油田埋地管道腐蝕失效規律性認識及治理對策

張建軍 趙偉 張昕

1大慶油田有限責任公司第六采油廠

2新疆油田公司風城油田作業區

3中油國際管道公司

近年來，我國經濟所依靠的石油能源需求日益增長，用于油氣輸送的埋地管道在油田生產中起著至關重要的作用。喇嘛甸油田是典型的高含水老油田，開發年限長，安全環保責任重，且埋地管道又多位于環境敏感區，安全風險高，是失效治理的重點。針對埋地油田管道的腐蝕失效進行分析，提出相應對策，可從根本上降低管道失效率。

1 管道腐蝕現狀

1.1 管道基本情況

喇嘛甸油田現有埋地管道18 495條、9 572 km。按管道年限統計：運行20～30年管道有1 409.3 km，占比14.7%；運行超30 年以上管道有1 043.5 km，占比10.9%。

按管道完整性分類統計：Ⅰ類管道25.9 km，占比0.26%；Ⅱ類管道1 927 km，占比20.13%；Ⅲ類管道7 619 km，占比79.60%。管道運行年限統計見表1，管道分類統計詳見表2。

表1 管道運行年限統計Tab.1 Statistics of pipelines operating time km

表2 管道分類統計Tab.2 Statistics of pipelines classification

2021 年1～9 月全廠埋地管道（金屬+非金屬）失效9 051次，失效率為1.261 km-1·a-1。金屬管道失效8 638次，失效率為1.338 km-1·a-1。其中油集輸管道失效率1.491 km-1·a-1；注水管道失效率1.193 km-1·a-1；注聚管道失效率1.214 km-1·a-1。2021 年1～9 月各系統失效情況見圖1，數據統計見表3。

表3 2021年1～9月各系統失效情況統計表Tab.3 Statistic table of pipeline failure in each system from January to September 2021

圖1 2021年1～9月各系統失效情況統計Fig.1 Statistics of pipeline failure in each system from January to September 2021

1.2 管道失效特點

（1）管道失效次數多，體量大。2021 年大慶油田對各采油廠1～8 月管道失效率進行了統計分析，六廠埋地管道失效8003次，失效率1.248 km-1·a-1，管道失效情況是最嚴重的。大慶油田埋地管道失效情況統計見圖2。

圖2 2021年1～8月大慶油田埋地管道失效情況統計Fig.2 Statistics of buried pipeline failure in Daqing Oilfield from January to August 2021

（2）管道運行年限長，腐蝕老化嚴重。統計運行21～30年管道1 409.3 km，失效1 633次，失效率1.55 km-1·a-1；運行超30 年以上管道1 043.5 km，失效1 274 次，失效率1.63 km-1·a-1，待優化更換需求量大。運行20年以上管道分類統計見圖3。

圖3 運行20年以上管道分類統計Fig.3 Classification statistics of pipelines running for more than 20 years

（3）運行6～10 年管道失效率較高。運行6～10年的管道有1 836.3 km，失效2 800 次，失效率2.03 km-1·a-1，內腐蝕2 602次，占比92.9%。其中集輸管道875 km，失效1 873 次，失效率2.85 km-1·a-1；注聚管道741 km，失效924 次，失效率1.43 km-1·a-1。2021年1～9月各系統分年限失效情況統計見表4。

表4 2021年1～9月各系統分年限失效情況統計Tab.4 Statistic of pipeline failure in each system classified by running age from January to September 2021

（4）管道內腐蝕失效嚴重，占比高：2021 年1-9月，分系統金屬管道內外腐蝕失效情況為：集輸系統內腐蝕占比83.07%，外腐蝕占比16.93%；注聚系統內腐蝕占比73.43%，外腐蝕占比26.57%；注水系統內腐蝕占比62.73%，外腐蝕占比37.27%。地面系統管道內、外腐蝕失效統計見表5，地面系統金屬管道內、外腐蝕失效情況見圖4。

圖4 地面系統金屬管道內、外腐蝕失效統計Fig.4 Statistic of corrosion inside and outside the metal pipelines of the ground system

