加強(qiáng)油氣設(shè)施檢測(cè),保障安全高效運(yùn)行課件

1、加強(qiáng)油氣設(shè)施檢測(cè)，保障安全高效運(yùn)行（技術(shù)檢測(cè)中心）二零一五年二月目 錄中心2014年工作完成情況1 2015年工作思路2概 述 2014年中心共落實(shí)勝利油田分公司專項(xiàng)檢測(cè)任務(wù)31項(xiàng)。其中采油工程處安排的專項(xiàng)工作9項(xiàng)，分別是水質(zhì)檢測(cè)、稠油熱采注汽系統(tǒng)能耗評(píng)價(jià)、油田聯(lián)合站及原油損耗測(cè)試、井口水質(zhì)檢測(cè)、在用抽油桿質(zhì)量及適用性檢測(cè)評(píng)價(jià)、勝利油田電潛泵采油系統(tǒng)能耗測(cè)試與潛力評(píng)價(jià)等?，F(xiàn)對(duì)其中部分工作完成情況進(jìn)行分析說明。中心2014年工作完成情況1.1回注水水質(zhì)現(xiàn)狀及改進(jìn)措施分析 通過多項(xiàng)水質(zhì)檢測(cè)措施的實(shí)施，分公司水質(zhì)管理工作已進(jìn)入正?；廨斘鬯C合達(dá)標(biāo)率逐年上升，綜合達(dá)標(biāo)率由2005年的72.5%到2

2、014年的91.0%。中心2014年工作完成情況 單項(xiàng)指標(biāo)來看，含油量、懸浮固體含量、SRB菌達(dá)標(biāo)率呈現(xiàn)逐漸上升的趨勢(shì)，而平均腐蝕率也扭轉(zhuǎn)了近年來下降的趨勢(shì)，2014年比去年提高了1.9個(gè)百分點(diǎn)。單項(xiàng)指標(biāo)單項(xiàng)指標(biāo)達(dá)標(biāo)率率（）2011201220132014含油量88.8 87.9 90.6 92.9懸浮固體含量88.5 92.7 92.8 94.1SRB菌含量81.2 81.7 81.8 86.1平均腐蝕率93.5 93.0 92.3 94.22011-2014年單項(xiàng)指標(biāo)達(dá)標(biāo)率統(tǒng)計(jì)表中心2014年工作完成情況 （1）腐蝕達(dá)標(biāo)率下降趨勢(shì)得到改善 通過加大“三防”藥劑費(fèi)用投入，嚴(yán)格污水站加藥管理，

3、強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督考核，2014年油田污水站平均腐蝕率達(dá)標(biāo)率為94.2%，較去年有較大提高。 （2）含聚污水達(dá)標(biāo)率仍有待提升 目前油田含聚污水站共11座，水量占分公司考核水量的36.3%， 2014年平均達(dá)標(biāo)率88.2%。分公司加大了含聚站的處理投入，治理效果較顯著。2014年達(dá)標(biāo)率較2013年的84.0%提升了4.2個(gè)百分點(diǎn)，但SRB菌達(dá)標(biāo)率僅為75.9%。（3）井口水質(zhì)現(xiàn)狀 2014年，出站水水質(zhì)合格率為54.9%，井口水質(zhì)綜合合格率為36.3%，下降了18.6個(gè)百分點(diǎn)；2014年井口水質(zhì)合格率呈連續(xù)上升趨勢(shì)，從1季度的21.0%上升到4季度的45.4%。中心2014年工作完成情況 1.2下步工

4、作建議 一是繼續(xù)開展外輸水質(zhì)、井口水質(zhì)監(jiān)督考核，做好管理部門的“眼睛”； 二是繼續(xù)開展水處理劑質(zhì)量監(jiān)督抽檢和適應(yīng)性評(píng)價(jià)工作，發(fā)揮督察官和評(píng)估師的雙支撐作用； 三是進(jìn)一步加強(qiáng)腐蝕原因分析和對(duì)策措施研究，為開發(fā)單位提供技術(shù)服務(wù)； 四是進(jìn)一步深入分析井口水質(zhì)變化規(guī)律和原因，為井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)治理提供技術(shù)支撐； 五是進(jìn)一步深入水質(zhì)檢測(cè)評(píng)價(jià)方法研究，并繼續(xù)發(fā)揮水質(zhì)檢測(cè)培訓(xùn)師的作用； 六是進(jìn)一步深入研究采出水質(zhì)預(yù)警及自動(dòng)化控制技術(shù)，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程水質(zhì)腐蝕控制。中心2014年工作完成情況 2.2母液配注質(zhì)量監(jiān)測(cè)結(jié)果分析 檢測(cè)數(shù)據(jù)表明，大約超過半數(shù)現(xiàn)場(chǎng)母液粘度與室內(nèi)清水配制的母液粘度相當(dāng)，聚合物產(chǎn)品性能均符合產(chǎn)品技術(shù)要

