油田埋地管道腐蝕機理及防治對策研究

張奎鵬 李碩

大慶油田有限責任公司第五采油廠

“十三五”期間，大慶油田第五采油廠腐蝕防護工作形式嚴峻，由于聚驅規模不斷擴大、油田開發區域土壤腐蝕性強等因素，導致管道失效率在2017 年大幅度增加，至2018 年達到峰值1.18 km-1·a-1。近年管理上采取加大更新改造力度、加強新建管道質量監督、規范維修堵漏流程等措施，技術上通過深化腐蝕機理研究、推廣成熟陰保技術、探索檢測修復技術等措施，逐步降低了腐蝕穿孔帶來的安全環保隱患。

1 建設現狀及失效情況

目前第五采油廠共建各類埋地管道8 918 km，按輸送介質，壓力等級和管徑分類。其中Ⅰ類管道57.4 km，全部為外輸油管道；Ⅱ類管道958.7 km，主要為油、氣集輸站間管道和注入干線；Ⅲ類管道7 901.9 km，主要為單井油集輸，注入和部分輸氣、污水管道，投產15 年以上管道有3 069.3 km，占比34.4%，比例較大。埋地管道建設情況見表1。油田經過50 年的開發歷程，埋地管道老化問題凸顯，腐蝕穿孔隱患日趨嚴重。

表1 埋地管道建設情況Tab.1 Construction status of buried pipelines

2021 年9 月末，全廠各類埋地管道失效5 060次，綜合失效率0.757 km-1·a-1，較去年同期下降0.14 km-1·a-1。從管道類別看，失效主要集中在Ⅲ類管道的注入和油集輸系統，失效率分別為1.478 km-1·a-1和0.587 km-1·a-1，遠超油田公司0.39 km-1·a-1的平均水平。Ⅲ類管道的防護治理工作，是解決管道失效率高的根本任務，埋地管道失效情況見表2。

表2 埋地管道失效情況Tab.2 Failure status of buried pipelines

2 存在的問題及原因分析

2.1 腐蝕管道總量大，使用年限短

“十三五”全廠共有3 465 km 管道失效39 493次，腐蝕因素導致的管道失效有35 164 次，占89%。其中內腐蝕占49.9%，外腐蝕占39.1%。腐蝕因素是導致管道失效嚴重的首要原因。

2.1.1 內腐蝕原因分析

（1）輸送介質腐蝕性強。2016 年，對杏四聯系統采樣，進行礦化度分析，平均礦化度為5.54×103mg/L，其中氯化物平均質量濃度1.24×103mg/L，Cl-具有強烈的穿晶作用[1-3]，破壞金屬晶格，導致碳鋼產生應力腐蝕開裂，加劇腐蝕。杏四聯系統主要生產節點礦化度見表3。

表3 杏四聯系統主要生產節點礦化度Tab.3 Mineralization degree of main production nodes in Xing-4 Multi-purpose Station system

根據行業標準SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》，采用Ryznar 穩定指數法（SAI 法）計算不同溫度下各節點SAI 值[4]。結果顯示，在常溫下介質具有嚴重結垢趨勢，易導致垢下腐蝕嚴重，各節點SAI 值與溫度對應關系見表4。

表4 各節點SAI 值與溫度對應關系Tab.4 Corresponding relationship between SAI value and temperature at each node

采用耦合多電極法[5]對36 口油水井介質進行腐蝕速率測量。結果顯示，集輸系統平均腐蝕速率為105.4 μm/a，注入系統為149.7 μm/a。根據行業標準SY 0007—1999《埋地鋼制管道及儲罐防腐工程設計規范》[6]，管道及儲罐內介質腐蝕性分級標準，集輸系統介質腐蝕性為中級，絕大部分注入系統腐蝕性為高級，注入系統腐蝕情況比集輸系統嚴重。不同介質腐蝕速率見表5。