表5 地面系統管道內、外腐蝕失效統計Tab.5 Statistic of corrosion inside and outside the pipelines of the ground system

（5）管道腐蝕趨勢。外腐蝕下降幅度大，內腐蝕平緩。2018—2020 年金屬管道外腐蝕對比情況見圖5。

圖5 2018—2020年金屬管道外腐蝕對比柱狀圖Fig.5 Bar chart of corrosion outside the metal pipelines from 2018 to 2020

集輸、注水、注聚系統金屬管道外腐蝕均呈下降趨勢。2018—2020 年金屬管道內腐蝕對比情況見圖6。

圖6 2018—2020年金屬管道內腐蝕對比柱狀圖Fig.6 Bar chart of corrosion inside the metal pipelines from 2018 to 2020

集輸、注水系統金屬管道內腐蝕呈上升趨勢，注聚系統金屬管道內腐蝕呈下降趨勢[1]。

2 腐蝕機理分析

2.1 集輸管道外腐蝕失效分析

六廠地勢低洼，地下水位高，土壤電阻率低（8～10 Ω），土壤腐蝕性強。通過埋設60 組腐蝕掛片，監測平均腐蝕速率7.02 g/dm2·a，點蝕速率為0.76 mm/a，重腐蝕區域占60%，中腐蝕區占37%。腐蝕主要是管道外防腐層老化、外力破損或者修補質量差導致水分浸入產生的電化學腐蝕[2]。土壤腐蝕性分級情況見表6，腐蝕分級情況見圖7。

表6 SY/T0087《鋼質管道及儲罐腐蝕評價標準》中土壤腐蝕性分級Tab.6 Soil corrosiveness classification in the SY/T0087“Corrosion Evaluation Standards for Steel Pipelines and Storage Tanks”

圖7 腐蝕分級圖Fig.7 Corrosive classification diagram

2.2 集輸管道內腐蝕失效分析

油田進入特高含水多元開發階段，綜合含水平均97.2%，水驅油井采出液平均含聚濃度達到150 mg/L以上。采出液成分復雜，腐蝕性增強，而大部分管道采取裸管設計，導致內腐蝕加劇。統計表明，平均腐蝕速率達0.61 mm/a。經過對腐蝕產物電鏡掃描、能譜分析及X 射線衍射等微觀分析，失效原因是細菌、氧和垢質等多種腐蝕因素綜合造成的電化學腐蝕[3]。發生過多起集輸系統單井集油、摻水熱洗管道內腐蝕失效案例。

2.3 注聚管道內腐蝕失效分析

通過對注聚管道13 424 個腐蝕穿孔點數據分析，對480 組腐蝕管段剖切分析，對1 291 組污水樣的細菌、硫化物、溶解氧含量分析以及腐蝕產物微觀分析，初步表明失效主要原因是硫酸鹽還原菌、鐵細菌、腐生菌（SRB、FB、TGB）及其他離子共同作用下發生了電化學腐蝕[4]。

（1）電鏡掃描。X射線衍射分析結果表明：腐蝕產物為碳、硫、氧、鋇鐵等離子組分。

（2）能譜分析。腐蝕產物主要是硫化亞鐵、四氧化三鐵等，主要是細菌下的電化學腐蝕。能譜分析見表7。

表7 能譜分析Tab.7 Energy spectrum analysis

注聚金屬管道采用熔結環氧粉末噴涂處理，涂層厚度不夠或者不均勻時存在著漏點和微觀孔隙。漏點和孔隙會吸收水分，沿界面擴散，消減涂層與管材的結合力，導致脫層。同時孔隙和漏點也為細菌侵入、附著金屬表面形成共生體系提供了條件，所以導致內腐蝕加速。管道內涂層理想狀態是涂層具有良好的完整性、連續性、致密性。

注聚管道輸送的注入介質中存在的三種細菌，會在管道內表面涂層破損處或者孔隙處吸附、滋生，從而形成了共生固著菌瘤，產生菌瘤下的電化學腐蝕。統計清配混稀區塊平均腐蝕速率達到1.14 mm/a，與注聚金屬管道投產4～5年爆發式腐蝕失效時間吻合。

