宋成立，付安慶，林冠發(fā)，袁軍濤

（中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，西安710077）

某油田地面管線腐蝕穿孔分析與治理

宋成立，付安慶，林冠發(fā)，袁軍濤

（中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，西安710077）

為了有效控制油田地面管線腐蝕穿孔事故，針對(duì)某油田地面管線2014年腐蝕穿孔的情況，從管道材質(zhì)、輸送介質(zhì)及腐蝕形式等方面進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析。分析結(jié)果顯示，最易導(dǎo)致腐蝕穿孔的管線是污水管線，且普遍屬于內(nèi)腐蝕，主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2電化學(xué)腐蝕最終導(dǎo)致了穿孔。同時(shí)研究了導(dǎo)致金屬管線和非金屬管線腐蝕穿孔的主控影響因素，在此基礎(chǔ)上提出了具體的防治和管理措施，從而事先預(yù)防管線的腐蝕穿孔，保障油田的安全正常生產(chǎn)。

腐蝕；地面管線；穿孔；主控因素；防治措施

腐蝕是材料在環(huán)境作用下引起的破壞，貫穿于石油天然氣行業(yè)的各個(gè)環(huán)節(jié)。管道腐蝕是一個(gè)長期存在的問題，不僅影響了管道的正常生產(chǎn)和運(yùn)營，而且會(huì)造成能源浪費(fèi)和經(jīng)濟(jì)損失，甚至還將造成環(huán)境污染和安全事故，如何有效減少地面管線穿孔次數(shù)，一直是困擾油田作業(yè)的重大課題[1]。

某油田為碳酸鹽巖縫洞型油藏，稠油和超稠油采輸工藝有別于常規(guī)油田，采用儲(chǔ)層酸壓改造作業(yè)，失去活性的殘酸液與地層反應(yīng)，產(chǎn)生二元弱酸，使水質(zhì)pH值下降，酸性增強(qiáng)；另外，采油過程中溶解氧的介入，使其原本苛刻的腐蝕環(huán)境更加惡劣，導(dǎo)致地面管線腐蝕穿孔頻發(fā)，對(duì)油田的正常安全生產(chǎn)造成極大的影響。本研究對(duì)該油田2014年地面管線穿孔情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，明確了影響腐蝕的主控因素，并提出了防治對(duì)策。

1 管線腐蝕穿孔統(tǒng)計(jì)

該油田地面管線總長4 121.5 km，2014年全年共發(fā)生穿孔或剌漏170次，平均穿孔數(shù)為4.1次/100 km，穿孔或刺漏的管線類型較多。穿孔的管線主要以內(nèi)腐蝕為主，管線材質(zhì)大多數(shù)是20鋼，還有16Mn、20G、L245M和玻璃鋼等。

按照輸送介質(zhì)的不同來統(tǒng)計(jì)管線的穿孔次數(shù)，輸送污水和原油的管線穿孔次數(shù)所占比例最大，約82%，在腐蝕控制方面需重點(diǎn)考慮。其中，有79%是單井管線，其余為集輸干線和站內(nèi)匯管等。

該油田170次管線穿孔或刺漏中金屬管線有151次，非金屬管線有19次。其中20鋼65條管線穿孔達(dá)到135次；L245M鋼有4條管線穿孔10次；16Mn鋼有3條管線穿孔4次；玻璃鋼有4條管線穿孔12次；其余20G鋼管線、柔性復(fù)合管和鋼骨架復(fù)合管線各1條，共穿孔9次。

經(jīng)統(tǒng)計(jì)，金屬管線穿孔大多為內(nèi)腐蝕引起的，約占84%，穿孔位置除了管體，也有分布在彎頭或焊縫處，且集中在5點(diǎn)～6點(diǎn)鐘方向；而非金屬管線穿孔大多發(fā)生在接頭處，約占63%。

根據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，該油田2014年地面管線腐蝕穿孔主要呈現(xiàn)以下特點(diǎn)：①腐蝕穿孔主要以內(nèi)腐蝕為主；②腐蝕穿孔主要集中在污水和原油管線上，且在單井管線上頻發(fā)；③金屬管線穿孔位置多分布在內(nèi)壁底部，耐蝕性能較好的非金屬管線管也發(fā)生了穿孔，穿孔位置多在接頭處。

2 金屬管線穿孔主控影響因素分析

由于該油田采出液含水率較高，當(dāng)溶解氧介入后，會(huì)形成更為復(fù)雜的CO2-H2S-Cl--H2O-O2電化學(xué)腐蝕環(huán)境體系。筆者結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際工況，對(duì)該油田金屬管線腐蝕穿孔的主控影響因素進(jìn)行分析。