表5 不同介質腐蝕速率Tab.5 Corrosion rates in different media

（2）聚驅細菌腐蝕嚴重。2018 年針對杏十二區聚驅腐蝕嚴重問題開展了腐蝕機理研究，除礦化度和Cl-含量較高外，還發現聚驅介質中細菌含量普遍較高。杏十二區聚驅礦化度分析見表6。

表6 杏十二區聚驅礦化度分析Tab.6 Mineralization degree analysis of polymer flooding in Xing-12 District

通過微觀結構、X 射線和能譜分析測定得出，細菌是注入管道腐蝕的主要因素，氧是集輸管道腐蝕的主要因素。杏二二區聚驅腐蝕產物含量測定結果見表7。

表7 杏十二區聚驅腐蝕產物含量測定Tab.7 Determination of polymer flooding corrosion products in Xing-12 District

聚合物為高分子化合物，在氫鍵的作用，其分子鏈很難舒展開，因此對介質中的微小顆粒能夠起到包裹、絮凝和沉降作用，加速結垢形成，造成垢下腐蝕。垢層為細菌提供了穩定的生長條件，細菌通過分泌酰胺霉將聚合物的酰氨基降解，生成羧基并釋放出NH3，而NH3為微生物提供了氮源。NH3通過與水中游離的H+結合生成NH4+，再通過氨的同化變成谷氨酸或氨甲酰磷酸，最終通過轉氨基作用合成氨基酸，因此聚合物間接為細菌生長和繁殖提供了養分，造成細菌大量繁殖，加速了聚驅系統腐蝕[7]。

2.1.2 外腐蝕原因分析

（1）土壤腐蝕性強。油田開發區域匯水面積673 km2，多處于沼澤低洼地帶，海拔高度在131～145 m 之間，大部分區塊地下水位在0.5～1.0 m 之間。相較于其他采油廠，采油五廠地勢條件更易導致地下水匯集。為掌握全廠各區塊土壤腐蝕性，2015 年，對全廠474 處土壤電阻率和腐蝕性等理化指標進行化驗分析。結果顯示，全廠90%以上區域土壤腐蝕性屬于強、中等級，外腐蝕控制難度大。

對全廠31 處點位進行土壤腐蝕速率測量，數據顯示，高臺子油田土壤腐蝕性較輕，杏南、太北部分地區土壤為強腐蝕等級[8]，對碳鋼平均腐蝕速率為0.09 mm/a。金屬腐蝕程度評價及土壤腐蝕性數據統計見表8。

表8 金屬腐蝕程度評價及土壤腐蝕性數據統計Tab.8 Statistics of metal corrosion degree evaluation and soil corrosion data

（2）防腐保溫層不連續。2017 年，對23 條102 km 站間及以上管道進行外防腐保溫層檢測，共發現破損點284 處，現場開挖驗證64 處。調查發現，其中52 處是由于早期施工質量不達標造成的防腐保溫層破損。由于防護層和保溫層進水后，水分很難排出，管體長期浸泡在水中加速了管道的外腐蝕速率。防腐保溫層破損情況統計見表9。

表9 防腐保溫層破損情況統計Tab.9 Statistics of the defects of anti-corrosion and thermal insulation layers

綜合來看，以壁厚3.5 mm 管道為例，按內、外腐蝕進程同時發展計算，均勻腐蝕條件下，管道平均壽命約為16 年，但點蝕發生的速率往往更快，進一步降低了管道使用年限。

2.2 陰極保護覆蓋范圍小，保護效果不均衡

全廠陰極保護主要采用強制電流和犧牲陽極兩種方式，其中強制電流陰極保護管道1 456.7 km，犧牲陽極保護管道1 673.4 km。目前全廠實施陰極保護管道占鋼質管道總量40.5%，覆蓋率還比較低，油氣集輸系統還有約3 270.8 km 僅依靠外防腐層保護。對有無陰極保護管道失效情況進行統計表明，實施保護管道的年均失效率普遍低于0.5 km-1·a-1，其中強制電流保護效果最好。由于保護范圍的不均衡，導致無保護管道成為了失效主體。有無陰極保護管道建設及失效情況統計見表10、表11。

