国内典型油气田钢质管道失效管理现状分析

时间：2024-07-28

张爱良* 唐德志张维智王建张卫朋秦振杰陈宏健

（1.中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司；2.中国石油天然气股份有限公司规划总院；3.中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司）

0 引言

目前，国内油气田拥有各类管道超过 60万公里，其中服役20年以上的管道超过6万公里，管道老化越来越严重。同时，随着油气勘探开发力度的不断加大，以及国家基础设施的大规模建设，油气田管道面临来自新型油气开采方式[1-2]、井流物[3]、集输工艺[4]、外部土壤[5]、杂散电流[6-12]等因素的威胁逐渐增大，管道失效风险逐年增高，安全环保形势也愈发严峻。

为应对日益严重的安全环保形势，国内油气田公司自 2014年起逐步启动了油气田管道完整性管理工作，取得了一系列成果[13]，但是管道失效率与国外油气田管道差距较大。究其原因，与国内油气田管道失效管理工作基础薄弱有非常大关系。美国、加拿大、欧洲等发达国家一直重视管道失效管理工作，在失效原因分析[14]、失效分类、失效识别以及失效统计[15-18]方面积累了丰富经验，相比之下国内油气田在这方面的工作开展较少。

本文对国内典型油气田管道失效现状，失效分析以及失效统计工作开展情况进行了调研与分析，以期为国内油气田管道失效管理提供经验参考。

1 失效管理现状

1.1 管道失效现状

通过资料调研和数据分析的方法获得了国内典型油气田公司集输钢质管道失效的原因。图1显示了西南油气田近10年管道失效的原因。

图1 西南油气田近10年管道失效原因

可以看出，西南油气田管道失效是由于腐蚀、第三方破坏、误操作、地质灾害、制造与设计施工缺陷等原因引起的，其中腐蚀引起的失效占比最大，达到78%。

表1～表4分别显示了东部4家典型油田2019年度集输钢质管道失效原因统计情况。可以看出，大庆油田外腐蚀导致的失效最多，内腐蚀其次，两者合计占比达到 96.9%。而吉林油田集输钢质管道失效原因更为复杂，共统计分析出八种失效原因，腐蚀仍然为主要失效原因。大港油田和辽河油田集输钢质管道主要失效原因都是腐蚀，但大港油田是内腐蚀最为严重而辽河油田是外腐蚀严重。

表1 大庆油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

表2 吉林油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

表3 大港油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

表4 辽河油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

从以上数据可以看出，4家油田存在一个共同特点，管道外腐蚀均较为严重，尤其在辽河油田占比达到92.86%。这是由于辽河油田土壤含水率高，腐蚀性强。可以看出，管道失效原因与油田所处地理环境有密切关系。

表 5～表 8分别显示了西北 3家典型油气田2019年度集输钢质管道失效原因统计情况。可以看出，新疆油田管道失效原因内腐蚀占比最高，达到59.72%，外腐蚀达到35.76%。长庆油田和长庆气田集输钢质管道失效原因均以腐蚀为主，特别是内腐蚀，在长庆油田管道失效原因占比达到 84.9%。塔里木油田集输钢质管道的失效原因中内腐蚀也高达71.71%。

表5 新疆油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

表6 长庆油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

表7 长庆气田2019年度集输钢质管道失效原因统计

表8 塔里木油田2019年度集输钢质管道失效原因统计

之所以管道失效原因各有不同，与这3个油气田所处地理位置相关。新疆、长庆、塔里木都地处西北地区，土壤腐蚀性弱，外腐蚀风险低，但随着开发进程的不断推进，原油、天然气含水率越来越高，CO2-H2S等酸性介质越来越多，Cl-等离子浓度越来越高，井流物越来越复杂，其内腐蚀风险越来越高。虽然部分油田一直提高管道材质，如采用双金属复合管、双相不锈钢、甚至是镍基合金，但仍不能有效控制管道腐蚀风险。

图2 国内典型油气田公司2019年管道失效率统计

图2显示了国内典型油气田公司2019年度管道失效率归一化处理结果。可以看出，油田管道失效率普遍高于气田管道，东部油田管道失效率普遍高于西部，老油田管道失效率较高。其中吉林油田和大庆油田，由于管道服役年限久，地处东北地区，土壤腐蚀性较强，管道输送介质含水率高，其泄漏风险明显高于其他油田。大港油田、冀东油田、辽河油田以及华北油田，由于地处东部沿海，土壤腐蚀性强，同时管道含水率高，其失效率也相对较高。吐哈油田和玉门油田，由于管道服役年限长，含水率高，其内腐蚀失效风险大，管道失效率也相对较大。相对而言，青海油田、新疆油田、长庆油田、塔里木油田的管道失效率控制较好。浙江、南方、煤层气由于管道服役年限短，目前管道失效率相对较低。对于西南油气田，其失效管理工作开展较早，且较为深入，内外腐蚀控制较好，管道失效风险低。

1.2 失效分析现状

油气田管道失效分析工作基础薄弱，经过多年的摸索，西南油气田积累了一定的失效分析经验，但仍未建立系统的失效分析流程。与之类似，大庆油田、吉林油田、大港油田、辽河油田、长庆油田和气田均未建立系统的管道失效分析流程。油气田公司的普遍做法是由基层管理人员现场采集失效数据，并由现场工作人员通过肉眼识别的方法判断管道失效原因。西南油气田处理相对较好，指派相关技术人员对其进行必要的测试分析，然后判定失效原因。对于失效次数较多且有代表性的失效管段，则现场人员送由专业失效分析机构进行失效分析，包括宏观形貌观察、微观形貌观察和能谱分析、化学成分测试、拉伸性能测试、硬度测试、金相组织分析、X射线衍射分析等。

