油气田集输系统无泄漏技术的现状及展望

2023-11-28杜增智陈思维薛国臣

广州化工 2023年13期

杜增智，王鼎，陈思维，薛国臣

(1 中国石油管道局工程有限公司第三工程分公司，河北廊坊 065099；2 西藏青藏石油管道有限公司，西藏拉萨 850014；3 中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京 100089；4 重庆市安全生产科学研究有限公司，重庆 400001)

近年来，我国先后发生了青岛“11.22”原油管道泄漏爆炸、贵州晴隆“7.2”、“6.10”输气管道泄漏爆燃、长庆油田“8.18”“8.28”集输管道泄漏等事故，造成了重大生命财产损失和环境污染。目前中国石油各油田正在积极建设无泄漏示范区，促进管道和站场本质安全水平的提升，实现泄漏风险由“被动应对”向“主动预防”的根本转变，降低安全环保风险[1-5]。

本论文对油气田集输系统泄漏防控技术现状进行了全面深入的研究，并分析了尚存在的问题，以此为基础，以实现无泄漏为目标，提出了技术发展的相关建议，明确了技术研究攻关方向，为油气田集输系统无泄漏区的建设与运行管理提供了重要参考与借鉴。

1 油气田集输系统泄漏防控技术现状

1.1 风险识别技术

全面精准的风险识别是泄漏防控的基础，目前油气田形成了失效识别与统计分析与工艺安全分析评价(PHA)为主的风险识别技术体系。

主要油气田形成了失效数据统计方法，研发了失效识别与分析系统，实现了失效分析常态化。在工艺安全分析评价技术方面，油气田形成了以HAZOP、QRA、LOPA/SIL为核心的安全风险评价技术体系，在设计阶段广泛运用HAZOP、SIL等技术开展工艺安全评价，基于QRA技术进行管道路由及场站选址布局优化，从源头上确保了工艺安全的可靠性；在运行阶段基于FMEA(失效模式与影响分析)、HAZOP、LOPA等技术针对地面工艺系统定期开展工艺适应性分析，以提高系统本质安全水平。

1.2 状态检测评价技术体系

(1)集输管道检测评价技术

目前油气田集输管道状态检测评价技术主要包括内检测评价、直接评价、压力试验等技术，形成了输油气干管以漏磁内检测技术为主、集油集气管道以内、外腐蚀直接评价为主、出油小口径管道以清水试压为主的技术体系[6]；

(2)站场管道及设备检测技术

目前油气田形成了以超声波、射线等为核心的站场管道与设备检测技术体系，常规检测主要采用射线、超声波、涡流等检测技术。非常规检测技术主要有超声导波、超声衍射、超声相控阵、声发射技术等。

(3)油气站场管道及设备评价技术体系

油气田已形成了静设备——基于风险的检验技术(RBI)、动设备——基于在线/离线状态监测的以可靠性为中心的维修技术(RCM)、安全仪表系统——工艺安全仪表安全完整性等级评价(SIL)技术为核心的技术体系，各主要油田近年来开展了多种类型站场RBI、SIL技术应用，有效识别了现有装置高风险部位和评估了安全仪表功能(SIF)的SIL等级，为进一步隐患治理和消减风险提供依据。

1.3 监测预警技术体系

目前，油气田已具有集输管道光纤监测预警、基于负压波的泄漏监测、基于流量平衡的泄漏监测、基于声波的泄漏监测、地灾监测预警、无人机巡护监测等技术手段，初步形成了“泄漏风险感知、空地影像监测、人机协同巡护”相结合的状态监测预警技术能力。

1.4 风险控制技术

风险控制技术体系主要由腐蚀防护技术与工艺安全控制技术组成。

据统计，目前油气田管道及设备80%～90%泄漏失效是由于腐蚀导致的，腐蚀控制是泄漏风险防控的重中之重。

针对新建系统，目前油气田形成“材质评价及优选技术、缓蚀杀菌阻垢药剂筛选评价技术、非金属管材应用技术、防腐工艺设计(脱水、脱气、除砂、清管等设计)技术”腐蚀防护技术体系，从源头上提高集输系统腐蚀防护能力；

对于在役管道，油气田形成了“内防腐强化(内衬、内防腐涂层)技术、腐蚀状态监测技术、缺陷修复技术”为主的技术体系，消减了腐蚀失效泄漏风险；即利用内涂层技术提高腐蚀防护能力；利用腐蚀在线监测、采出介质腐蚀特性分析技术跟踪腐蚀状态；通过材质适应性评价技术分析工艺参数、介质变化等对腐蚀的影响；利用碳纤维修复、复合材料管体补强及环氧钢套筒在线修复技术对腐蚀缺陷进行修复补强。