2.1 采出液含水率高

隨著油田開采進(jìn)程的深入，采出液含水率不斷上升，部分區(qū)域進(jìn)入高含水期。油水介質(zhì)經(jīng)過長距離輸送，部分水在管道底部聚集，無法順利隨介質(zhì)一同輸送進(jìn)站，在管道低洼及爬坡段滯留，形成積液腐蝕，并在管道缺陷等薄弱點(diǎn)發(fā)生腐蝕[2]。該油田在含水率＜30%的區(qū)域發(fā)生腐蝕穿孔35次，占比20.6%；在含水率30%～60%的區(qū)域發(fā)生腐蝕穿孔57次，占比33.5%；在含水率＞60%的區(qū)域發(fā)生腐蝕穿孔78次，占比45.9%?？梢?，含水率越高，腐蝕穿孔越容易發(fā)生。

2.2 CO2和H2S的共存影響

CO2與H2S的分壓比決定CO2和H2S共存條件下的腐蝕狀態(tài)，有研究認(rèn)為，CO2與H2S的分壓比可分為3個(gè)部分，當(dāng)，H2S控制腐蝕過程，腐蝕產(chǎn)物主要為FeS； 當(dāng)500，CO2與H2S混合交替控制，腐蝕產(chǎn)物為FeS和 FeCO3；當(dāng)＞500， CO2控制腐蝕過程，腐蝕產(chǎn)物主要是FeCO3[3-4]。由于腐蝕介質(zhì)含量的差異，運(yùn)行工況壓力和溫度的不同，該油田各區(qū)域腐蝕類型主控因素也不同，約20%的區(qū)域以H2S腐蝕為主，30%的區(qū)域以CO2腐蝕為主，剩余50%的區(qū)域以H2S與CO2交替腐蝕控制，即采出水中溶解的CO2和H2S腐蝕性氣體共同作用引起金屬腐蝕。

2.3 Cl-加速電化學(xué)腐蝕進(jìn)程

由于C1-半徑較小，極性強(qiáng)，易穿透保護(hù)膜，在腐蝕產(chǎn)物膜未覆蓋的區(qū)域，Cl-催化機(jī)制使得陽極活化溶解。該油田采出水Cl-含量高，為（12～17）×104mg/L，使得催化作用增大， 陽極活化溶解速率也增大，一方面在于對(duì)腐蝕產(chǎn)物膜的破壞，增大了活性區(qū)域面積，加速了CO2和H2S等電化學(xué)腐蝕進(jìn)程；另一方面則會(huì)加速區(qū)域陽極溶解，降低腐蝕過程中鈍化的可能性[5]，即在大范圍腐蝕產(chǎn)物膜未破壞區(qū)域和小范圍活性區(qū)域之間形成大陰極和小陽極的鈍化-活化腐蝕電池，使腐蝕向基體縱深發(fā)展而形成蝕孔。

2.4 吸氧腐蝕嚴(yán)重

對(duì)于間歇注水、鹽水掃線和伴水輸送等生產(chǎn)方式的管道，由于輸水流程無法實(shí)現(xiàn)全程密閉，會(huì)引入部分溶解氧，從而造成管道快速腐蝕。研究表明，O2的腐蝕性>CO2的腐蝕性>H2S的腐蝕性[6]。溶解氧與管道內(nèi)壁具有保護(hù)性的腐蝕產(chǎn)物碳酸亞鐵發(fā)生反應(yīng)

由于形成的Fe2O3腐蝕產(chǎn)物膜比較疏松，會(huì)使管道露出更多的新鮮金屬表面，從而使O2與H2S、CO2酸性腐蝕氣體相互促進(jìn)，產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，進(jìn)而加速腐蝕的進(jìn)行[7]。

綜上所述，水是造成腐蝕的重要因素，正是因?yàn)橛兴拇嬖?，攜帶H2S和CO2等多種腐蝕性離子，在Cl-及溶解氧的催化劑作用下，對(duì)金屬管材造成腐蝕。管道內(nèi)如果沒有水或水不與管壁接觸，即使H2S和CO2氣體含量再高，管道也不會(huì)發(fā)生電化學(xué)腐蝕。因此，高含水原油管線因管底沉積高礦化度和腐蝕性強(qiáng)的液相水導(dǎo)致穿孔事故頻發(fā)；井口出來的井流物具有很強(qiáng)的腐蝕性，所以距井口不遠(yuǎn)距離的單井管線最容易被腐蝕；污水管線含有腐蝕性相對(duì)較強(qiáng)的介質(zhì)和固體顆粒，就容易發(fā)生局部腐蝕或沖刷腐蝕，特別是不均勻性沉積更容易產(chǎn)生點(diǎn)蝕，導(dǎo)致腐蝕穿孔。

3 非金屬管線穿孔主控影響因素分析

非金屬管線的泄漏集中在接頭部位產(chǎn)生的裂縫或接頭脫節(jié)處，原因在于非金屬管線的現(xiàn)場(chǎng)施工技術(shù)要求非常高，而通?，F(xiàn)場(chǎng)施工條件不完備或不理想，并且現(xiàn)場(chǎng)施工人員的技術(shù)水平參差不齊，導(dǎo)致施工結(jié)果不能完全滿足設(shè)計(jì)要求[8]。