5、求，現(xiàn)場(chǎng)母液粘度出現(xiàn)偏低與配置工藝過程控制有關(guān)。2.3井口注入質(zhì)量監(jiān)測(cè)結(jié)果分析(1)井口注入粘度 2014年各注聚區(qū)塊井口粘度 達(dá)標(biāo)率在76.9%-89.6%之間。(2)井口界面張力監(jiān)測(cè)結(jié)果分析 監(jiān)測(cè)表明，三季度起井口界面張力達(dá)標(biāo)率有所上升，四季度界面張力達(dá)到10-3mN/m的井口數(shù)占總數(shù)的91.3%。圖2 2014年井口粘度達(dá)標(biāo)率（設(shè)計(jì)要求：大于20mPa.s）中心2014年工作完成情況 2.5下一步工作建議及計(jì)劃（1）繼續(xù)加強(qiáng)對(duì)三采藥劑監(jiān)督力度，重點(diǎn)關(guān)注藥劑的有機(jī)氯含量，尤其是石油磺酸鹽。（2）繼續(xù)進(jìn)行三采區(qū)塊各配注站配聚母液粘度的季度監(jiān)測(cè)，建議選取一個(gè)區(qū)塊，從產(chǎn)品質(zhì)量、母液配制、污水水質(zhì)

6、、輸送流程等全部環(huán)節(jié)分節(jié)點(diǎn)進(jìn)行檢測(cè)分析，探尋井口注入粘度的影響因素及改進(jìn)措施。中心2014年工作完成情況 （2）斷裂失效桿檢測(cè)分析 根據(jù)60個(gè)斷裂抽油桿及工作狀況分析，得到以下結(jié)論： 1)斷裂抽油桿的理化性能（疲勞強(qiáng)度）、金相組織符合標(biāo)準(zhǔn)要求，早期斷裂與抽油桿制造工藝、質(zhì)量相關(guān)性不強(qiáng)； 2)大部分?jǐn)嗔殉橛蜅U表面，特別是斷口存在嚴(yán)重腐蝕缺陷，斷口呈腐蝕+疲勞斷裂典型特征；中心2014年工作完成情況 3)腐蝕產(chǎn)物X光分析、掃描電鏡、能譜分析含有FexOy、FeCO3、CaCO3、Al2O3，Na、Mg、K的氯化物等組分；圖4 河68X61井?dāng)嗫诿娓g物EDS分析圖中心2014年工作完成情況 4)油

7、井采出液礦化度高、氯離子含量大，甚至達(dá)到鹵水級(jí)別, 礦化度65000mg/L附近腐蝕速率達(dá)到最大值； 5）油井采出氣含有CO2，且有半數(shù)超過文獻(xiàn)推薦的控制線（CO2分壓0.21MPa）； 6）光桿工作最大應(yīng)力比在0.5-0.94之間，且大部分低于0.8，符合修正的古德曼設(shè)計(jì)許用系數(shù)小于1的設(shè)計(jì)要求。 7）斷裂抽油桿工作應(yīng)力比低，斷裂處最小應(yīng)力較小，半數(shù)以上在0 MPa附近，說明斷裂點(diǎn)多數(shù)接近載荷中性點(diǎn)，處于脈動(dòng)疲勞區(qū)間； 8）根據(jù)關(guān)聯(lián)分析，影響腐蝕斷裂速率的因素關(guān)聯(lián)度排名為：斷裂處應(yīng)力比礦化度斷裂處最大應(yīng)力Cl-含量含水率CO2分壓斷裂處溫度失效位置；中心2014年工作完成情況 9）斷桿中修復(fù)

