油气集输管网维护探讨

油气集输管网维护探讨

赵 明 朱瑞征

长庆油田分公司第一采油厂杏河集输大队，陕西 延安 716000

摘要：油田集输管网系统结构复杂，管线总体长度极大，制造成本昂贵，同时许多管下采用地下敷设的方式，故障具有一定的隐蔽性维修难度高、成本大，因此需要加强对管网系统的维护保障工作，降低管网运行中的故障率，从而在确保油田运行稳定性与持续性的同时，也降低了油田的生产运行成本。

关键词：油气集输管网系统优化实施技术

1 油气集输管网维护与优化的意义

在油田所有生产工艺体系中，集输管网系统是其中最为重要，也是规模最为庞大的组成部分之一，根据不完全数据显示，在目前油田基础建设投资成本中，管网系统总成本超过70%。加强对集输管网系统维护和优化，可有效控制油田企业运行成本，也可以保障油田生产的持续性，目前我国油气技术工程发展十分迅速，开采规模以及开采深度不断增加，管网系统也需要承担更大的输送负荷，管线鼓掌概率也相应提高，增加了企业运行成本，加强管线维护工作，可以降低管线鼓掌概率，进一步的优化企业成本。

2 优化油气集输管网系统实施技术的措施

2.1 清理油气集输的作业带

首先在油气管网系统正式投产使用前，应与当地政府土地管理部门进行征地手续的交接工作，并对管线区域内存在的树林、植被、建筑物、耕地等情况进行详细的位置记录，从而制定重点维护区域，最大限度降低管线出现穿孔、断裂等事故时对区域内植被以及建筑带来的破坏。

2.2 修筑施工便道

为了方便施工开始后人员、物料以及设备的移动，应在施工开始前，在施工区域内修建便道，与运输通道间相连接的施工区域内修建便道。便道应宽敞平整，并具备足够的承压能力，确保可以让大型设备以及车辆顺利的通过，也方便了物资在施工区域内的转移。便道修建的最终位置以及标准，应由工程承建单位以及承包商等进行共同商讨制定，在制定前应对施工现场进行认定。

2.3 焊接油气集输管道

油气集输管线多为长输管线，需要通过焊接的方式连接多根管道，实现长距离的油气输送任务。焊接开始前应对现场状况进行详细的调查，分析最佳的焊接施工方式以及施工的风险点，对施工中可能产生的各类风险制定相应的应对方案。建设单位与施工单位之间做好对接以及现场认定工作，并由施工单位出具最终的施工方案供建设单位进行认证。目前油气管网主要分为钢管和以聚乙烯材料为主的复合材料管线，不同材质管线有着不同的焊接方法以及施工方式。

2.3.1钢管焊接

钢管焊接采用直接焊接的方式进行连接，钢管焊接应选择具备焊接技术资历的人员进行，施工开始前应对施工人员操作资料进行严格审查，确保施工人员技术水平符合施工的实际需求。在焊接过程中应对焊缝进行检查，确保焊缝平整、焊渣少杜绝漏焊的可能性。雨雪天气应暂停施工，确保整体的焊接质量。

2.3.2焊接油气集输PE管道

PE管道的焊接应根据管道的实际材质，制定相应的环境、温度以及管道的清洁度要求。焊接开始前首先对管线继续细致的清理，确保管线表面光滑平整无杂物，随后对现场风速进行测量，在风力超过5级时应及时采取防风措施后在进行作业。不同口径的PE管道焊接方式也存在极大的差异，管径小于9cm的管线应使用电容连接处理的方式，管径大于9cm时应采用热熔连接的方式。在需要钢管与PE管混合连接的施工中，应在PE管线安装塑钢接头后，通过焊接的方式将接头与钢管继续连接，并对连接的金属部分做好防腐处理。

2.4 防腐处理

油气管网一般深埋地下，管线长期处于高温、高压、潮湿的易腐蚀状态下。硫化氢是造成管线腐蚀的重要因素之一，根据不完全数据统计显示，我国油田原油每110吨中含有860mg硫化氢，每4800m3天然气中含有860mg硫化氢，因此如需要通过必要的技术手段降低硫化氢对管线存在的腐蚀作用。一般选择在井口和分离器位置加入的除硫气的方式进行，根据实验结果发现在加入一定量的除硫剂后，结果显示此时每单位的H2S含量不足30mg，随着药剂剂量的加大，原油溢出吸附剂的能力会随之减弱，相应的H2S中和能力也会随之弱化。在井口和分离器位置添加药剂，均能使硫化氢吸收剂起到有效减少H2S含量的作用，使储油罐中H2S浓度快速下降。

