安塞油田长输管道安全环保隐患治理

1、 长庆油田公司第一采油厂 张斌摘要：安塞油田主要生产区域和集输管道位于“四河三库”的环境敏感区，集输管道泄漏事故的预防对油田安全生产、清洁生产具有重要的意义。安塞油田近年来从多方面开展了治理工作，加强集输管道安全运行管理，提早发现安全隐患；强化敏感区域腐蚀老化等隐患治理，开展管道腐蚀检测与维护，提早治理安全隐患；安装管道泄漏报警装置，建立水源保护区应急信息系统，准确发现和定位盗油、泄漏等事故，减小管线泄漏事故危害。通过开展多方面的工作和技术研究，为管道安全运行提供了保障。关键词：集输管道 环保隐患 治理 管理 预警 1、安塞油田原油集输管道基本情况安塞油田集输油系统共有共有各类井场1240个，

2、各类站点172座，其中集中处理站10座，计量站及转油站156座，拉油站6座。集输工艺采用三级布站模式，即井口到计量站、计量站到计量接转站，计量接转站到集中处理站，井口到站，站到站之间采用管线输油。我厂主要生产区域位于“四河三库”周围。四河：杏子河（19条支流），长尾河（6条支流），坪桥川（5条支流），延河（3条支流），三库：王窑水库、中山川水库、红庄水库。图1 安塞油田生产区域环境分布图全厂净化油管线9条，共计214km，沿河道，跨越河道42处，穿越河道12处；输油管线154条，共计，其中大于1km管线152条，跨河109条，穿河16条；单井集油管线1640条，共计2630km，跨沟、河336

3、条。表1 安塞油田长输管线统计表序号单位管线条数管道长度 ()实际输量(m3/d)跨河次数穿河次数1王窑区3616702712王南区1895053坪桥区201780234侯市区28244575杏河区1924001826杏北区5124237张渠区172170158高桥区312.1 430129招安区525.0 64051310吴堡区150011集输大队105900366合 计16215122我厂原油集输管道绝大部分位于“四河三库”的环境敏感区，大多管线均沿公路伴河铺设，一旦发生管道泄漏，易造成较大的水源环境污染，影响延安市民饮用水安全。造成严重的社会负面影响。随着安塞油田开发时间的延长，部分集输

4、管网已经达到或超过15年的设计寿命，腐蚀老化严重。管线在初期建设过程中，存在部分防腐层损伤、管带未设计支架等缺陷。同时安塞油田地处湿陷性黄土，雨季塌方、滑坡地质灾害多。陕北自然环境恶劣：暴风雪天气、汛期强雷雨天气、持续阴雨天气增加，灾害性自然环境对生产设施影响重大。这些都是管道安全运行的不利因素。强化长输管道安全环保隐患治理，对于确保安塞油田长输管道安全运行，确保油田生产安全平稳运行，为我厂创建国家环境友好企业，实现油田安全发展、清洁发展具有重要的意义。我厂从强化长输管道安全隐患治理、加强安全运行管理、建立管线预警信息系统等方面开展了有效的工作，为预防、治理、消减集输管道泄漏隐患，确保管道安全

5、平稳运行提供了保障。2、安塞油田强化集输管道隐患治理的主要做法2.1、加强管道隐患维护改造随着油田开发时间的延长，部分集输管线使用时间接近设计寿命，部分管线由于塌方、雨水冲刷造成管线发生悬空、弯曲，存在泄漏风险，及时这些管线、管桥进行治理，更换老化腐蚀管线，对塌方架空管线进行改向等治理措施，是有效消减管线泄漏风险，保障油田正常生产的基础。开展王窑库区综合治理根据延安市城区饮用水源保护区王窑水库环境保护管理办法等有关规定的要求，我厂于2006年开展了王窑库区综合治理工程，将我厂全部生产生活设施全部迁离一级水源保护区，迁建侯市集中处理站，扩建杏河集油站，改造各类管线39条，总长，其中迁建集中处理站

6、侯市区输油干线配套更换或改向14条，使用10年以上的5个站点的外输管线不再经过一级水源保护区。并将原分布于杏子河主河道上、沿途共有10处跨越的两条114×4杏-侯管线改向沿山敷设，减少沿河长度17km；将沿杏子河敷设的31km张-侯管线改为张-杏管线，并将管线改向从山背后敷设，减少管线沿河长度14km。实施敏感区域隐患治理对敏感区域内管线采用优化治理与防范相结合的方式，依据腐蚀程度及风险程度大小进行分类，本着“合理利用资源、总体设计规划”的原则，在充分利用现有资源、减少投资的前提下，按照先急后缓顺序分批对处于敏感区域内的管桥、输油管线、输气管线统一规划，逐步实现管线管理从防范向受控状