8、桿占失效數(shù)的67%，22mm桿占失效數(shù)達(dá)56%。 10）由于采油廠為了提高油井生產(chǎn)時(shí)率，采取“撈桿”作業(yè)，使得抽油桿斷裂周期統(tǒng)計(jì)結(jié)果出現(xiàn)較大偏差。圖5 辛9X51（礦化度66000 mg/L）井和辛11X192（礦化度43000 mg/L）井統(tǒng)計(jì)斷裂周期128天和186天）圖6 史3-c7井統(tǒng)計(jì)斷裂周期568天（礦化度46000 mg/L）中心2014年工作完成情況 （3）分析結(jié)論 綜上所述，不考慮修復(fù)抽油桿多輪次使用的影響（認(rèn)為舊抽油桿修復(fù)后與新抽油桿具有同等性能），抽油桿斷裂是在由高Cl-、高礦化度介質(zhì)在侵蝕CO2的共同作用下發(fā)生快速腐蝕，形成表面缺陷或開裂，在抽油桿抽吸交變載荷（甚至可能

9、存在拉-壓-彎復(fù)雜應(yīng)力）作用下，缺陷處的應(yīng)力強(qiáng)度因子KI迅速突破桿體材料的臨界應(yīng)力強(qiáng)度因子值KIc（平面應(yīng)變斷裂韌度），發(fā)生失穩(wěn)擴(kuò)展，最終在剩余強(qiáng)度不足以承受舉升載荷時(shí)，發(fā)生靜拉伸韌性斷裂。中心2014年工作完成情況4、電泵井能耗潛力評(píng)價(jià)項(xiàng)目 2014年在勝利油田分公司統(tǒng)一安排部署下，中心分別在東辛、現(xiàn)河兩個(gè)開發(fā)單位開展電泵井能耗潛力評(píng)價(jià)及優(yōu)化工作。 共完成東辛、現(xiàn)河450口電泵井資料整理及現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試。 利用電泵井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、設(shè)備參數(shù)，結(jié)合實(shí)際物性建立電泵井單井能耗預(yù)測(cè)模型，依據(jù)實(shí)測(cè)功率進(jìn)行模型的擬合和修正?；陬A(yù)測(cè)模型，結(jié)合電泵井實(shí)際生產(chǎn)情況，計(jì)算每口井當(dāng)前能耗，并預(yù)測(cè)該井同油藏條件、

10、同產(chǎn)量下最佳能耗，通過計(jì)算和分析“降耗率”，完成電泵井單井能耗潛力的預(yù)測(cè)。目前，正依據(jù)單井能耗評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)結(jié)果，進(jìn)行潛力分析整理工作。今年將結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)情況，通過對(duì)電泵井泵型、泵深、電機(jī)、頻率等優(yōu)化，完成有潛力電泵井單井節(jié)能提效優(yōu)化方案設(shè)計(jì)。中心2014年工作完成情況 5、典型聯(lián)合站能耗及原油損耗測(cè)試及分析 勝利油田共有聯(lián)合站61座，年處理總液量3.34108t，年處理總油量3600104t，年總耗電8200104kWh，耗燃油當(dāng)量11.7104t。為進(jìn)一步掌握勝利油田聯(lián)合站（庫）耗能和油氣損耗現(xiàn)狀，科學(xué)分析目前存在的問題和矛盾，深入挖掘節(jié)能降耗潛力，按照采油工程處的總體部署，2012年，技術(shù)檢測(cè)

11、中心完成了52座聯(lián)合站的測(cè)試工作，主要包括兩方面工作內(nèi)容，一是聯(lián)合站能耗測(cè)試及潛力分析，二是聯(lián)合站大罐原油損耗測(cè)試及潛力分析。 截至目前，已經(jīng)完成52座聯(lián)合站的冬季能耗測(cè)試工作，測(cè)試覆蓋率為85.2%，包括11家采油廠的所有50座聯(lián)合站及油公司2座聯(lián)合站。測(cè)試各類泵機(jī)組207臺(tái)次，加熱爐147臺(tái)次，測(cè)試原油儲(chǔ)罐保溫168座次。中心2014年工作完成情況 通過測(cè)試分析，發(fā)現(xiàn)目前油田聯(lián)合站在能耗方面主要存在以下問題， 一是有14座站庫存在對(duì)高含水原油加熱現(xiàn)象，造成加熱負(fù)荷高，熱能浪費(fèi)嚴(yán)重。僅加熱原油中水的能耗就達(dá)到10.59104MJ/h，年耗能折合油量1.84104t。 二是有7座站庫穩(wěn)定溫度過

