地面管線腐蝕原因分析及防治措施

王 穎

（大慶油田第六采油廠第三油礦，黑龍江 大慶 163000）

0 管線情況現(xiàn)狀

截止到2020年底采油306隊在運行管道295條，共132.66公里。其中管道運行年限在20年以上的，有60.675公里，占46%。如表1、表2所示。

表1 2020年第六采油廠第三油礦306隊管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

表2 2019～2020年306隊管道失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

1 管道腐蝕機理

從腐蝕形態(tài)上來分，管道腐蝕分為全面腐蝕和局部腐蝕[1]。全面腐蝕是金屬表面發(fā)生活性溶解現(xiàn)象，金屬表層均勻的減薄，各部位腐蝕速率接近，腐蝕形貌與初始金屬面無明顯變化。局部腐蝕的某一部位，陽極區(qū)和陰極區(qū)截然分開。局部腐蝕難以檢測，腐蝕點的產(chǎn)生具有隨機性和突發(fā)性。

2 管道腐蝕的原因

2.1 環(huán)境因素

喇嘛甸油田整體地勢低洼、地下水位較高，同時，土壤類型、含水量、pH值、硫化物含量、氧化還原電位、雜散電流及干擾電流、微生物、植物根系等情況較為復(fù)雜。其中，三礦地區(qū)土壤類型以粘土為主，土壤含鹽量高，電阻率低，具有極強的腐蝕性，腐蝕性等級為“強”。三礦地區(qū)地勢低洼，喇5700、5702、5704計量間和喇56、57配水間的管道穿越水泡，雨季管道浸泡在水中加速了腐蝕速率。

2.2 施工原因

2.2.1 外力破壞

現(xiàn)場施工時，由外力因素造成管體防腐層被破壞，或者受現(xiàn)場因素導(dǎo)致管線未按設(shè)計走向敷設(shè)，發(fā)生較大折角，或施工單位現(xiàn)場情況不熟，導(dǎo)致破壞周邊其他管線。

2.2.2 保溫層破損

現(xiàn)場對管線進行對接時，在接口處對保溫層或防腐層處理不到位，導(dǎo)致管線埋入地下后，保溫層進水、破損、剝離，金屬管段長期裸露，最終導(dǎo)致腐蝕。

2.3 管道投運時間久

306隊目前在運30年以上管道共35.094km，30年以上注水管道發(fā)生穿孔頻次很高。老管道由于多次焊接，導(dǎo)致管道防腐層破損嚴(yán)重。管線在焊接施工時，現(xiàn)場溫度高，焊口熱影響區(qū)內(nèi)熔結(jié)環(huán)氧粉末圖層脫落，金屬表面裸露在外細菌著床最終導(dǎo)致腐蝕穿孔。

2.4 介質(zhì)因素

2.4.1 硫化氫對腐蝕的影響

硫化氫是油田生產(chǎn)的伴生物，存在于油層、伴生氣和細菌中。硫化氫受溫度和壓力的影響，溶于水中會發(fā)生電離反應(yīng)，硫化氫的的氧化產(chǎn)物硫化鐵或者硫化亞鐵，覆蓋在碳鋼表面的腐蝕產(chǎn)物上，成為腐蝕電極的陰極。

2.4.2 二氧化碳對腐蝕的影響

喇5706號計量間距離喇570站1.9km，為了達到洗井效果，就必須提高洗凈溫度和熱洗泵壓力，洗井平均溫度在85℃以上，熱洗壓力平均4.5～5MPa。在較高的流速下，采出液中的泥沙、不溶性鹽等固體顆粒，對管道產(chǎn)生共同作用，使防腐層失去作用，甚至在管線連接處或管壁薄弱的地方，發(fā)生穿孔現(xiàn)象。

2.4.3 細菌對腐蝕的影響

目前采用污水回注的方式維持地層壓力。注入水中分散著補分油污、油泥、污垢。油污和油泥混合物極易附著在金屬管道管壁上形成生物膜垢。黏著物下部成為氧濃差電池的陽極而發(fā)生腐蝕。

3 管道防腐措施

（1）正確選擇材料

設(shè)計時考慮到管道使用地區(qū)的地理環(huán)境、溫度、濕度，在大氣腐蝕低的環(huán)境宜選用低合金鋼，酸性環(huán)境選用經(jīng)過特殊處理的碳素鋼；

（2）合理設(shè)計金屬環(huán)境

在管線鋪設(shè)過程中，盡量保證管線的平直，管線溝的高低差要盡可能的縮小；

（3）采用防腐層

鹽堿地的土壤含水分?jǐn)?shù)質(zhì)量較高，對管道腐蝕作用增強。因此在水中的管線也要覆土，加強腐蝕控制與防腐保護；

（4）設(shè)置陰極保護