步階段，按照“源頭防控、降低風險”原則，統籌三個結合（圖1），堅持四項原則（圖2），優選管道材質，優化內防腐、修復補強工藝，分批治理，分類施策；以風險管理為核心，重點針對“雙高”管道開展工作?！半p高”是指高后果區和高風險段，高風險段是管道失效發生的可能性與失效后果的綜合影響高，需要采取控制措施的管段。

圖1 三個結合結構Fig.1 Structure of three combinations

圖2 四項原則Fig.2 Four principles

3.1 系統優化簡化，提高運行效率

實驗室地層水腐蝕速率測試表明，延9 腐蝕速率最大，長2、洛河、長4+5、延7、長3、長6、延10 腐蝕速率依次減??；而且隨時間的延長，延9層腐蝕速率加快，其他層基本平穩。

根據實驗研究結論，堅持“關、停、并、轉、減”思路，按照“地面化、標準化、智能化”的地面集輸新模式（圖3），以提質增效為目標，通過開展前端脫水優化、中端升級改造、后端管網重構3 類618 項工作，不斷提升集輸系統運行效率。2018 年關停站點13 座，減少管道327 條，地面系統運行效率由45.8%上升到60.2%。

圖3 地面集輸新模式Fig.3 New mode of surface gathering and transportation

3.2 管道及站場分類

（1）管道分類。按照高后果區管道管理及介質類型、壓力等級和管徑等因素，將管道劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類管道。安塞油田Ⅰ類管道214 km，Ⅱ類管道938 km，Ⅲ類管道1 799 km。截至2019 年4 月底已完成所有管道“雙高”篩查工作，篩查率達到100%。

（2）站場分類。根據股份公司站場分類標準將站場分為一類站場、二類站場、三類站場。安塞油田一類站場10 座，二類站場11 座，三類站場215 座。

3.3 數據采集與整理

（1）設計期數據。2019 年初編制了《管道和站場基礎數據采集模板》，并于2019 年4 月底完成了管道和站場基礎數據整理工作。

存在的問題：①管道設計（建設）期數據需要查詢大量圖紙與竣工資料，恢復工作量難度較大；②絕大多數設計與竣工資料不能夠反映目前管道的實際運行情況，數據的準確率及利用價值極低。

（2）中心線數據。依靠第三方檢測202 條、853.8 km 管道，占全油田的9.7%（截至2019 年3 月底，包括油、氣、水管道）；另外，基于工作需求，依靠谷歌地球進行人工識別管道中心線數據，完成率100%。

存在的問題為符合標準的數據率低。

3.4 高后果區識別和風險評價

（1）高后果區識別。開展高后果區識別管道長度3 477.93 km（其中油集輸管道2 950.63 km，氣集輸管道527.3 km），截至2019 年3 月底識別并上報當地政府部門高后果區管道55.4 km（表1）。

表1 安塞油田管道高后果區識別統計Tab.1 Statistics for the identification of pipeline high consequence areas in Ansai Oilfield

存在的問題：缺乏專業知識培訓，對標準的理解不夠透徹，識別不規范；中心線數據缺失、管理平臺不完善，識別準確率偏低。

（2）風險評價。主要依托ICDA（內腐蝕直接評價）試點工程開展管道定性風險評價63.2 km，除此以外其他風險評價需要大量基礎數據，且專業化程度較高，需委托專業機構進行。

3.5 檢測評價

安塞油田集輸管網檢測評價目前主要以壓力試驗為主，開挖檢測為輔，Ⅰ、Ⅱ類管道已基本實現全覆蓋，Ⅲ類管道每年進行試壓。其中ICDA 長尾河及杏子河流域13 條、77 km 集輸管道，外腐蝕直接評價（ECDA）采用PCM 檢測坪營集輸管道34.29 km。采用區域識別的方法進一步評價內、外腐蝕直接評價技術的適應性，探索無人值守場站完整性管理全流程示范研究。

存在的問題：①管徑小，不具備內檢測條件，開挖檢測存在一定偶然性；②Ⅰ類管道缺乏陰極保護；③檢測已更新管道需在3年內再次檢測；④ICDA 技術的適應性仍需進一步評價；⑤外防腐檢測普遍存在管道埋深不足的問題，外露部分防腐層破損嚴重。