12、高，平均高出工藝要求溫度21。若7座聯(lián)合站穩(wěn)定裝置按照工藝要求溫度運(yùn)行，可減少能耗1.40104MJ/h，年折合燃油量2441t。 三是加熱爐排煙溫度過高造成熱損失增大，測(cè)試的147臺(tái)加熱爐，平均排煙溫度為202.3，超標(biāo)的有59臺(tái)，占40.1%。造成能量損失6537.1MJ/h，年折合燃油量達(dá)1136t。 中心2014年工作完成情況 四是原油儲(chǔ)罐保溫措施不完善造成散熱損失大，測(cè)試168座原油儲(chǔ)罐，其中21座站庫的45座儲(chǔ)罐外表面散熱損失未能達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求指標(biāo)，罐體保溫不達(dá)標(biāo)率為26.8%。45座儲(chǔ)罐由于外表面散熱損失不達(dá)標(biāo)，造成散熱損失量1.02104MJ/h，年折合燃油量2153t。 五是儲(chǔ)

13、罐密閉率低導(dǎo)致原油損耗增加。2012至2014年冬季測(cè)試140座儲(chǔ)罐。其中70座儲(chǔ)罐處于相對(duì)密閉狀態(tài)，其呼吸閥日總損耗油量12.12t。70座儲(chǔ)罐處于非密閉狀態(tài)，日總損耗油量達(dá)28.06t。 六是罐頂腐蝕穿孔導(dǎo)致?lián)p耗增加。測(cè)試儲(chǔ)罐140座中，15座儲(chǔ)罐罐頂存在腐蝕穿孔現(xiàn)象，導(dǎo)致日損耗量增加1.63t。中心2014年工作完成情況 6、稠油熱采地面注汽系統(tǒng)能耗潛力評(píng)價(jià)項(xiàng)目 2014年在對(duì)濱南、孤島采油廠30個(gè)地面注汽系統(tǒng)能耗測(cè)試的基礎(chǔ)上，建立滿足現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)的地面注汽系統(tǒng)能耗仿真分析模型。利用能耗仿真分析模型的計(jì)算，找出注汽系統(tǒng)的低效高耗點(diǎn)，并且依據(jù)節(jié)能指標(biāo)，對(duì)注汽各項(xiàng)參數(shù)的優(yōu)化模擬，挖掘各個(gè)系統(tǒng)的節(jié)

14、能潛力。目前已完成30個(gè)地面注汽系統(tǒng)的能耗測(cè)試工作，包括30臺(tái)注汽鍋爐和32條注汽管道。收集整理了注汽鍋爐和注汽管道的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和測(cè)試數(shù)據(jù)，近4300項(xiàng)，并對(duì)其中的異常數(shù)據(jù)進(jìn)行了反饋收集。 已建立注汽鍋爐、注汽管網(wǎng)的理論熱力模型，基于管網(wǎng)附件的物理模型，建立了各自的熱力模型。結(jié)合注汽系統(tǒng)的相關(guān)測(cè)試數(shù)據(jù)，建立了30個(gè)地面注汽系統(tǒng)的能耗計(jì)算模型，并根據(jù)測(cè)試數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行了修正。中心2014年工作完成情況 基于建立的能耗計(jì)算模型，已完成30個(gè)注汽系統(tǒng)的熱力計(jì)算，包括30個(gè)注汽鍋爐的能效率與效率參數(shù)，近650項(xiàng)。32條注汽管道的熱力參數(shù)，近700項(xiàng)。 依據(jù)注汽系統(tǒng)的能耗數(shù)據(jù)及相關(guān)節(jié)能指標(biāo)，完成了30個(gè)注