表10 有無陰極保護管道建設情況統計Tab.10 Construction statistics of the pipelines with and without cathodic protection

表11 有無陰極保護管道失效情況統計Tab.11 Failure statistics of the pipelines with and without cathodic protection

2.3 非金屬管道管理難度大，維修困難

非金屬管道有玻璃鋼、鋼骨架塑料復合管、連續增強塑料復合管和塑料合金復合管四種材質，建設總長1 179.5 km。其中玻璃鋼和連續增強塑料復合管占比最大，有1 003.3 km。經統計：非金屬管道失效中鋼轉換部位腐蝕和機械損傷占比最大，為98.2%；少量為管體變性導致的強度下降所致。非金屬管道在應用中存在凍堵后無法電解堵、鋼轉換部位易重復穿孔等問題，目前尚無專業隊伍和技術處理非金屬管道失效，因此只能外委維修。不同類別非金屬管道失效情況見表12。

表12 不同類別非金屬管道失效情況Tab.12 Failure status of different types of nonmetallic pipelines

非金屬管失效原因分析：

（1）鋼轉換部位重復維修，腐蝕速率加快。鋼轉換部位失效占52.6%。該部位腐蝕原因與金屬管道相同，但經重復穿孔、堵漏后，焊點或局部更換管段與原管段會形成電位差異，加速電化學腐蝕；

（2）管道走向不清，施工作業中誤將管道挖斷。由于管道建設情況復雜，種類繁多，密度較大，施工人員對管道走向掌握不清。同時非金屬管道強度較金屬管道低，在堵漏維修等施工作業中很容易被挖斷。

（3）部分管道發生管體變性，強度下降。如太一聯污水處理站至太二聯注水站污水管道，該管道投產于2001 年，玻璃鋼材質，全長9 km，管道規格DN300。2021 年累計失效7 次。對失效部位維修時發現，局部管體出現變黑、強度下降的情況。

3 解決對策及實施效果

“十三五”以來，第五采油廠以“股份公司油田管道和站場完整性管理規定”為指導，明確了以油田管理部為廠級管道主管部門，工藝研究所為技術管理中心等7 個主要部門職責。在油田公司相關部門的支持下，近年通過采取五項治理工程、強化三項管理舉措的治理措施，逐步降低管道腐蝕穿孔帶來的安全環保隱患。

3.1 五項治理工程

（1）腐蝕管道更新改造工程。根據投產年限、穿孔次數、檢測報告符合更換等條件，按照輕重緩急，逐年對腐蝕老化管道安排更換。“十三五”期間累計投資3.9 億元，更換嚴重影響油水井正常生產管道903 km。2021 年，又投資3 091 萬元，更換管道76 km。目前失效率已由最高時的1.18 km/a 下降至0.76 km-1·a-1。

（2）防腐層檢測修復工程。按埋地管道類別和風險等級排序，采取“邊檢邊修”方式，累計投資1 927 萬元，檢測各類管道1 167 km，發現并修復破損點6 995 處。2021 年繼續對無檢測報告的“雙高”及Ⅰ、Ⅱ類管道余量進行梳理，又投資450 萬元，安排檢測444 km。檢修完畢后，Ⅰ、Ⅱ類及“雙高”管道檢修覆蓋率將達到100%。

（3）陰極保護完善工程。在杏南316#等5 座計量間71 km 管道進行了以廢棄油井套管作為輔助陽極的陰極保護技術試驗，以杏南316#計量間為例，該計量間受保護管道有24 條7.9 km。實施陰極保護前，年均失效率1.52 km-1·a-1。實施后，年均失效率降至0.41 km-1·a-1，保護效果良好。為繼續擴大陰極保護應用規模，“十三五”期間結合老區改造和產能項目，又新增陰極保護站47 座，安裝犧牲陽極510套，有效保護單井及站間以上管道746 km。

