喇嘛甸油田埋地管道腐蝕機理及防治對策

大慶油田有限責任公司第六采油廠

截至2019年底，喇嘛甸油田共建成各類地面管道9 304 km，其中運行20年以上的管道2 551 km，占總數的27.42%。油田地面系統管道腐蝕老化嚴重，埋地管道穿孔率為1.387 km-1·a-1，超出股份公司考核指標，影響了油田生產。為此，針對喇嘛甸油田埋地管道開展了管道腐蝕機理與防治對策的分析與研究。

1 埋地管道腐蝕機理

1.1 管道外腐蝕

1.1.1 土壤腐蝕性強

大慶油田采油六廠自然地勢低洼，地下水位高，土壤電阻率低，平均土壤電阻率為8.74 Ω·m，導致土壤腐蝕性強[1]。埋地腐蝕掛片20組，60個掛片（圖1、圖2），分布在全廠6個聯合站，14個轉油站，平均質量腐蝕速率為7.02 g/(dm2·a)，平均點蝕速率為0.76 mm/a，最大點蝕速率為1.36 mm/a，屬于重腐蝕區。

圖1 測量氧化還原電位Fig.1 Redox potential measurement

圖2 埋設掛片Fig.2 Burying coupons

1.1.2 外防腐層失效導致腐蝕

由圖3統計分析發現，由于外防腐層本身質量問題，失效穿孔后未按規范修復，以及在基建施工中受到外力破壞、外補口不達標等因素影響，導致裸露的管體夾克層內進水，直接接觸土壤發生電化學腐蝕。

圖3 金屬管道外腐蝕穿孔因素實物圖Fig.3 Real product picture of metal pipeline external corrosion perforation factors

1.2 管道內腐蝕

1.2.1 宏觀腐蝕形貌分析

2019年，在注聚管道內腐蝕機理的分析上，加大了現場取樣數量和頻次，共計分析注聚管道腐蝕穿孔數據13 424條，細菌、硫化物、溶解氧含量等數據分析1 291組，現場取樣剖切加工腐蝕管段480組，對內腐蝕機理有了更加深入認識[2]。對喇7-31等16口井內腐蝕產物宏觀形貌、微觀形貌進行化驗分析。

表1是對剖切16組管段樣品進行宏觀觀察的結果。涂層出現大面積漏點、起泡，涂層大面積脫落，基材銹蝕嚴重，多數管道涂層對管道基體失去保護作用。

運行5年以上的管道，漏點、附著力等涂層指標不合格，有5條管道局部腐蝕較為嚴重，剩余壁厚只有20%～50%。

1.2.2 微觀腐蝕形貌分析

對喇7-31井等16口井進行電鏡、X射線衍射分析的結果表明，腐蝕產物為碳、硫、氧、鋇、鐵等離子組分[3]。圖4為喇7-31井1#樣品X射線衍射分析圖、元素組成表以及電鏡掃描照片。

通過對圖5喇1#樣品的腐蝕產物進行能譜分析，確定了腐蝕產物的相對含量。

能譜分析表明：腐蝕（表2）主要是硫化亞鐵、四氧化三鐵等細菌作用下的電化學腐蝕，相對含量構成見表3。利用同樣的化驗分析方法，對采油六廠注聚管道16口井失效樣品進行檢測，其中，9口井有氧腐蝕參與，占比56.2%，16口井有細菌腐蝕參與，占比100%。

表1 腐蝕管段宏觀形貌分析Tab.1 Macro morphology analysis of corroded pipe section

圖4 喇1#樣品X射線衍射分析圖、元素組成表、電鏡掃描照片Fig.4 La 1#sample X-ray diffraction analysis chart，element composition table，electron microscope scanning photos

圖5 喇1#樣品能譜分析Fig.5 La 1#sample spectrum analysis diagram

表2 喇1#樣品能譜分析腐蝕產物構成Tab.2 Composition of corrosion products of La 1#sample by energy spectrum analysis