在工艺安全控制方面，目前油气田在工程建设阶段从安全仪表、工艺预警、连锁控制、安全泄压等方面建立了地面集输系统工艺安全控制系统，构建了系统的工艺保护屏障，设计泄漏防护工艺联锁关断、多层保护层体系，提高了集输系统泄漏管控的自动化、数字化水平，从工艺安全角度为无泄漏实现提供有力支撑。

油气田集输系统泄漏防控技术体系见图1。

图1 油气田集输系统泄漏防控技术体系Fig.1 Technical system of leakage prevention and control of oil and gas field gathering and transmission system

2 油气田集输系统泄漏防控技术存在的问题

2.1 状态检测评价技术方面

基于漏磁或超声波的内检测技术检测费用较高，检测有效性较低(检出缺陷管道仅占总检管道的20%)[7]；内外腐蚀直接评价技术预测精度与可靠性尚待提高[8]；

在小口径油气管道检测方面，目前管径在DN150以下油气管道(小口径管道)在油气田占比超过70%，这类管道输送介质成分复杂、腐蚀性强；结垢、结蜡现象比较普遍，历年油气田管道失效泄漏案例中，小口径管道占比超过80%，但内检测技术一直未得到有效突破；

在环焊缝检测方面，环焊缝开裂是管道泄漏的主要原因之一，现有环焊缝裂纹内检测技术空间分辨率难以突破1 mm量级，且受振动引起的提离效应影响巨大，识别精度差、检出率低，难以准确识别和量化裂纹缺陷；

在低流速下管道检测方面，目前针对生产中后期、产量综合递减快区块，处于低流速工况下的集输管道缺乏可靠的内检技术手段；

在非金属管道检监测评价方面，目前非金属管材已经较为广泛应用在油气田采油、注水等工程中；但由于产品质量良莠不齐和使用不规范，非金属管道应用过程中泄漏事故时有发生；然而非金属管道缺陷检测、状态监测及性能评价方面仍存在技术空白[9]。

2.2 监测预警技术方面

首先，集输管道泄漏监测技术可靠性尚待提高：常用的技术有光纤法、负压波法、流量平衡法、次声波法，各技术普适性及可靠性均存在一定的局限：负压波法在天然气管道上的应用效果不甚理想；声波法(包括次声波)受管道运行工艺参数和泄漏能量的影响较大，对多分枝集输管网泄漏监测效果不好，对于多相混输集输管道传感器难以准确辨识声波信号；光纤法对光缆的敷设质量和后期运维要求较高，且受环境影响较大、误报率较高等；

其次，风险监测数据目前尚未实现互联共享互融：工程实践表明：数据集成发挥的作用远大于单一数据本身的价值。目前各监测系统相对独立，具有单点、固化的特点，数据未能实现互联共享互融，导致监测可靠性常常难以满足现场要求；

同时，站场泄漏监测的技术应用尚存在短板：集输站场、处理(净化)厂主要采用传统固定点式气体仪监测现场可燃气体浓度，其缺点是进行被动式监测，易受环境湿度，温度，粉尘干扰，且对微量泄漏监测没有效果，难以及时准确跟踪泄漏状态。

2.3 风险控制技术方面

腐蚀防护：目前腐蚀防护工作缺乏系统性、整体性及相互协调优化性，缺乏基于全生命周期的防腐规划设计技术，难以从源头上进一步提高腐蚀防护水平；

维修维护：目前油气田缺乏系统的预知性维修维护技术，风险由“被动应对”向“主动预防”转变缺乏可靠技术支撑；

管配件风险控制：油气田管配件失效风险高，目前尚未针对管配件开展专门的失效风险控制技术研究；

易腐蚀失效部位安全管控：油气集输站场盲肠段、不流动或低流速管段等部位易发生腐蚀，失效风险高，缺乏系统的失效防控技术；

微泄漏检测治理：大型油气站场泄漏风险较高，事故后果严重(特别是含硫站场)，目前尚未考虑引入微泄漏检测治理技术加强本质安全控制。

3 油气田集输系统泄漏防控技术发展建议

3.1 风险识别方面

建议油气田在失效识别技术的基础上进一步开展泄漏风险智能预测技术研发与应用，基于失效统计分析，集成流动数值模拟、有限元力学仿真、大数据挖掘、智能算法及定量风险评价等技术，对泄漏高风险区进行精准高效预测识别。

3.2 检测评价方面

建议油气田进一步研发或完善基于风险的油气管道检测评价技术，提高内检测的有效性，降低内检费用；同时补齐检测技术的短板，开发或引入低流速下集输管道内检技术、小口径管道内检技术、高分辨率管道环焊缝裂纹内检技术；深入开展非金属管道缺陷检测及评价技术研究，开发检测关键设备和装置，建立全生命周期(设计、制造、建设、运行和维护)的非金属管道失效泄漏管控技术体系[9]；

最终形成具有全流程、全领域检测能力的基于风险检测评价技术体系，为泄漏防控提供了坚实技术支撑。