3 油气集输管网维护管理系统优化简化的有关建议

3.1 加强应急能力

针对事故罐需要完善液位监控系统来确保其安全性，并加装警报装置，在事故罐出现异常时能够及时通报解决。同时为了进一步改进事故罐运作模式，需要对事故罐进行动态化监控和科学调整，保证事故罐能够自动实现系统切换，对启停控制系统进行有效把控，确保系统运作的科学稳定，促进油气生产的稳定进行。除此之外，还要在增压撬前部设计油井组量装置，改善事故罐单量功能性，实现增压装置应急能力的有效加强。应急能力的提高需要通过有关的技术与设备功能进行，特别是启停控制系统，该系统性能的改进是加强整体应急能力的核心，需要重点进行性能优化。

3.2 老油气数字化管理的升级

通过一定的技术手段和参数优化来改进集输系统工艺，工艺设施简化配套数字化建设，构建科学的作业区并根据有关的规范标准对流程进行管理，取消集输大队，进一步提高老油区的数字化自动化水平，使其能够高效运作高效生产。其一，单井计量通过功图计量法进行计量，关闭计量或其他单量设施；其二，科学规划井站的位置和电站使用寿命等，结合这些条件对其进行优化和改进，将井组回压较低的站点免除增压过程，只留下加热过程。针对一些集油半径在 3km 以内或井组回压不足 2.5MPa 的站点进行整合；其三，对于建设已有多年的站点，其内部设施已经腐蚀或老化较为严重，因此不可以连续输液，这类老旧油气运行效率不足，开发潜力不足，解转换站为撬装增压集成系统为宜。老油气数字化管理的升级与优化也对人员岗位结构进行了调整，对于人力资源的利用率有了进一步提高，用人比相较于升级前有了明显降低，单井用人比在升级后也有了显著优化，这对于提高老油气开发来说具有明显作用。

3.3 提高油气生产设备的自动化水平

选择自动化水平较高的油气设备，如智能稳流配水装置和数字化收油机等，能够有效减少人员工作强度，并提高生产效率。当下很多驻站人员的工作环节中，阀门开关和设备操作等为主要部分，而这些内容人为操作进行不仅工作强度较大，而且也可能存在来自操作方面的人为因素影响设备运行状况，如气液分离器的排放量较大，在温度较低的动机，一些气液分离器需要3个小时左右进行一次人工操作排液。提高油气生产设备的自动化水平能够提高生产过程的自动化数字化水平，降低人员工作强度的同时也提高运作稳定性。

3.4 合理应用数字化配套技术

其一，小气量站点数字化优化。小气量站点可能会出现加温难度较大等现象，针对这类现象和问题，可以采用弱化前端分散加热模式，或强化后端，利用集中化的模式实施加温处理，之后经过电磁加热和数字化井口降回压撬技术对其进行运行过程的有效改进；其二，大气量站点的数字化优化技术。一些老油气的技术优化通常都会采用油气维护与技术选择结合的形式，而且结合过程也要考虑到安全因素，才能保证数字化技术的应用成效，提高应用广度；其三，防垢消垢的结合。防垢消垢的结合需要改进系统网络，主要有站点防垢网和前端经井网，还要加强结垢预防力度。同时，前端位置也要加装结垢设备，能够有效改善数字化撬结垢问题，保证系统的稳定运作；其四，提高集输系统工艺优化简化效力。合理优化人员配置、站点数量、设备布设等，提高生产过程的安全性，规避安全因素的形成，通过关、停、转等方法简化老油区，实现提高运作效率降低成本投入，也实现集输系统工艺的优化简化。

结束语

通过试验还证实了喷淋方式是当下添加除硫剂的最佳化学防治方式，此外该方式施工工艺简单，对施工风险较小，操作人员只要操作得当，不存在威胁健康以及生命的风险点，综合成本也相对较低。

参考文献：

[1]梁永图,张浩然,马晶等.油气田集输管网系统优化研究进展[J].油气储运,2016,17(7):685.690.