從腐蝕類型看（表4），細菌腐蝕是主要影響因素，占比75%。由于內防腐涂層失效，管道介質中存在的三種菌（SRB、FB、TGB）形成共生體系，在內涂層破損處著床形成固著菌，約2～3年時間會在管壁表面形成菌瘤（圖6），第四年菌瘤內部加速電化學腐蝕，腐蝕速率可達3～5 mm/a。微觀分析中細菌腐蝕約4年即可造成管線穿孔，與采油六廠注聚金屬管線投產后4～5年爆發式腐蝕穿孔時間相吻合。1.2.3注聚金屬管道缺少內補口技術，導致焊縫區腐蝕穿孔

表3 管段腐蝕產物物相定量分析對比Tab.3 Comparison of section corrosion products phase quantitative analysis%

表4 腐蝕管段腐蝕因素對比Tab.4 Corrosion factor comparison of corrosion section

圖6 5#樣品細菌共生菌瘤下腐蝕Fig.6 5#sample symbiotic bacteria corrosion under the tumor

通過對圖7焊口腐蝕穿孔管段分析，發現管段焊口處由于沒有內補口，在內補口施工中，焊縫熱影響區內防腐層脫落，細菌直接附著在金屬表面形成菌瘤，導致腐蝕穿孔。

圖7 注聚金屬管道焊縫附近發生的內腐蝕穿孔Fig.7 Internal corrosion perforation near the polymer injection pipeline weld joint

2 防治對策

針對喇嘛甸油田腐蝕特點，加強管道完整性管理，推廣應用新型涂層配套技術和區域陰極保護技術，建立完善腐蝕管段樣品庫，提高埋地管道運行維護管理水平。

2.1 加強管道完整性管理工作

2.1.1 建立全過程質量控制體系

建立管道從規劃設計→物資采購→基建施工→竣工檢測→運行檢測→運行維護→穿孔修復→建立管道修復管理平臺的全過程質量控制體系，重點抓好建設期完整性管理，加強源頭把關，對管道進行全生命周期管理，提高管道完整性管理水平。

2.1.2 建立完善管道腐蝕樣品庫

為全面掌握埋地管道腐蝕狀況、檢驗防腐效果，分系統建立喇嘛甸油田腐蝕失效樣品庫[4]。搜集各類管道失效樣品144件，依據地面系統劃分為注聚、注水、集輸系統3個部分。注聚系統管道收集34口井102件腐蝕樣品，集輸系統收集17口井40件腐蝕樣品，注水系統收集2口井2件腐蝕樣品，為深入分析管道失效原因、制定具體的管理措施和技術對策提供了詳細依據。

每件腐蝕失效樣品均配備紙質與電子檔案，能直觀了解管道基本信息、運行信息、失效次數、腐蝕樣貌等信息，為量化分析管道的失效原因奠定了基礎。

2.1.3 開展管道內涂層質量檢測

為了提高注聚金屬管道熔結環氧粉末內涂層質量，規劃所成立了管道檢測組，從SY/T0442—2010《鋼質管道熔結環氧粉末內防腐層技術標準》10項指標中選取4項關鍵指標（外觀、厚度、漏點、附著力），開展管道內涂層質量快速檢測[5]。

2018年共抽檢4個生產廠家的26批次產品，合計79件樣品。有8批次產品4項指標全都合格，已有31.67 km不合格管材被退回，取消管道訂貨50 km。為此通過開展內涂層快速檢測工作，督促廠家積極查找不足，優化工藝參數。從第14批次開始，各廠家環氧粉末內涂層厚度明顯提高，廠內四項快檢指標合格率由前13批次的0上升到后13批次的62%，產品質量得到穩定提升。

2019年共抽檢380 km金屬管道，共計38批次123件樣品。經廠內質量快速檢測，熔結環氧粉末內涂層質量均合格。

2.1.4 開展雙高管道的識別評價工作

按照油田公司加強埋地管道完整性管理的要求，2019年全廠9 304 km管道已全部實現高后果區識別、高風險評價，共識別出高后果區管道731 km，評價出高風險管道1 286 km。

2.1.5 開發埋地管網技術管理平臺

根據喇嘛甸油田地面生產需要，研發埋地管網技術管理平臺[6]，實現A4+A5數據及地圖整合，實現地圖主頁、管道基礎數據、生產數據、穿孔數據、陰極保護數據、管道腐蝕樣品庫、區塊管理、統計分析8個功能數據信息查詢、分析統計功能；平臺實現了管道A5數據與A4數據的對接與展示；實現了數據的整合、分析，直觀展示統計分析數據結果；實現了管道穿孔預警功能；根據管道使用年限、長度及穿孔次數，自動計算管道穿孔率；評估管道使用風險，對高風險管道進行更換預警，提高了埋地管道管理水平。