現場截取16 口注聚井失效管段，設計院防腐室對腐蝕產物分析表明：有16 口井管道是細菌腐蝕，占比100%；有9 口井同時存在氧腐蝕，占比56.2%。可以看出三種細菌（SRB、FB、TGB）共同作用下產生的微生物和氧的電化學腐蝕。

在注聚管道接口焊接時，熱影響區內的涂層被破壞，產生菌瘤下的電化學腐蝕。隨機抽取了17口注聚單井管道腐蝕管段，焊口處腐蝕失效有5口井，占比高達29.4%。

用失效率0.5 km-1·a-1統計劃分運行年限，清配清稀的注聚區塊，管道平均運行13.9年（最短9年，最長20年）；清配混稀的注聚區塊，管道平均運行3.7 年（最短3 年，最長5 年）。分析主要原因是清配混稀使用的污水中含有一定數量的細菌（SRB、FB、TGB），以聚合物為營養快速繁殖；同時曝氧處理污水又增加了氧含量，加劇了微生物和氧的電化學腐蝕。

3 治理對策研究

管道失效治理總體思路：全面加強管道建設期及運行期完整性管理工作，繼續深入開展管道內、外腐蝕機理分析與防腐配套技術研究，加大成熟技術應用規模。

管道外腐蝕治理：加大管道外防腐層檢測與修復工作量，加大強腐蝕區域以計量間為單元的井網區域陰極保護站的建設規模，加強管道失效部位修復質量。

管道內腐蝕治理：加大熔結環氧粉末管道內涂層質量檢測，規模應用熔結環氧粉末內涂層管道內堆焊接口技術、改性高分子熱熔內襯技術，以及鋼骨架復合管等非金屬管材。實施“管道更換＋技防”綜合治理對策，保障埋地管道安全平穩運行，目標是管道失效率控制在0.05 km-1·a-1以下[5]。

3.1 管道外腐蝕失效治理

（1）加強管道外防腐層檢測與修復。“十三五”期間累計檢測金屬管道外防腐層1 980 km，修復外防腐層破損點4 959處，破損點密度2.5 km-1，有效消除了管道外腐蝕失效隱患點。“十三五”期間管道檢測修復工作量見表8。管道防護層修復前后對比見圖8、圖9。

圖9 管道防護層修復后Fig.9 After the pipeline protection layer is repaired

表8 “十三五”期間管道檢測修復工作量Tab.8 Pipeline inspection and repair workload during the 13th Five-Year Plan period

圖8 管道防護層修復前Fig.8 Before the pipeline protection layer is repaired

（2）推廣應用井網陰極保護配套技術。喇嘛甸油田陰極保護建設采取以下三種方式：①以聯合站為核心的區域陰極保護，保護站內儲罐及埋地管道。實施站場區域陰極保護站44 座，站庫覆蓋率56.4%。②以計量間為單元的井網陰極保護，保護站場區域及單井集輸管道。實施井網陰極保護8座（保護管道1 183.5 km），集輸管道覆蓋率22.4%。③以站間管道為對象的犧牲陽極保護，保護集輸站間管道，累計78.2 km。

井網陰極保護情況見圖10。

圖10 301隊喇501站井網陰極保護示意圖Fig.10 Schematic diagram of cathodic protection of well net in Team 301 La501 Station

研究形成了以計量間為單元、覆蓋單井管道的井網陰極保護配套技術：包括廢舊油管輔助陽極技術、用陰極保護自動調控技術、推廣井網陰極保護技術。

“十四五”末建成北北塊陰極保護網，配合地上零碳示范區建設，努力建設成無泄漏作業區。

3.2 管道內腐蝕失效治理

（1）加強注聚管道內涂層質量檢測[5]。2018年，依據SY/T0442 標準，對4 項關鍵指標（外觀、厚度、漏點、附著力）開展熔結環氧粉末內涂層質量快速檢測，當年抽檢管材26 個批次、79 件樣品，有31.67 km不合格管材被退回，直接取消管材訂貨50 km。

