油田采输管道管理之策

胡春力

【摘 要】本文针对锦州采油区块管输管网存在的风险及原因，从技术管理方面采取风险管控措施，确保了油区管输安全运行。

【关键词】油田集输;管道管理;风险管控

一、前言

目前锦州采油厂在用各类管线1608.3公里，其中各类输油管线888.7公里，注水管线59.1公里，天然气管线191.7公里，污水管线339.6公里，注汽管线129.2公里。按照管线类别统计，其中Ⅱ类管道235公里，Ⅲ类管道1373公里。2017年Ⅱ类管道失效率为0.034次/（千米·年）。

二、管线存在的风险及产生原因

1、管线超期服役

按照标准，管道设计寿命宜为15年，该厂71%的管线超期服役，管壁变薄，入地处腐蚀，是造成管线泄漏的主要原因。

2、管线埋地标识不清

外委施工过程中，由于不清楚埋地管线具体位置，现场交底不严谨，加之施工过程中监督不到位，因施工方单斗挖掘、转地锚、打桩等造成管线泄漏事件频有发生。

3、管线着火爆炸

油气管线动火时，未按照要求进行切断上游阀门、吹扫、置换不彻底，是引发着火爆炸的主要原因。

4、管线承压强度减弱断裂

管线承压长时间运行，因腐蚀冲刷减薄严重，容易发生断裂或严重泄漏事故。

三、强化采输管线基础管理

为确保采输管线安全运行，积极强化管线系统管理措施：管线分级管理，加强管线巡检。全面排查摸底，建立健全台账。做好施工交底，减少人为因素。自主开挖检测，重点区域防腐。强化壁厚检测，做到及时更换。开展技术推广，减少管线数量。完善管理制度，细化考核内容。

1、管线分级管理，加强管线巡检。

按照《锦州采油厂油气水集输管线管理办法》要求，对集输管线实行分级管理制度，明确作业区、中心站、自然站的巡检范围及巡检周期，对巡检情况纳入量化考核。

2、全面排查摸底，建立健全台账。

以管道和站场完整性大调查为契机，再次排查摸底管线情况，建立健全管线台账，绘制管线流程示意图，核准管线投产时间，按照检测规定，分批次制定管线检测计划。

3、自主开挖检测，重点区域防腐。

对管线入地处等易腐蚀部位，定期挖开检查，采用涂抹黄油+外缠玻璃丝布+刷漆等措施防腐。

4、定期开展检测，做到及时更换：

按照在用管线检测标准，结合风险评估结果，定期对管线进行检测，并根据检测结果制定管线更换维护计划。厂家管线检测时要求属地单位管理人员必须全程跟踪检测过程，熟悉管线走向和腐蚀严重位置，重要拐点做好标记。

5、推广新技术，减少管线数量

近几年来在新井方案、老区调改项目实施时，大力推广自动化计量罐、单井计量器、平台集油阀组等新工艺，或是采用新井与老井合并进站等多种方式，从源头上减少后期管线防腐保温、补漏等维护性工作量。

6、做好施工交底，减少人为因素

（1）要求属地范围内，由机关及属地负责人提前勘查现场，做好危害因素识别，标注出管线位置，告知施工方施工注意事项，并派专人进行现场监督，玻璃钢及钢骨架复合管用人工挖沟探测的方式准确找到管线位置，避免施工过程中损坏管线。

（2）严格执行管线吹扫、置换管理。重点管线打开前制定好施工方案，吹扫、置换后，气体检测合格后方能施工。

7、完善管理制度，细化考核内容

根据采输系统实际情况，修订完善了管理规定和考核细则。明确了设计、施工、运行、检测等方面要求，做到规范化运行。杜绝了管理漏洞，杜绝了一系列违反规范、违反设计的情况发生。

四、防改结合效果明显

基础管理是为“防”，防患于未然在于“改”。防改结合已成为该厂日常管理的议事日程，通过投入人力、物力、财力组织探测检测管线460公里，并实施涂黄油+外缠玻璃丝布+刷漆等措施防腐1824處，管线更换59公里，减少单井管线铺设量25Km，高温高压施工严格按照设计规范组织施工，探伤、检测必须100%。自2017四季度至2018年底采输管线管理效果明显。

从表中看出：采输输管道总长度减少，因腐蚀穿孔次数显著下降，更换管线高于以往。

五、结论与建议

1、结论

强化油田采输管线管理不仅是安全及经济效益，更主要的是社会效益强。

2、建议

成立巡检分队：强化所有地上和地下管道巡检频次，尤其强化苇塘内管线巡检力度;细化埋地管线走向及位置图标。