3.6 維修維護

近年來通過采用環氧玻璃纖維內涂層、高分子合金管等手段累計完成集輸管道內防腐1 007 條、1 374.5 km，失效率由每年0.036 次/km 降至0.021次/km，同比下降25%（圖4）；開展高后果區管道（杏子河主河道）修復補強37條、1 274 m（圖5）。

圖4 管道內防腐Fig.4 Internal corrosion protection of pipeline

存在的問題：修復工作仍處于發現問題、解決問題的被動管理模式，未按照完整性管理先識別、后評價、再修復的管理模式進行開展工作。

3.7 站場完整性管理

圖5 管道外防腐Fig.5 External corrosion protection of pipeline

2018 年對某集中處理站開展了RBI、RCM 試點，對站內工藝管網、儲罐、機泵與壓力容器進行了完整性評價，并建立了可視化平臺；2019 年4 月底完成項目驗收。

存在的問題：站場完整性管理主要針對特種設備、機泵、加熱爐等風險評價與可靠性維護管理，更多地需要設備與安全管理人員參與。

3.8 完善管道預警監控體系

目前80%集油管道泄漏可通過監控系統及時發現并處理（圖6、圖7）。

圖6 管道泄漏監控系統Fig.6 Pipeline leakage monitoring system

圖7 管道泄漏特征曲線Fig.7 Characteristic curve of pipeline leakage

3.9 產能建設

以提升系統運行效率、消減安全環保隱患風險為目標，突出“新老結合”，堅持“三結合一優化”（即與老油田系統相結合、與隱患治理相結合、與智能化相結合、優化布局工藝），優化地面流程，加快推進智能化油田建設，不斷提升老油田系統運行保障能力。

樹立“管道工程”的質量管控理念，落實質量管控多級責任制，立足每個工藝、每道工序、每個節點，嚴要求，高標準，切實提升工程質量。堅持質量終生制及質量追責制度，加大考核結果在工作量安排及隊伍優選方面的應用，提高承包商準入門檻及管理水平。

3.10 探索集輸站場智能化運行模式

探索試驗了參數在線監測、設備遠程調控、流程自動控制等智能化功能，建成119 座無人值守站，實現新建區域井站合一、一級布站，老區二級布站的地面建設新模式，壓縮了布站層級，構建了新型勞動組織架構，以提升地面建設水平。

4 認識及下步工作規劃

（1）管道上的缺陷不可避免，且隨著時間的推移，逐步惡化；人為因素、人類活動和自然環境等均對管道產生影響。必須采用合適的技術手段和完善的管理措施，保障管道的安全性，延長管道的使用壽命[7]。

（2）高后果區不是一成不變的，隨著人口和資源環境的變化，高后果區的地理位置和范圍也會隨之改變，因而管道企業應定期重新識別[8]。

（3）建立高后果區檔案，針對I 類管道編制“一線一案”，Ⅱ、Ⅲ類管道按區塊編制“一區一案”。

（4）加強管道巡檢管理。更新巡檢系統中高后果區信息，將高后果區管段設為巡檢必經點，巡護人員應每天對所轄高后果區管道巡檢2 次，并對高后果區巡檢情況進行監督和考核。

（5）開展公眾宣傳。高后果區所在區域一線生產單位每季度開展一次管道保護公眾教育宣傳，對高后果區內群眾重點普及油氣泄漏的緊急疏散、撤離知識，自我防范常識和油氣特性知識等。

（6）加密設置高后果區地面標識。確保地面標識清楚易懂、信息準確，能夠起到警示作用；每段高后果區起止處各設置1 個警示牌，作出安全提示。高后果區段樁牌間距小于50 m。做好標識樁的日常維護工作，對于丟失、損壞、位置不準的標識樁，及時進行增補、維修、調整。

（7）推進智能化建設。按照“電子巡井、人工巡站、中心值守、區域聯動”的模式，2019 年計劃升級無人值守站55 座，同時探索“大數據、云計算、物聯網”的深化應用，升級信息管理平臺，實現智能化管控。

（8）2019 年計劃關停17 座低效站點；優化插輸集油管網17 條，出油管網63 條。

（9）安塞油田由于管道完整性管理起步較晚，目前尚處于初期階段，組織機構、管理人員及制度體系不全，尤其管道檢測及評價是管道完整性管理的薄弱環節，雖然存在種種問題和困難，但必須牢固樹立“綠水青山就是金山銀山”的理念，嚴格落實安全環保責任，加快推進防治雙向機制建設，努力提升管道完整性管理水平。