抽檢制度：①每10 km 金屬管道隨機抽取3根，加工成20 cm長的標準件；②同一批次產品經廠家抽檢、現場抽檢2次抽檢合格方可使用。

管道檢測過程見圖11。

圖11 管道檢測過程Fig.11 Pipeline inspection process

2020 年新增指標：落錘試驗機抗8J 沖擊合格。2019、2020 年，兩年共抽檢管材58 個批次、183件樣品，480 km管材全都合格。

（2）注聚管道應用內堆焊技術。調研長慶油田和勝利油田，內涂層地面管線在焊接中全部成熟應用了不銹鋼接頭或者內堆焊合金鋼技術，從根本上杜絕了焊口處的內腐蝕。從成本上考慮，建議應用內堆焊免補口技術。其技術原理是在管材的端口內壁預先利用激光焊接上耐蝕合金層，合金層寬度5 mm，厚度1.5 mm，有效解決了焊縫腐蝕問題，最小口徑達到48 mm。

（3）應用改性高分子熱熔覆內襯防腐管道。其管道結構見圖12。

圖12 改性高分子熱熔覆內襯管道Fig.12 Modified polymer heat-coated lined pipeline

性能特點：改性高分子熱熔覆內襯管具有耐沖擊性、耐溫性（-30 ℃～+1 20℃）、致密性、連續性、耐腐蝕性和光潔度等特點，性能均優于熔結環氧粉末涂層，同時管材主體選擇修復后的廢舊油管，經清洗、探傷、水壓合格后，進行熱熔覆內襯防腐。

連接方式：管材中間連接采用西安石油管材院研制的配套接箍和螺紋密封脂（TGL-818A），水壓爆破實驗、氫致開裂和硫化物應力開裂試驗均達標。兩端采用機械壓接接頭連接。管道中間、兩端部位見圖13、圖14。

圖13 中間采用螺紋連接接頭Fig.13 Thread connection joint is used in the middle

圖14 兩端采用機械壓接接頭Fig.14 Mechanical crimp joints are used at both ends

2018 年12 月，在喇4-PS3116 注聚單井管道埋設了3 組試驗管段，由4 種內防腐工藝（裸管、環氧粉末涂層、改性高分子熱熔內襯、鈦石墨納米涂層、TNF 涂層）及3 種內補口（內堆焊、螺紋連接、保護補口接頭）連接組成，每年取出1段，已取出2 段。直觀觀察發現金屬裸管表面已經腐蝕；高分子熱熔內襯管沒有變化；環氧粉末內涂層管道焊口處涂層破損、表面腐蝕；鈦石墨納米涂層焊口處涂層高溫氧化變黑；TNF內涂層管道表面氧化銹蝕；內堆焊接頭、螺紋接頭、保護補口接頭都沒有腐蝕，直接焊接管處發生腐蝕。

改性高分子熱熔覆內襯管道采取兩種工藝：對廢舊油管清洗、探傷、水壓合格后，進行高分子熱熔覆內襯防腐；對普通成品鋼管，進行高分子熱熔覆內襯防腐。

2020 年8 月在2 口注聚單井管道和1 口集輸單井管道開展現場試驗，應用廢舊油管，中間絲扣連接、兩端使用機械壓接接頭連接。總應用長度1.14 km，目前運行正常，持續跟蹤防腐效果。下步計劃在集輸管道和注聚管道規模應用。

4 結論及認識

（1）喇嘛甸油田進入特高含水多元開發階段，綜合含水達97.2%，水驅油井采出液平均含聚濃度150 mg/L以上，輸送介質腐蝕性增強，突出表現為集油、摻水熱洗管道內腐蝕失效嚴重，占比高達83%。需要從頂層設計入手，完善管道內防腐設計，應用新型內防腐管材。

（2）清配混稀的注聚管道內腐蝕失效嚴重，占比高達73.4%。熔結環氧粉末內涂層管道出現不適應性，如果繼續使用，建議采取內堆焊補口技術，減少管道焊口處腐蝕失效次數，同時加大應用新型內防腐管材。

（3）規模化推廣應用新型內防腐管材，如改性高分子熱熔覆內襯防腐管道、鋼骨架復合管段、內堆焊補口、機械壓接接頭補口等配套技術，從根本上解決金屬管道內腐蝕失效嚴重的難題。