油田注水管网危险性分析及防控措施

任晓辉

(中国石化胜利油田安全环保质量督查中心，山东东营 257000)

随着油田生产管网的老化，管线穿孔频繁，形成了许多潜在的安全隐患，其中高压注水管线穿孔危害最具代表性，带来的后果也最严重。因此，必须强化注水管网的安全监管，采取有针对性的防控措施，有效降低注水管网风险。

1 注水管网危险性分析

1.1 本体危险性分析

a) 高压。目前，油田注水管网泵压平均在10 MPa以上，部分泵压高达30 MPa以上。在高压的环境下输送介质，容易发生管线穿孔、甚至爆裂的事件，尤其在管线焊口处、附件(压力表、放压阀)接头处等应力相对脆弱的部位[1]。

b) 高温。由于地层开发需要，油田注水的温度一般都在70 ℃以上，一旦发生泄漏，员工存在被突然喷出的高温热水烫伤的风险。

c) 腐蚀性。地层水矿化度高，在输送过程中加剧了对金属管壁的腐蚀，容易发生穿孔事故。造成油田注水井管线发生腐蚀的因素很多，主要包括油田注水中高矿化度的杂质离子引起的电化学腐蚀、溶解氧引起的氧腐蚀、二氧化碳引起的酸性腐蚀和硫酸盐还原菌(SRB)引起的硫化氢腐蚀[2]。

1.2 危险部位分析

就注水管线实际运行来说，管线的不同部位发生穿孔的概率不同，易发生穿孔的部位主要集中在：①管线焊口处，由于焊接质量问题造成穿孔；②管线弯头处，由于流体变向冲刷造成穿孔；③管线底部，由于携带少量细砂的磨损、冲刷，造成底部穿孔；④管线附件(丝扣头、压力表、闸门等)穿孔、断裂、手轮飞出等；⑤使用时限长的管线，由于长时间冲刷，腐蚀，导致本体壁薄发生穿孔。

1.3 管理难点分析

a) 使用时限长，老化严重。以某采油厂为例，全厂注水支干线222条，长198.6 km，使用年限小于5年的52.1 km，占总长度的26.2%；5～10年的70.1 km，占总长度的35.3%；大于10年的76.4 km，占总长度的38.5%。单井注水管线总长456.3 km，使用年限小于5年的198.8 km，占总长度的43.6%；5～10年的132.5 km，占总长度的29%；大于10年的125 km占总长度的27.4%。

b) 先进监测技术应用程度低，预判困难。注水管网发生泄漏、爆裂难以预测，对周围操作的人员带来潜在危险。但目前先进的监测技术在注水管网的安全管理方面应用程度低，大多通过观察压力、外观检查来发现存在的隐患，管理难度较大。

2 风险防控措施

2.1 安装过程安全管理及防控

a) 设计阶段风险防控措施:①注水管网重大施工项目由有设计资质的设计部门按规范出设计图纸；②设计选择合适的路线：居民区、道路、水系等敏感区域应采取有针对性长远性的保护措施，确保未来施工及运行的长效性和可行性，如管廊带、高等级防腐措施、高规格管道、备用管线、套管保护、设立警示标志等设计；③根据输送介质的流速、压力、温度和性质确定材质的压力等级、防腐方式等,居民区、人行道、绿化带等敏感区域的注水管网，以及注水站、配水间内取样阀、放空阀、压力表接头等薄弱环节，设计时提高压力等级；④涉及地面工程的相关部门(单位)对设计图纸进行会审，一致通过后再转入实施阶段，否则重新设计。

b) 开工建设阶段风险防控措施:①施工队伍具有相应施工资质，必须具有适应压力管道安装需要的质量体系，具有所申请范围内压力管道的安装业绩和安装能力；②钢管、管件、阀门按设计规定的型号、规格及技术参数定货；③材料到货时要按供货合同及出厂质量证明书进行验收。设备、材料入场，向监理部门报验，报验合格后方可使用；④业务部门牵头组织基建工程、安全、监理等相关部门进行开工验收，资质、现场条件不符合有关要求不予开工。