15、汽鍋爐及32條注汽管線的節(jié)能評(píng)價(jià)，并對(duì)30個(gè)注汽系統(tǒng)進(jìn)行了潛力預(yù)測(cè)。目前，正根據(jù)評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)結(jié)果，進(jìn)行注汽系統(tǒng)的潛力分析整理工作。今年將對(duì)燃油、燃?xì)?臺(tái)注汽鍋爐進(jìn)行負(fù)荷、燃料量等參數(shù)的變工況測(cè)試。中心2014年工作完成情況 7、勝利油田注水系統(tǒng)能耗測(cè)試評(píng)價(jià)項(xiàng)目 2014年承擔(dān)了勝利油田注水系統(tǒng)能耗測(cè)試評(píng)價(jià)項(xiàng)目，目前已完成了全部現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試及報(bào)告編寫工作。本次共測(cè)試注水系統(tǒng)52個(gè)，其中包括注水泵站55座、各類注水泵機(jī)組117臺(tái)、配水間548座、注水單井2394口。52個(gè)注水系統(tǒng)共計(jì)注水量約31.3萬m3/d，耗電量約7.1萬kWh/d。 測(cè)試的52個(gè)注水系統(tǒng)，平均系統(tǒng)效率50.90%，平均注水泵機(jī)組效率

16、74.84%，平均功率因數(shù)0.866。共發(fā)現(xiàn)效率不合格注水系統(tǒng)16個(gè)，效率不合格注水泵機(jī)組20臺(tái)，功率因數(shù)不合格泵機(jī)組59臺(tái)。中心2014年工作完成情況9、典型儲(chǔ)罐腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)項(xiàng)目 2014年中心結(jié)合近三年儲(chǔ)罐腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)項(xiàng)目，選取具有代表性的14臺(tái)儲(chǔ)罐，進(jìn)行腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)。檢測(cè)項(xiàng)目包括：超聲波壁厚檢測(cè)、介質(zhì)腐蝕在線檢測(cè)、罐底板聲發(fā)射檢測(cè)、罐圈板磁應(yīng)力檢測(cè)。通過檢測(cè)數(shù)據(jù)的對(duì)比分析，找出儲(chǔ)罐的腐蝕規(guī)律與發(fā)展趨勢(shì)，精確了解儲(chǔ)罐在目前服役工況環(huán)境下的腐蝕速率和腐蝕原因，為儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)、施工以及檢修提供技術(shù)支撐。目前，共完成大罐超聲波壁厚檢測(cè)14臺(tái)，聲發(fā)射檢測(cè)13臺(tái)，磁應(yīng)力檢測(cè)8臺(tái)，掛片監(jiān)測(cè)1臺(tái)。中心201

17、4年工作完成情況9.1檢測(cè)成果（1）超聲波壁厚檢測(cè) 本次專項(xiàng)檢測(cè)共完成14臺(tái)儲(chǔ)罐超聲波壁厚檢測(cè)128處，儲(chǔ)罐圈板最大點(diǎn)蝕深度評(píng)價(jià)為“輕微”的有7處；儲(chǔ)罐圈板最大點(diǎn)蝕深度評(píng)價(jià)為“一般”的有114處；儲(chǔ)罐圈板最大點(diǎn)蝕深度評(píng)價(jià)為“中等”的有7處。（2）罐底板聲發(fā)射檢測(cè) 本次專項(xiàng)檢測(cè)共完成13臺(tái)儲(chǔ)罐聲發(fā)射任務(wù)，儲(chǔ)罐聲發(fā)射綜合評(píng)價(jià)結(jié)果為“2級(jí)”的有3臺(tái)；綜合評(píng)價(jià)結(jié)果為“3級(jí)”的有6臺(tái)；綜合評(píng)價(jià)結(jié)果為“4級(jí)”的有4臺(tái)。（3）儲(chǔ)罐磁應(yīng)力檢測(cè)情況 根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，本次對(duì)8臺(tái)儲(chǔ)罐進(jìn)行金屬磁記憶（3M）檢測(cè)，共布置60處檢測(cè)區(qū)段，磁場(chǎng)梯度評(píng)價(jià)為“輕度”的13處；磁場(chǎng)梯度評(píng)價(jià)為“中度”的23處；磁場(chǎng)梯度評(píng)價(jià)為“重