7、态转变。对位于敏感区腐蚀老化的管线、管桥进行整体优化改造，尽量减少管线跨河次数；对由于塌方使管线处于悬空、或管桥严重变形的管线进行更换回填土方；对新建管线尽量避开一级水源保护区，无法避开的含水油输油管线建议采用双金属复合管，做好管线保护工作。2006年以来针对长尾河、中山川流域管线、管桥整体老化腐蚀严重，对库区环保隐患比较大的情况，开展了整体综合治理。2005-2006年开始对中山川流域使用11年以上的坪四转坪桥集输队、坪六转坪桥集输队、坪五转坪桥集输队、坪一转集输队等四条外输管线进行更换，累计更换18km。2006-2007年对中山川河道及上游支流使用10年以上的坪四点、坪四转、坪十二转等8

8、座管桥进行了更换。目前已全部完工，有效解决了中山川流域老化腐蚀管线、管桥可能造成的腐蚀泄漏隐患。2002-2003年对长尾河流域使用10年以上的腐蚀老化管线进行更换，开始是对腐蚀老化严重的部分管段进行更换，2002年更换8条管线，2003年更换6条管线。2007年对使用15年以上老化腐蚀管线进行整体更换，包括前期未整体更换完管线进行补充更换，共完成王二转王窑集输队，王四转王窑集输队等8条老化腐蚀外输管线进行整体更换。同时对使用15年以上的王二转管桥、王三转管桥等8座腐蚀老化管桥进行了更换。目前已基本完工，有效解决了长尾河流域老化腐蚀管线、管桥可能造成的腐蚀泄漏隐患。图2 长尾河流域管线、管桥治

9、理示意图图3 中山川流域管线、管桥治理示意图油气长输管道建成投运后，对管道运行状态的检测和发生泄漏事故的预防已成为各油田生产管理最为关心的问题。最初只是运行参数和动态的跟踪，例行的维护、加固，出现问题采取应急方案处理。随着人们环保意识的增强和油田开发清洁生产的需要，急需准确及时检测管线动态，及早预测可能发生的事故，采取针对性的维护措施，将泄漏事故消除于萌芽状态。在此条件下，有关的专业公司积极开展埋地管线腐蚀探测技术研究，从探知管线位置、腐蚀状况、管线缺陷等方面着手，研发应用各类探测仪器，取得了一定效果。目前的长输管道腐蚀检测主要有管道位置、走向、埋深检测，管道外防腐层检测，管体腐蚀状况检测等几

10、个方面。在管道防腐层综合评价方面，开发了管道外防腐层绝缘电阻值评价软件、阴极保护效果评价软件等软件。在管道腐蚀评价方面，我国在安全评定和寿命预测方面取得了大批研究成果，颁布了国标GB/T19624含缺陷压力容器安全评定和行业标准SY/T6477-2000含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法。为了研究适合安塞油田的管道腐蚀检测技术，优选管道腐蚀评价方法，研究管道使用寿命和检测周期，我厂于2007年开展了管道腐蚀检测技术研究与应用项目。通过前期技术调研，确定主要采用多频管中电流法（PCM）对管道外防腐层质量状况和破损点进行检测，采用超声波测厚仪对管体壁厚进行检测，采用磁粉、射线等方法对焊缝缺陷进行检

11、测，采用超声导波技术对管桥进行测量。在腐蚀严重部位进行土壤电阻率和杂散电流等腐蚀环境检测。在检测管线选择上，对高含硫化氢的长2区块含水原油管道，不含硫化氢的长6区块含水原油管道，以及纯油管道三类，按照5-10年，10-15年，大于15年等不同使用年限，优选14条具有代表性的输油管线进行腐蚀检测，研究不同类型管道的内腐蚀规律。表2 管道防腐检测数据统计表序号管线名称年限管径(mm)含水(%)输压(Mpa)介质层位防腐层质量防腐层破损点土壤腐蚀速率腐蚀状况1坪桥东营线11159长6较好13/km轻微2郭秀玲站外输6159长6差4/km锈蚀3贺一转外输管线789长2较好1/km锈蚀4谭一转外输管线7

