淺析油氣長輸管道報廢處置技術要求

羅 揚 王文友 楊 林 李 競 張茂林 諶貴宇

1. 中國石油工程建設有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;2. 國家石油天然氣管網集團有限公司西氣東輸分公司, 上海 200120

0 前言

截至2020年,國內油氣長輸管道建設總里程已超130 000 km,原油管道、成品油管道、天然氣管道總長分別超過28 000 km、22 000 km、70 000 km。國內第一批油氣長輸管道建設高峰期建設的“老八三”管線投產至今已40余年,第二批油氣長輸管道建設高峰期建設的“西氣東輸”系統管線投產至今已20余年。通常油氣長輸管道的設計壽命為30年,當管道不滿足安全生產運行要求時,國內將面臨大批量油氣長輸管道的停運[1]。同時隨著經濟的快速發展,城市規劃區范圍越來越大,城市建設范圍越來越廣,部分已建油氣長輸管道不可避免地進入規劃區或形成新高后果區。為減少對城市發展建設的影響,避免高后果區對公眾安全形成潛在的威脅,須對已建管道進行遷改,舊管道也將面臨停運。停運廢棄的油氣長輸管道若不采取相應的處理措施,隨著時間的推移發生腐蝕而坍塌,將對周邊環境造成污染,對居民活動及地區建設形成潛在的威脅[2-3]。隨著國家新的安全法和環保法的陸續出臺,國家對安全、環保問題日益重視,為消除安全環保風險,針對停運廢棄的油氣長輸管道制定合法合規、經濟技術適用的報廢處置方式是非常必要的。

1 報廢處置方式選擇

西南地區某油氣管道工程于2012年投產運行,由于地方城市建設發展,部分管道形成Ⅱ級高后果區,對周邊人員活動形成潛在威脅;部分管道進入城市規劃的工業園區,影響地方城市建設發展,地方政府要求管道進行遷改。涉及遷改的原油管道約4 km,管徑D813 mm,材質X70,設計壓力15 MPa;涉及遷改的天然氣管道約35.5 km,管徑D1 016 mm,材質X80,設計壓力10 MPa。新管道投運后,舊管道停運廢棄,需進行報廢處置。根據舊管道所經區域周邊環境,對距離水源地較近及形成高后果區的4 km原油管道均進行清洗后注漿封存的處置方式;對天然氣管道進行分段處置,具有科研價值的2.5 km管段進行拆除,人煙稀少的10.35 km管段進行注干空氣封存,難以拆除的穿越管段(包括河流、公路、鐵路等)、人員活動較為頻繁的管段、位于高后果區、規劃區、環境敏感點的22.65 km管段進行分段注漿封存[4-7]。原油管道與天然氣管道停運報廢處置見圖1～2。

圖1 原油管道報廢處置示意圖Fig.1 Schematic diagram of scrap disposal sectionof crude oil pipeline

圖2 天然氣管道報廢處置示意圖Fig.2 Schematic diagram of scrap disposal sectionof natural gas pipeline

2 報廢處置技術要求

2.1 管道清洗

停運廢棄油氣長輸管道的報廢處置首先應進行管道殘留物清理,待殘留物清理完成后方可進行管道報廢處置,主要包括物理清理、化學清洗及殘留物濃度評估[8-9]等方面?？紤]天然氣管道和成品油管道的介質對環境影響較小,且較易清理,通常采用氮氣吹掃和清管器清理組合方式即可[10-11]。由于原油管道內存在固體或殘油,在進行物理清理后需進行多次化學清洗[12],通常采用多個刮削清管器間放置溶劑類碳氫化合物輔助清理,若仍然無法清理達標,則需在清管器間加入專業清洗劑進行配合清理,直至殘留物濃度評估達標。殘留物濃度評估采用內窺鏡從收發球兩端或根據現場需求隨機切管抽檢,各拍攝不少于100 m長度管段的錄像及照片,直至任一處管道內壁達到無油、無蠟、無附著物、見金屬本色后視為達標。產生的廢棄物主要為溶解原油后的清洗液、含油污水和固體油泥,應由具備資質的危廢處理單位負責收集、運輸及處理,處理過程及結果均應滿足相關法律法規要求。