18、度”的24處。中心2014年工作完成情況9.2檢出隱患及綜合分析 以具體罐體檢測(cè)為例，分別分析超聲波壁厚檢測(cè)，罐底板聲發(fā)射檢測(cè)，焊縫應(yīng)力集中磁應(yīng)力檢測(cè)，介質(zhì)腐蝕在線監(jiān)測(cè)儲(chǔ)罐腐蝕變化情況。9.3結(jié)論與下一步工作建議(1) 結(jié)論 大罐壁厚超聲波檢測(cè)結(jié)果表明：本次抽檢的14臺(tái)儲(chǔ)罐重點(diǎn)腐蝕區(qū)域主要集中在罐底板和罐頂，內(nèi)防完好的前提下，罐圈板不是儲(chǔ)罐的重點(diǎn)腐蝕區(qū)域。 介質(zhì)腐蝕性在線監(jiān)測(cè)結(jié)果表明：在罐內(nèi)凝結(jié)水汽較少的前提下，大罐的主要腐蝕區(qū)域在罐底板、罐第一圈板淤泥區(qū)及罐第三圈板油水界面，如大罐內(nèi)防完好，則介質(zhì)腐蝕性不會(huì)對(duì)大罐內(nèi)壁腐蝕造成影響，但對(duì)于內(nèi)防質(zhì)量差或出現(xiàn)鼓泡脫落的局部，尤其是介質(zhì)腐蝕較強(qiáng)的淤泥

19、區(qū)至水油界面，也可能存在嚴(yán)重的局部腐蝕。另外不可忽視由于外腐蝕造成的罐頂腐蝕。中心2014年工作完成情況 罐底板聲發(fā)射監(jiān)測(cè)結(jié)果表明：對(duì)14臺(tái)儲(chǔ)罐的腐蝕等級(jí)及清罐維修先后次序進(jìn)行了科學(xué)排序，檢測(cè)技術(shù)的準(zhǔn)確性和被檢儲(chǔ)罐底板的具體維修方案有待于在清罐檢修過程中進(jìn)行復(fù)驗(yàn)和確定。 金屬磁記憶檢測(cè)技術(shù)可檢出儲(chǔ)罐焊縫或變形區(qū)域存在的全部應(yīng)力集中，并可區(qū)分應(yīng)力集中程度，適用于發(fā)現(xiàn)嚴(yán)重的、影響儲(chǔ)罐安全運(yùn)行的焊接及變形缺陷，同時(shí)該技術(shù)也適用于清罐檢修中，對(duì)罐底板實(shí)施應(yīng)力檢測(cè)，與聲發(fā)射技術(shù)互為復(fù)驗(yàn)。(2) 下步工作建議 根據(jù)各采油廠清罐計(jì)劃，制定2015年常壓儲(chǔ)罐底板聲發(fā)射檢測(cè)作，以此作為各采油廠、油公司對(duì)大罐進(jìn)行

20、清罐檢修的依據(jù)。 選取10座典型站庫，在每座站庫選取一臺(tái)油罐，長(zhǎng)期進(jìn)行介質(zhì)腐蝕性在線監(jiān)測(cè)，每月或每季度出具大罐介質(zhì)腐蝕性監(jiān)測(cè)結(jié)果，為日常生產(chǎn)中的大罐腐蝕檢測(cè)、維修重點(diǎn)部位的選取及檢測(cè)、維修時(shí)機(jī)的確定，提供借鑒。中心2014年工作完成情況 10、壓力管道檢測(cè)工作 10.1常規(guī)壓力管道檢測(cè) 2014年中心共完成油氣集輸總廠等19家單位126條共551公里壓力管道檢驗(yàn)，去除使用單位縮減或臨時(shí)變更計(jì)劃數(shù)量，實(shí)際完成全年計(jì)劃的98.5。檢驗(yàn)發(fā)現(xiàn)防腐層破損、裸露、盜油氣、泄露、重度腐蝕、埋深不足、變形、占?jí)骸⒎笤O(shè)不合理、機(jī)械損傷等各類問題6037處。通過問題的及時(shí)反饋，使管道使用單位及時(shí)掌握了管道的運(yùn)行現(xiàn)

21、狀，并對(duì)重大隱患進(jìn)行整改，為油田挽回了大量的經(jīng)濟(jì)損失，避免了潛在隱患事故的發(fā)生。中心2014年工作完成情況10.2 灘海等管道應(yīng)急檢測(cè) 共完成88條,涉及管道長(zhǎng)度累計(jì)181公里，其中其中一類地區(qū)管道15條，二類地區(qū)管道30條，三類地區(qū)管道37條，四類地區(qū)管道3條，五類地區(qū)管道3條。防腐層破損共計(jì)檢測(cè)79.2公里，檢測(cè)出防腐層破損點(diǎn)525處，防腐層失效長(zhǎng)度大約5029米,超聲波壁厚檢測(cè)140處，其中嚴(yán)重腐蝕13處，重度腐蝕77處，中度腐蝕24處，管道穿孔或穿孔后打卡或盜油后打卡268處,出具88份管道檢出隱患便捷處置現(xiàn)場(chǎng)通知確認(rèn)單。其中，全線更換的管線有31條，局部更換的管線有21條，監(jiān)控運(yùn)行的