12、89长2好1/km轻微5招一转外输管线789长2 差5/km轻微6张三转外输管线9114长2较好7/km轻微7张五转外输管线8114长2差4/km锈蚀8杏二转外输管线1389长6差2/km轻微9王二倒外输管线1089长6较好3/km严重10王二转外输管线18114长6较好3/km锈蚀11坪二转外输管线13114长6差5/km轻微12王十五转外输789长6差1/km轻微13坪五转外输管线1289长6一般7/km锈蚀通过检测发现土壤物性、施工质量是导致管道外腐蚀主要因素。从检测数据看在坪桥、王南等区域发现管道沿途的土壤具有很强的腐蚀性；在杂散电流监测过程中发现坪桥集输站至东营站外输管线发现有轻微的

13、间歇性动态杂散电流，招一转至王窑集输站管线具有脉冲性杂散电流，导致该处管道外腐蚀比较严重。根据管道腐蚀评价坪桥集输站至东营站外输管线平均腐蚀速率为/a，具有较强的腐蚀性，部分管段的剩余寿命仅为2年，急需对腐蚀严重管段进行更换，张五转外输等管线剩余寿命为10年左右，只需要对防腐层进行维护。安装管线泄漏报警装置输油管道是油田生产的生命线,自然破损或人为破坏等因素都会造成管线穿孔。由于无法及时发现，不仅会导致油品外泄、环境污染等一系列不良后果，而且抢险还须动用大量人力、物力、财力，经济损失很大。单靠增加人力、加强巡线力度，虽然能起到一定作用，但无疑是盲目和被动的。如果采用先进的技术手段对管线实行有效

14、的实时在线监测，在极短的时间内准确地判断泄漏发生并确定泄漏位置，则能够将损失减小到最低程度。“Saker输油管道泄漏报警及定位系统”主要采用 “负压波法”，并与“输量平衡法”相结合。“负压波法”根据流体力学原理，原油在管道中输送是有一定压力的，且按一定规律递减。当首、末两站间输油管段内某一点发生泄漏时，泄漏点原油压力突然降低所产生的负压力波会以泄漏点为基点通过介质在管道中向两端传播。这种压力波被分别设在管道起点和末点的压力变送器和流量计捕获。随泄漏位置的不同，两端变送器响应的时间差也不同，因此可以计算出泄漏点位置。“管道输量平衡法”根据质量守恒定理，同一期间流进和流出管道的油品的质量应当相等。

15、在管道两端安装流量计，实时监测比对两端流量，可以判断有无泄漏发生。图4 负压波传递示意图图1 压力波传递示意图但在实际生产中，引起管道中原油压力变化的因素很多，如提高或降低排量、倒罐、倒流程、加压泵的抖动等都会造成管道中压力的变化。它们会误导和干扰对真正泄漏压力波的识别。鉴于上述原因，并根据我们的实践经验，认为：采用 “自动报警定位+人工核实”的模式是比较切合实际的。以长庆油田输油二处的靖-马线的华-曲段为例，安装管道泄漏报警及定位系统前连续1-2个月丢油严重，几乎每天损失100-200吨。安装管道泄漏报警及定位系统后，2003年10月1日凌晨4：30成功报警，并由当晚的值班工人操作准确定位，

16、果断通知了护线队。护线队反应迅速，从泄漏发生到护线队赶到盗油现场，总共不到5分钟时间，不法分子丢下作案工具仓惶而逃。不但极大地减少了损失，而且连续两次成功报警和定位，给不法分子极大的震慑，此后长期没有发生盗油案件。图5 华-曲段管线泄露报警监测曲线我厂目前已经对9条净化油外输输管道全部安装管线泄漏报警装置，计划在5条集输干线增加安装泄漏报警装置，利用已建网络通讯，对管线实行实时监控，一旦管线泄漏立即报警，并准确定位。目前9套管道泄漏报警装置运行正常，尚未发生管道泄漏事故，每3个月定期开展管道泄漏报警装置调试工作。以 2007年10月3日对侯市集输站管道泄漏报警装置测试为例，9点22分打开侯市联

17、合站新159外输阀门4扣，开启时间为20s，侯市集输站在接到侯市联合站通知11s后，管道泄漏报警装置发生报警，经人工核实定位，泄漏位置距侯市集输站，为侯市联合站位置。建立管线预警系统油气管道建成投运后，各国都采用不同的监测管理方式对管道泄漏事故进行管理和预防，并作了大量的试验研究工作，各国油田采取不同的方式建设了管线预警信息系统，系统通常建立在地理信息系统(GlS）平台之上。通过准确及时监测管线动态，进行管线安全预警，将泄漏事故影响最小化。管线预警信息系统是以管线的空间信息和属性信息为核心，结合管线泄漏报警装置，利用计算机技术和信息可视化技术对管线进行综合管理的系统。将各种管线、及相关设施、设