2.1.6 開展管道穿孔專業化修復

在失效管道修復上[7]，實現了專業化修復，建立了維修管理規范化、施工運行標準化、驗收結算程序化、數據查詢信息化的管理模式，實現了穿孔維修全過程的“閉環”管理。提高了失效管道維修質量，一次合格率100%，安全環保合格率100%。提升了維修效率，油井管線維修平均縮短16 h，水井注入時率提高0.25個百分點。

2.2 外腐蝕控制

2.2.1 推廣區域陰極保護技術

為了控制埋地管道外腐蝕速率，2003開始推廣應用大區域陰極保護技術[8]，利用自主研發的油管輔助陽極技術，降低工程投資，利用自動調控技術，提高陰極保護運行率。推廣建設4座大區域陰極保護站，保護44座計量間631 km集輸管道，共有恒電位儀51臺，現有效運行46臺，運行率90.2%，有效降低了外腐蝕穿孔速率。實施大區域陰極保護的喇501轉油站下轄47口油井，共計38 km集輸管道，在喇北北塊強腐蝕區運行16年，穿孔率為0.37 km-1·a-1，同區塊未實施陰極保護的喇641轉油站穿孔率為1.26 km-1·a-1，保護效果顯著。

2.2.2 開展廢舊油管輔助陽極技術研究

2018年在喇5014#及喇5010#計量間陰極保護站陽極井維修中，利用廢舊油管代替輔助陽極[9]，使用打樁機打樁的方式代替傳統的鉆井方式，新建兩口廢舊油管輔助陽極井（圖8）。兩年平穩運行，保護電位平均達到-1.05 V，有效保護了兩座計量間8.48 km管道，節約投資32萬元。

圖8 快速打樁法廢舊油管輔助陽極實物圖片Fig.8 Real product picture of quickly piling method waste tubing auxiliary anode

2018年下半年在打樁法基礎上改進為立式淺埋廢舊油管輔助陽極。

2.2.3 陰極保護自動調控技術

目前的陰極保護系統，保護電位需要人工頻繁調節，對陰極保護運行率造成很大影響。為了提高陰極保護裝置運行率及保護效果[10]，研究應用了自動調控技術，該技術以電位自動遙測分機、極化探頭、恒電位儀管理裝置為核心，通過數據自動采集、自動分析、自行調整，實現設備自動化運行。

2018年在喇700轉油放水站及喇7006#計量間陰極保護站建設中應用了陰極保護智能管理系統，站內設置管理裝置1臺，自動遙測分機3臺，實現了數據自動采集自動調控功能[10]。自投運以來，斷電保護電位在-0.85～-1.2 V之間，陰極保護裝置運行率提高到100%，保護效果見表5。

2.3 內腐蝕控制

對補口成熟技術進行了調研，經過現場應用試驗，初步確定了4種管道防腐工藝：①針對熔結環氧粉末內涂層管道，使用堆焊補口、機械壓接接頭兩種補口技術；②針對高分子熱熔內涂層管道，管段中間用螺紋連接，兩側采用機械壓接接頭；③針對鈦石墨納米內涂層管道，管段中間、兩側采用新型無損焊接接頭方式連接；④應用管道在線擠涂技術，兩側采用機械免焊接頭連接方式。

表5 電位自動遙測分級運行數據Tab.5 Data of automatic telemetry classification operation

3 結束語

通過對喇嘛甸油田埋地管道腐蝕機理及防治對策分析研究發現，要控制埋地管道失效率，首先在源頭上要把住質量關，加大防腐涂層質量檢測工作，杜絕不合格管道入廠。在外腐蝕控制上繼續推廣應用區域陰極保護技術，應用廢舊油管作為輔助陽極，降低了投資；應用陰極保護自動調控技術實現陰極保護數字化管理。在內腐蝕控制上，推廣應用新型涂層及內補口配套技術，有效控制埋地管道失效率，提高埋地管道運行維護管理水平。