22、管線有36條。撰寫完成了中心灘海管道應(yīng)急檢測(cè)匯報(bào)材料，為油田領(lǐng)導(dǎo)決策提供了重要的技術(shù)支撐。此外，為車輛管理中心加氣站，開展查找盜氣點(diǎn)應(yīng)急檢測(cè)；東辛輸油管線泄漏應(yīng)急檢測(cè)，及時(shí)查找出了問題，維護(hù)了油田的效益和安全。中心2014年工作完成情況檢測(cè)發(fā)現(xiàn)問題及原因分析（1）管道資料部分?jǐn)?shù)據(jù)與實(shí)際不符 本次檢測(cè)的88條管道中，15條管道資料中存在著與現(xiàn)場(chǎng)不符的現(xiàn)象。問題原因分析：基層小隊(duì)缺少嚴(yán)格的管線運(yùn)行管理制度，同時(shí)管道的管理缺少統(tǒng)一的數(shù)據(jù)錄入平臺(tái)，最終導(dǎo)致數(shù)據(jù)資料缺失、錯(cuò)誤的現(xiàn)象。（2）防腐層破損嚴(yán)重 本次管道檢測(cè)共計(jì)79.2公里，查出管道防腐層破損點(diǎn)525處，平均每公里6.6處。 防腐層破損原因是多

23、方面的，一是外露管道防腐層老化失效。二是防腐層受外力破壞失效，主要表現(xiàn)為重物擊打、機(jī)械損傷等防腐層破壞。三是施工質(zhì)量不達(dá)標(biāo)，管道現(xiàn)場(chǎng)安裝時(shí)，管段連接處防腐層施工質(zhì)量差。中心2014年工作完成情況 （3）管體腐蝕嚴(yán)重 本次檢測(cè)共計(jì)測(cè)厚140處，包括外露點(diǎn)117處，開挖點(diǎn)23處，其中重度腐蝕77處，嚴(yán)重腐蝕13處，具體情況見下表。環(huán)境測(cè)定狀況測(cè)量點(diǎn)數(shù)壁厚腐蝕程度嚴(yán)重重度中度輕度埋地泄露維修12381防腐層破損981防腐層完好22外露泄露維修3461828防腐層破損79756412防腐層完好422 從上表中以及現(xiàn)場(chǎng)情況可以看出灘海管道存在嚴(yán)重的管體腐蝕現(xiàn)象，同時(shí)也可以得出以下結(jié)論：一是外露管道防腐層

24、破損是管道發(fā)生外腐蝕的主要原因；二是管道受介質(zhì)影響存在較為嚴(yán)重的點(diǎn)腐蝕或沖刷腐蝕；三是具有一定埋深的管道受外界環(huán)境影響較小。中心2014年工作完成情況下一步建議1、借力智能化管道建設(shè)，提升管道管理水平（1）通過建立灘海管道數(shù)字化信息平臺(tái)，將管道設(shè)計(jì)路由狀況、材質(zhì)、規(guī)格型號(hào)、防腐措施、施工質(zhì)量如管道焊接、補(bǔ)口狀況、基線檢測(cè)數(shù)據(jù)、打壓試驗(yàn)等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)全部錄入；同時(shí)確保管道運(yùn)行數(shù)據(jù)的隨時(shí)錄入，在管道泄漏事故發(fā)生時(shí)能做到快速響應(yīng)，減少事故影響范圍，降低事故損失。（2）增加管道數(shù)據(jù)儲(chǔ)存的能力建設(shè)，加強(qiáng)數(shù)據(jù)采集終端建設(shè)，其次是管道信息的互聯(lián)互通基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，實(shí)現(xiàn)各種相關(guān)數(shù)據(jù)的及時(shí)更新和共享；最后是適應(yīng)智能化