（4）跨渠管道檢測修復工程。為實現管道精準維護，采用超聲導波檢測技術檢測杏十三-1、杏Ⅴ-Ⅱ聯合站等7 座站場站內架空管道16 km，發現管體損傷63 處，缺陷位置驗證符合率92.8%，效果良好。2021 年，投資153 萬元對全廠651 條52 km跨渠管段管體進行損傷評價，根據檢測結果采取補強或局部更換等措施，徹底消除跨渠管段泄漏風險隱患。

（5）埋地管道不開挖修復工程。為避免管道泄漏造成環境污染和土地糾紛等問題，采用內翻返和內穿插技術修復環境敏感、無更換路由單井管道26 條12.4 km。其中利用翻返法修復技術修復的21條管道中，僅杏8-丁4-347 還在運行，其他管道均出現了內襯脫落，堵塞管道的情況，目前各單位已對這20 條管道進行了更換，可見翻返法不開挖修復技術使用效果較差。2020 年，又采用內襯硬質纖維管的內穿插技術修復5 口單井，避免了軟管破損脫落堵塞管道情況的發生，投產1 年來未發生管道堵塞、穿孔和運行壓力升高的情況，總體看，內穿插修復技術優于翻返法修復技術。

3.2 三項管理舉措

（1）強化新建管道監督。2019 年，公司為第五采油廠配備管材質檢設備7 臺，通過開展專業技術培訓，明確屬地監管職責，目前已抽查新建管道609 km，發現防護層破損、焊道未做防腐等問題2 407 處，內涂層厚度不達標46 km，均已得到有效整改，實現了抽檢覆蓋率100%。

（2）嚴格執行堵漏操作規范。2015 年，第五采油廠率先在油田推廣實施了腐蝕穿孔管道防腐維護管理辦法，形成了“三個統一”“一個規范”的維護管理原則，杜絕了堵漏后不做防腐的現象。2018 年起，對全部失效的站間及以上管道堵漏后加裝犧牲陽極520 套，有效降低了重復穿孔的發生。

（3）開展隱患專項調查。通過明確高后果區管道失效影響范圍，對敏感區域管道開展隱患專項調查，采取管道更換與技防措施相結合的方式，逐步降低泄漏風險隱患。目前擬定“十四五”期間共更換管道864 km，待全部更換完畢，腐蝕管道余量將降至1 622 km，預計綜合失效率降至0.27 km-1·a-1以下，大幅接近股份公司控制管道失效控制指標。

4 下步工作安排

（1）深化優化“十四五”管道隱患治理方案。通過現場實際調查，深入剖析各高后果區詳圖，明確區域范圍所轄管道數量及具體走向，進一步優化管道更新改造設計及技防措施分布，充分利用投資，提高高后果區保護效果。

（2）開展轉油站系統完整性評價研究。在杏南十五轉油站集輸系統22 km 金屬管道和10 km 非金屬管道開展腐蝕失效治理和非金屬管道檢測修復研究。最終形成集輸系統管道腐蝕控制技術和非金屬管道檢測維修規范。

（3）自主開發完善數據統計分析平臺。鑒于A5 數據庫數據統計分析功能相對薄弱，在2018 年自主開發的管道完整性管理平臺基礎上，從腐蝕防護工作實際需求出發，進一步完善平臺數據統計分析功能，提高數據管理水平。

（4）開展硫化氫腐蝕機理及對策研究。2019年，采油五廠在天然氣系統中首次發現硫化氫氣體，相關研究顯示，濕硫化氫引起碳鋼開裂的上限濃度為50 mg/L[9-10]。全廠47 座站場氣集輸系統中，硫化氫濃度大于50 mg/L 的有35 座，最高濃度達296 mg/L。下步將開展硫化氫在不同介質中的含量測定及對碳鋼腐蝕速率測量等相關機理研究，并采取相應措施控制硫化氫含量，提前做好硫裂腐蝕的預防工作。