該原油管道通過發球筒依次裝入5 m3清洗液(軟化及潤滑管道內結蠟等殘留物)、第一個直板清管器(3%過盈量)、管段清洗所需用量的清洗液(溶解管道內殘留物)、第二個直板清管器(5%過盈量)、與清洗液等量的清水、第三個直板清管器(5%過盈量),形成組合列車式清管器。利用壓縮空氣作為動力推動清管列車在管道內緩緩移動。收球端將污物排至油罐車內運送至指定地點處理,原油管道產生含油清洗污水約700 m3,使用專用清洗劑約350 m3。原油管道清洗原理見圖3,原油管道清洗作業流程見圖4。

圖3 原油管道清洗原理示意圖Fig.3 Schematic diagram of crude oil pipeline cleaning

圖4 原油管道清洗作業流程圖Fig.4 Flow chart of crude oil pipeline cleaning operation

2.2 管道拆除

由于停運廢棄管道已達到設計使用壽命,拆除后剩余利用價值不高且經濟性較差，因而管道拆除在停運廢棄管道報廢處置方式中采用較少。管道拆除需進行施工作業帶征地,部分地段需重新修筑施工便道,并開挖管溝至管道裸露,同時需拆除管溝內原有水工構筑物。而混凝土澆筑作為西南地區管道常用的水工保護方式,也導致部分地段管道無法拆除。在管道拆除后,需外購管道體積占用的土方量對管溝進行回填。同時,為防止雨水進入管溝形成徑流,進一步造成水土流失,需設置部分水工構筑物。管溝回填完畢后還需進行地貌恢復[13],故管道拆除的經濟代價較大[14]。同時，油氣長輸管道作為國有資產,管道拆除后需運至指定堆管場,進行資產報廢處置,資產報廢流程較為繁瑣。

考慮該西南地區天然氣管道運行年限不到10年,采用X80高鋼級管材,且國內近年管道焊口失效事件中X80管材出現頻率較高,故該天然氣管道本體、管道環焊縫具有較高的科研價值,因此對少量管道本體、少量環焊縫進行拆除作為科研用管?？蒲杏霉軕紫让鞔_需求的管材、焊口類型,其次根據竣工資料查找需求管段的位置,最后結合管道周邊道路依托情況,綜合考慮管道拆除的便利性進行管道拆除[15]。在管道拆除前需確認管道內氮氣置換完成,可燃氣體濃度滿足切割要求,拆除管段或焊口需進行外觀檢測并保存檢測結果,同時需對焊口進行射線和超聲波檢測并保存檢測結果,確?？蒲杏霉艿氖Ｓ嗬脙r值。拆除管段長度需考慮吊裝、運輸的便利性,同時應防止雨水進入管段造成腐蝕進而影響科研價值[16]。拆除管段應按要求進行信息標識,并建立檔案?？蒲泄芏蔚倪\輸和存放應符合新建管道運輸和存放的要求,同時應安排專人不定期巡查,并盡快運送至科研場所進行科研工作。

該天然氣管道根據科研需求,分5段對1.75 km舊管道進行集中拆除,分63處單點開挖拆除長度0.75 km,具體拆除明細見表1，拆除管段標識見圖5。

表1 科研用管拆除明細表

圖5 拆除管段標識示意圖Fig.5 Identification schematic diagram of dismantled pipe segment

2.3 管道封存

管道封存作為廢棄管道報廢處置最常用的方式,主要分為注干空氣封存和注漿封存兩種方式。

2.3.1 注干空氣封存

部分停運廢棄管道位于人煙稀少地段,管道拆除后利用價值不高且經濟性較差,管道注漿成本相對較高且必要性不大,故采取注氣體后封堵并就地廢棄的處理措施。所注氣體通常采用惰性氣體[17],但由于注氮泄漏可能造成人員窒息事故,為避免給周邊人員造成潛在威脅,故采取注干空氣封存。參照建成暫緩投運管道封存要求,保持管道內微正壓即可,通常注干空氣封存壓力為0.12 MPa.a[18]。注干空氣封存時在管道末端配備水露點分析儀,填充后排出氣體水露點值不高于0 ℃為合格。通常選擇場地平整開闊且地勢較低的一側作為注氣點,地勢較高的一側作為出氣點,兩側管端均焊接盲板或封頭,盲板或封頭材質基本與管道保持相同的腐蝕壽命。在地勢低點和高點分別開孔作為注氣孔和出氣孔,安裝壓力表,連接短節和閘閥。為減小封堵措施失效后雨水進入管道造成的生態環境影響,一般要求進行分段隔離封存,干空氣封存長度不超過2 km。