25、管道建設(shè)以及信息化自動(dòng)控制管理需要的管道改造工程建設(shè)。（3）發(fā)揮智能化管道建設(shè)帶來的風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警、輔助應(yīng)急指揮等功能，提升油田涉海管網(wǎng)的安全可靠運(yùn)行水平。中心2014年工作完成情況 2、 建立灘海管道相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，提高管道的本質(zhì)安全水平（1）建議提高灘海管道設(shè)計(jì)防腐標(biāo)準(zhǔn)，出露管段應(yīng)有防止海浪沖擊措施，埋地管道應(yīng)增設(shè)有效固定裝置，敏感位置建議參考海底管道設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)。（2）規(guī)范灘海管道敷設(shè)路徑,使所有管道盡量沿海灘縱橫交錯(cuò)的道路兩側(cè)邊緣成束輻射，并適當(dāng)加高路基、研究在管束之下加建適當(dāng)?shù)募筒鄣酪苑乐孤┯蛿U(kuò)散等措施，減少被海水浸泡的概率，同時(shí)也可以避免滲漏油污污染水體。（3）實(shí)施分區(qū)域管網(wǎng)整體陰極保護(hù)，防止發(fā)

26、生雜散電流腐蝕以及其它形式的電化學(xué)腐蝕。3、規(guī)范日常巡檢與檢測(cè)評(píng)價(jià)工作建議規(guī)范灘海管道檢驗(yàn)制度，實(shí)施灘海管道定期巡檢、全面檢驗(yàn)、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估三個(gè)層面的定期檢驗(yàn)，同時(shí)，開展管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，確保管道運(yùn)行安全規(guī)范。目 錄中心2014年工作完成情況1 2015年工作思路22015年工作思路 中心將進(jìn)一步對(duì)照油田年初下達(dá)的專項(xiàng)工作任務(wù)表，認(rèn)真盤點(diǎn)近半年的工作得失，不折不扣地嚴(yán)格執(zhí)行油田計(jì)劃安排。圍繞油田發(fā)展，加快工作進(jìn)度，為油田“打造世界一流、實(shí)現(xiàn)率先發(fā)展”提供技術(shù)支撐。 1、水質(zhì)檢測(cè)工作 在完成每季度300口井的檢測(cè)任務(wù)的同時(shí)，及時(shí)分析總結(jié)不同油藏類型、不同處理工藝的沿程水質(zhì)變化規(guī)律，為制定有效的水質(zhì)沿程治

27、理措施提供技術(shù)支撐；針對(duì)井口水質(zhì)變化大的現(xiàn)象，開展從聯(lián)合站到井口沿程的全流程取樣檢驗(yàn)，分節(jié)點(diǎn)查找影響水質(zhì)變化的因素，為油田井口水質(zhì)合格回注，提供研究方向和技術(shù)依據(jù)。 按照“零腐蝕”工程，加強(qiáng)對(duì)污水站腐蝕不達(dá)標(biāo)指標(biāo)的檢測(cè)分析，解決采油廠實(shí)際問題。結(jié)合2014年的檢測(cè)數(shù)據(jù)，對(duì)有些污水站連續(xù)出現(xiàn)腐蝕不達(dá)標(biāo)項(xiàng)目進(jìn)行檢測(cè)分析（例如坨六聯(lián)），結(jié)合污水站的具體工藝，對(duì)各個(gè)節(jié)點(diǎn)進(jìn)行分析，找出問題產(chǎn)生的主要原因，幫助采油廠提高回注水處理水平。2015年工作思路 2、繼續(xù)開展三采藥劑質(zhì)量評(píng)價(jià)和井口變化規(guī)律研究，提升注入質(zhì)量 2015年按照分公司三次采油項(xiàng)目組的部署，繼續(xù)開展三采藥劑的監(jiān)督檢查，保證產(chǎn)品質(zhì)量的穩(wěn)定；同時(shí)繼續(xù)開展產(chǎn)品檢測(cè)評(píng)價(jià)體系的研究建設(shè)，促進(jìn)產(chǎn)品質(zhì)量和性能的進(jìn)一步提升。針對(duì)近幾年井口檢測(cè)存在不固定性，每季度監(jiān)測(cè)地點(diǎn)變換頻次大，無法找到井口注入變化規(guī)律的問題，2015年計(jì)劃選擇一個(gè)典型區(qū)塊，重點(diǎn)關(guān)注井口注入工