18、备的分布，在空间信息系统中反映出来，满足管理的要求；通过进行各种统计分析和空间分析对各种可能发生的事故进行预警，为事故处理提供决策支持。我厂王窑水库及影响库区水源的杏子河、长尾河等流域干、支流水域的范围内分布着约有841公里的油水管线，水源保护区内的管线、井场、站库等油田设施与水源关系极为复杂，管线沿河、跨河多，加之地形复杂多变，很大一部分管线处于山体滑坡、沟壑洪水冲刷等危险地带，一旦管线发生泄漏或断裂，对王窑水源保护区的影响颇为严重。因此开发一套水源保护区管线预警信息系统就显得极为必要。2007年10月我厂开始对王窑水库水源保护区范围内地形、地貌、油水井、管线、站库、井场、应急库等地理信息的

19、属性数据和空间数据进行普测、采集，同时构建一套精准、全面、统一的地理信息数据库。基于数据库对管线进行危险点评估和分级研究， 结合现场勘查，提出重点管线泄漏报警装置安装建议方案并实施；开发出一套基于油田GIS的水源保护区管线预警信息软件系统，该系统与管线泄露报警装置对接，实现在泄漏报警装置报警后能够快速准确定位管线，并对突发事件进行评估，提供精准信息辅助制定应急对策，缩短事故处理时间，减少不必要的损失。图6 水源保护区管线预警信息系统建设示意图在油田集输管道中，输油管道由于输油量大、输油压力高、管线距离长，存在较大的安全环保隐患。据统计在管道泄漏引起环境污染的事故中，绝大部分是油田站点之间的输油

20、管道。加强输油管道的安全运行管理，对于及时发现管道安全隐患和泄漏事故，采取治理措施，降低环境污染事故具有重要的意义。加强长输管道运行管理。根据管线管输量及长度、管线流经区域的风险程度、管线使用的年限和输油介质的腐蚀性能，将管线按安全风险程度划分为A、B、C三级：A级管线，净化油管道或日输量大于1000 m3的含水原油管道，或处于水库上游，穿、跨越河流或人口密集村庄，风险程度高的管线，共有14条；B级管线，除A级管线外所有站点之间的外输管线，共有148条；C级管线：所有井组、单井集油管线，共1706条。对管线分级后分别对各级管线的日常巡护、重点部位监控、人力资源配置和技术保障等方面的管理给予加强

21、。日常巡查管理：a、A级管线厂生产指挥中心、作业区（集输大队）通过网络监控平台对管线运行状态、生产参数进行实时监控；b、A级管线作业区（大队）每月巡回检查不少于2次；B级管线作业区（大队）每月巡回检查不少于1次，并将检查结果报厂生产运行科；c、A级管线井区（队）成立专职巡线班，每日巡线一次；B级管线井区（队）每月巡回检查不少于10次；C级管线井区（队）每月巡回检查不少于5次。d、A、B级管线在汛期必须加大河流穿跨越及环境敏感区域内管线的排查力度，步行沿线查勘，对管线周围洪水冲刷的小沟渠及时回填，大的塌方威胁到管线安全或导致管线变形必须第一时间上报上级部门并安排专人蹲点监控，由厂生产运行科安排相

22、关单位完成管线的维护工作。输油站点监控管理：a、制定合理的输油制度，上下游站点尽量错开输油时间，确保流量平稳。严格遵守输油制度，必须在作业区（大队）生产运行组统一安排下进行输油；b、输油过程中，发现管压、流量突变应及时查明原因并向生产运行组汇报；c、各单位每2小时与生产运行组联系一次，汇报外输管线运行参数；管线首末站当班员工每小时录取输油参数一次，并建立联系记录；d、间歇输油必须由生产运行组统一指挥下进行。冬季停输时间一般不允许超过2个小时。人力资源配置管理a、A级管线设管理班长兼技术员1人、巡线员2人。全面负责管线巡查、维护、保养工作，巡线人员与作业区、大队签定保障管线安全运行责任合同书，将责任明确到人。b、A级管线对应上下游输油岗岗位长应具备四年以上相关专业工作经验，熟悉油田公司各项安全、生产管理制度，有较强的组织管理能力和协调沟通能力；岗位操作人员应具有相关专业3年以上工作经验，必须熟练掌握工艺流程、设施设备的操作规程，具有良好的风险识别、应急处置能力。c、B级管线对应上下游输油岗岗位长应具备3年以上相关专业工作经验，熟悉油田公司各项安全、生产管理制度，有较强的组织管理能力和协调沟通能力；岗位操作人员应具有相关专业2年以上工作经验，必须熟练掌握工艺流程、设施设备的操作规程，具有较好的风险识别、应急处置能力。技术保障a、对全厂A级管线全部安