c) 竣工验收阶段风险防控措施:①管道投产前进行清扫及强度和严密性实验；②业务部门牵头组织基建工程、安全、监理等相关部门进行竣工验收。

2.2 使用过程安全管理及防控

a) 教育培训。形成安全培训教育制度，定期组织员工集中学习相关规章制度和操作规程，日常利用班前会、安全提示等形式对存在的注水管网风险进行识别和分析[3]。

b) 巡回检查。密切关注配水间水表读数及干线压力，如发现异常，立刻查找原因。加强对隐患管线的巡回检查频次，尽快整改消除。配水间闸门、控制阀出现渗漏、关不严现象立即更换。配水间内操作应注意：①配水间内操作、维护时，一人操作，一人监护。开关闸门严格遵守操作规程，缓慢开关，侧身操作；巡检、操作结束后，及时离开，尽量缩短逗留时间。②配水间流程操作维修保养时严格实行“先泄压，后修保”的原则，且人体不可正对所修保的零部件可能脱落、顶出的方向。③配水间门窗向外开启，确保紧急情况时逃生通道通畅。④严禁无关人员进入配水间，禁止冬季在配水间内取暖。

c) 安全警示。对位于生活区、办公区、学校附近、人员密集区等地方的管线采取管线加装套管、管线两侧建造防刺墙、管线上方设立醒目标志等安全措施。隐患管线上方位置要设立高度超过1 m的安全警示标志，强化识别。采取送达“安全隐患告知函”等方式对隐患周围居民开展定期风险告知。

d) 定期检测。开展定期检测工作时应注意：①注水流程和管线按期进行管线壁厚检测。②重点加强易腐蚀部位的检测，并绘制检测点位图，采用合理的方式进行检测。③测厚前必须截断压力并放空，确保测厚人员安全。④配水间建立管理档案，记录管线、阀门、压力表更换、维修情况，记录穿孔维修情况，并定期组织风险分析。管线检测情况建立档案，内容包括配水间名称、管线规格、投入使用时间、检测日期、检测点位图、检测数据、检测结论等。⑤管线检测结果，壁厚小于安全壁厚最小值的，要视情况对管线进行整体或局部更换；流程或金属附件如有渗漏现象，要对管线或附件进行整体或局部更换；检测合格的管线，也应采用科学性路径进行维护[4]。

e) 隐患排查治理。按照安全隐患分级管理的原则，建议按照注水管网的穿孔频次及设施设备使用年限、使用地点建议对隐患分A、B、C三级，A级隐患：管线穿孔频次≥5次/月的注水干线及生产8年以上的配水间隐患；管线穿孔频次≥10次/月单井管线隐患;5 m之内被建筑物占压的注水管线隐患；生活区、办公区、学校附近、人员密集区的配水间、注水管线、井口等隐患。B级隐患：管线穿孔频次2～5次/月的注水干线及投产年限5-8年配水间隐患；管线穿孔频次5～10次/月单井管线隐患；5～10 m之内有建筑物占压的注水管线隐患。C级隐患：管线穿孔频次≤2次/月的注水干线及投产年限≤5年配水间隐患；管线穿孔频次≤5次/月单井管线隐患。A级隐患由采油厂负责整改消除，B级隐患由管理区负责整改消除，C级隐患由班站负责整改消除。

3 监测技术应用

a) 输差检漏法。输差检漏法是根据管线的始端输入量等于管线的终端输出量的原理。在生产过程中，管线进出口瞬时流量往往是变化的，影响的原因有以下因素：如管线内介质具有压缩性；温度的影响；流量计的计量误差等。但在正常情况下，以上几个因素产生的影响是相对稳定的。如果出现这种稳定状态被破坏，就可以基本断定管线在运行过程中有异常发生。

b) 负压波法。按照流体力学理论，管网出现泄漏异常时，管道内外的压差，泄漏处产生压力变化，即负压波，负压波按照一定的波速沿泄漏点向两端传播，可以根据两个端点采集到的压力变化的时间差，来初步判断泄漏点的大体位置。

c) 电位差法。在管线下方一定深度铺设裸露低压线路，自身线路有阻值R1，如有渗漏，线路经液体浸湿，阻值会发生波动R2，并通过电阻的波动值R，确定泄漏点。此方法需考虑地质条件、土壤情况、天气情况会给检测结果带来影响。

d) 示踪剂造影法。在管线内充满水，保持一定低压，将示踪剂注入管网，从而形成整条管线的造影。

e) 摄像法。将管线清空后，在管线入口放入移动摄像机，拍摄管线内部腐蚀情况。此方法投入较高，能及时发现管线内部腐蚀情况。

4 结语

油田注水管网的安全管理与风险管控是一项长期的、复杂的工作，需要各级人员严格落实责任，加强安全管理，并积极采取高科技手段提高本质安全化水平，减少直至杜绝注水管网穿孔事故的发生。