注干空氣封存流程主要包括:施工便道整修、確定干空氣注入點、注入點作業坑開挖、切割管段、封頭或盲板焊接、低點注氣孔和高點排氣孔開孔、壓力表開孔、壓力表和閥門安裝、注入系統連接、水露點檢測、作業坑回填、地貌恢復。

該天然氣管道分別對65段管道進行注入干空氣封存,注干空氣的管道長度為10.35 km,按照0.12 MPa(絕壓)進行干空氣封存,按1個標準大氣壓、5 ℃狀態計算,損耗系數取1.2,該段管道空管容積為8 309 m3,注入干空氣量為9 971 m3，注干空氣封存分段基本信息見表2。

表2 注干空氣封存分段基本信息表

2.3.2 注漿封存

注漿封存通常用于停運廢棄油管道及部分不適用于注干空氣封存的停運廢棄天然氣管道(難以拆除的穿越管段、人員活動較頻繁管段、位于高后果區、規劃區、環境敏感點的管段等)的報廢處置[19]。管道注漿封存應滿足填充率不小于95%,填充率通過管道填充度和結石率指標的控制進行保障,結石率不小于95%。漿液需在30 d內完全固化,且流動性較好便于泵注漿[20-22]。為保證漿液充滿注漿管段,選擇場地平整開闊且地勢較低的一側作為注漿點,地勢較高的一側作為出漿點,并在高點設置排氣孔。漿液的結石強度不宜過高,以減小城市建設的難度,同時也不應低于管道周圍土體的強度,避免形成塌陷,且填充材料應無毒、無害、無輻射。傳統用于注入巖土體、裂縫后與巖土體固結的漿液,強度高、抗滲性好、穩定性高,不適用于油氣長輸管道注漿封存的需求。油氣長輸管道注漿封存通常采用礦山采空后注入填充的膠固粉、粉煤灰、膨脹劑、水混合攪拌后的漿液。此類漿液流動性好,初凝時間達72 h,28 d強度為0.98 MPa,56 d強度為1.2 MPa,膨脹率為3%～5%,相對密度約1.5,結石率高,滿足油氣長輸管道的注漿要求。注漿材料取材較為方便,均為成品材料,且使用廣泛。充填漿液配比可參照表3,攪拌注漿時,加水量與漿液的比值(水漿比)推薦為0.6∶1。由于采購原材料可能存在性能差異,建議采用的漿液應按照上述相關要求提前進行試驗,確保漿液達到相關要求。

表3 充填漿液參數表

注漿封存流程主要包括:注漿分段及注漿點選擇、臨時設施準備、注漿前管道處理、管道注漿、清理現場。首先應根據交通依托、注漿場地、注漿長度及注漿高差等情況合理進行注漿分段及注漿點選擇；其次對場地進行平整,合理布置堆料場、設備堆放場地、儲漿池、注漿及排漿作業坑槽、搭建施工圍擋及臨時工棚等臨時設施[23]；再根據注漿管段的長度及高差,計算低點注漿壓力,注漿泵的揚程需求,進行管道封頭焊接,并在高點設置排氣孔；待準備工作就緒后,進行漿液的配置,連續不間斷進行管道注漿,直至管道漿液填充滿足要求。注漿過程中應采取相應的防滲措施,完畢后應及時清理現場,防止污染環境。注漿系統布置見圖6,注漿填充工藝流程見圖7。

圖6 注漿系統布置示意圖Fig.6 Layout diagram of grouting system

圖7 注漿填充工藝流程圖Fig.7 Flow chart of grouting process

該油氣管道根據實際情況,約22.65 km管道分44段進行注漿封存處理,管道容積為18 894 m3,考慮 1.2 倍的損耗系數,管道需消耗漿液22 673 m3。根據高差計算推薦采用TBW-850/5A型注漿泵,該泵額定排出壓力為5 MPa,額定流量850 L/min,具體注漿段長度、高差、壓力、時間、注漿量信息見表4。

表4 注漿段基本信息表

3 結論

停運廢棄油氣長輸管道的報廢處置并無固定的處理方式,應根據管道所在地周邊的人文環境、地方發展、地形地貌等綜合考慮,最大限度地減少對周邊環境的影響,降低對周邊城市建設發展的制約,消減對周邊公眾安全威脅,分段采取管道拆除、管道注干空氣封存、管道注漿封存等方式。響應國家新出臺的安全法和環保法,重視安全、環保問題,消除安全環保風險,針對停運廢棄的油氣長輸管道制定合法合規、經濟技術適用的報廢處置方案。