新疆油田和塔里木油田初步建立了管道失效“三级识别”，大部分管道失效可以通过“一级识别”和“二级识别”在现场开展失效事件记录、调查以及原因分析工作，必要时技术支撑单位提供技术支持。对于基层不能识别的典型失效管段，由技术支撑单位提供现场测试和样品取样的技术支持，并将其送往具备失效分析能力第三方检测机构（需同时取得中国合格评定国家认可委员会认证CNAS和中国计量认证CMA资质）进行失效分析，出具失效分析报告。技术支撑单位负责失效数据的分析和维护。

1.3 失效统计现状

除西南油气田外，典型油气田公司均尚未形成较为系统的失效统计方法，也未建立失效数据库，大部分以EXCEL或WORD表的形式记录失效管道基础信息、失效位置信息、失效时间信息、紧急处理信息以及部分失效事件的第三方机构失效分析报告等，对管道运行状况、失效原因及其关键参数、失效后果等信息记录较少。

在失效数据的处理和分析方面，大部分油田只对管道年度失效率和单种失效类型占比进行统计，缺乏对失效识别与统计的深入认识。年度失效频率为当年每千米管道的失效次数，即其中，Na为当年管道失效次数，Li为各类管道的总长度。单种失效类型引起的管道失效百分比即由内腐蚀、外腐蚀、环境敏感断裂、制造与设计施工缺陷、第三方破坏、运行操作不当、自然灾害以及其他因素引起的管道失效次数占所有失效次数的百分比，即其中N为当年由某一失效类型导致管道失效次数，M总为当年所有失效次数。

经过多年的摸索，西南油气田公司已建立管道失效腐蚀信息系统，用来存储管道失效相关数据。该系统包括基础数据管理、线路失效信息管理、附件资料管理、综合查询管理、统计分析管理、腐蚀数据管理、外腐蚀管理、内腐蚀管理、腐蚀控制管理以及防护管理等功能。其中，失效信息统计的内容主要包括所属单位、管道名称、管径、壁厚、投运时间、故障时间、地理位置、发现方式、失效时管道运行压力、直接原因、根本原因、原因分析、失效故障描述故障模式、抢修方式、修复工作量及时间、换管长度、停输时间、泄漏及抢修放空气量影响气量、停输影响气量、抢险单位、临时方案后续整改措施、整改前管理措施、负责人等内容。

在失效数据的分析统计方面，该系统可以实现历年管道失效原因的统计分析，单个失效因素随着时间的逐年演变趋势分析、以及管道历年失效率的变化分析，进而为管道风险控制措施的制定提供数据支撑。

2 讨论

2.1 失效分类方法

针对油气管道的失效分类，目前比较权威的是国际管道研究协会（PRCI）基于管道失效原因提出的3种时间关系、9大类、21小类管道失效分类方法。其中 3种时间包括：“时效性相关”、“稳定不变”和“与时间无关”。“时效性相关”包括内腐蚀、外腐蚀及应力腐蚀 3种；“稳定不变”包括制造缺陷、焊接施工缺陷以及设备缺陷 3种；“与时间无关”包括“第三方/机械破坏”、“不正确操作”以及“气候/外力作用”3种。21小类包括：内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀、管体缺陷、管体焊缝缺陷、环焊缝缺陷、制造焊缝缺陷、褶皱弯头或屈曲、螺纹支管接头损坏、O型垫片损坏、控制/泄放设备故障、密封/泵填料失效、其他失效、永久性立即失效、以前损伤滞后性失效、故意破坏、操作程序不正确、寒流、雷电、暴雨洪水和大地运动地震。

由于油气田管道自身特点及失效特征与油气长输管道有一定的差异，国际管道研究协会（PRCI）提出的9大类21小类分类方法不能直接用于油气田管道，但其基于失效原因的分类方法值得我们借鉴。这种分类方法可以更加系统地明确管道失效的原因，为管道风险评价提供最为基础最为科学的失效类型划分，进而有利于快速获得科学而又经济的管道防护措施。基于上文中各油田管道失效统计数据，以及权威机构分类做法，综合分析，可以将油气田管道失效原因初步分为内腐蚀、外腐蚀、环境敏感断裂、第三方破坏、制造与设计施工缺陷、运行操作不当、自然灾害以及其他8类。

从前面的失效现状可以看出，腐蚀是导致油气田管道失效的主要原因，东部老油田以内腐蚀、外腐蚀为主；西部油气田以内腐蚀为主。因此，建议东部老油田结合自身管道腐蚀现状，重点加强内外腐蚀的控制工作；西部油气田应着重加强内腐蚀控制工作。

其实从失效管理精细化的角度，分为8类是远远不够的，需要结合油气田管道失效实际情况，进一步细化，开展失效小类的分类工作，有针对性地找到解决管道失效的方法。值得注意的是，油气田管道的腐蚀控制不能一味地从管道材质出发，更多的需要从设计和管理出发。合理的工艺和防腐设计，以及科学合理、精细有效的腐蚀管理对于油气田管道的腐蚀控制至关重要，同时需要加强防腐新技术的开发与应用，加强腐蚀管理与人工智能、大数据、互联网+等新兴技术的融合，推动油气田管道腐蚀管理的信息化和智能化发展。