以玻璃鋼管插入式連接為例，非金屬管線的現(xiàn)場(chǎng)施工質(zhì)量主要存在以下問題：

（1）插入的公母端結(jié)構(gòu)要求嚴(yán)格配套，完整的玻璃鋼管線公母端是在工廠制作的，但現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)往往要根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)管件的長短進(jìn)行截取，從而需要在現(xiàn)場(chǎng)重新制作公母端?，F(xiàn)場(chǎng)制作條件和工具的限制以及制作水平的差異，往往很難使連接達(dá)到完全匹配，這導(dǎo)致連接后的密封性和連接強(qiáng)度達(dá)不到設(shè)計(jì)的耐壓要求。

（2）公母端在插入前需涂抹一層粘接膠以保證密封性和連接強(qiáng)度，但現(xiàn)場(chǎng)涂抹時(shí)往往會(huì)發(fā)生涂抹不到位、涂抹不均勻、涂抹時(shí)表面未清除干凈以及涂抹表面未打毛等現(xiàn)象，從而造成了結(jié)合強(qiáng)度不夠及密封性難以保證的結(jié)果。

（3）當(dāng)遇到風(fēng)沙大、濕度過高、溫度較高等環(huán)境因素，導(dǎo)致未完全固化的接頭承受較大的拉伸應(yīng)力作用，接頭強(qiáng)度較低。此外公母端擠壓時(shí)間和強(qiáng)度不足等原因易造成后期服役期間的刺漏現(xiàn)象。

（4）使用過程中受到較大的拉應(yīng)力和扭曲變形等也可能造成剌漏。

（5）施工人員技術(shù)水平欠缺，未按技術(shù)要求或施工規(guī)范操作導(dǎo)致施工質(zhì)量問題。

以上施工因素造成接頭部位的密封性和結(jié)合強(qiáng)度的質(zhì)量問題，將導(dǎo)致非金屬管線在施工完成后，隨著服役時(shí)間的增加，其力學(xué)性能尤其是接頭部位的結(jié)合強(qiáng)度和密封性下降，接頭部位發(fā)生穿孔或刺漏的次數(shù)就會(huì)隨之增加。

4 防治措施

4.1 加注緩蝕劑及嚴(yán)格管理

從上述的分析可以看出，多數(shù)金屬管線都在含水率較高的腐蝕環(huán)境下發(fā)生了一次或多次穿孔或剌漏，如注水、污水、含水原油或油氣水混合物等。目前，該油田僅在污水處理流程的污水沉降罐出口加注了緩蝕劑，后面經(jīng)過了污水除油器、過濾器、精細(xì)過濾器和污水緩沖罐，最后通過污水注水泵注入到注水井中。可見，所加緩蝕劑經(jīng)過了多道處理過程，對(duì)注水管線的耐蝕作用逐漸變?nèi)酰@導(dǎo)致了注水單井管線（特別是金屬管線）在注水泵增壓后的管道容易產(chǎn)生腐蝕穿孔或剌漏。

緩蝕劑是一種簡單且行之有效的防腐措施，在油田開發(fā)的油氣生產(chǎn)系統(tǒng)中，加注緩蝕劑能有效抑制管道的腐蝕。但是，由于緩蝕劑要進(jìn)行篩選，起初要持續(xù)加注最小量，隨著生產(chǎn)過程的進(jìn)行，腐蝕環(huán)境發(fā)生變化后，就要進(jìn)行再篩選評(píng)價(jià)或改變加注量[9]。因此，為了保證加注緩蝕劑應(yīng)有的防腐效果，需要一個(gè)長期過程。

4.2 使用內(nèi)涂敷管

內(nèi)涂敷也是目前金屬管道防腐效果較好的一種防腐措施，在國內(nèi)外許多油田得到了廣泛應(yīng)用。內(nèi)涂敷管從成本上來說，與其所用涂層有很大的關(guān)系，不同的涂料成本也不同，但與本身裸管相比增加不多。該油田內(nèi)涂敷管的應(yīng)用較少，只占到5%左右，主要因?yàn)閮?nèi)涂敷生產(chǎn)過程難以確保100%不存在缺陷，以及現(xiàn)場(chǎng)內(nèi)涂層補(bǔ)口的質(zhì)量難以保障。但并不是說內(nèi)涂敷管就不能在油田上運(yùn)用，實(shí)際上內(nèi)涂敷管在油田成功應(yīng)用的案例也有很多，關(guān)鍵是涂層質(zhì)量的控制和生產(chǎn)過程的嚴(yán)格檢測(cè)監(jiān)控，以及對(duì)現(xiàn)場(chǎng)補(bǔ)口施工的嚴(yán)格把關(guān)[10]。因此，在油田地面系統(tǒng)推廣使用內(nèi)涂敷管是有必要的，可在腐蝕性強(qiáng)的原油集輸干線和單井管道上使用，采用無溶劑環(huán)氧樹脂涂料，主要成分為雙酚A型環(huán)氧樹脂的產(chǎn)品，噴涂工藝分為工廠預(yù)制高壓無氣噴涂和現(xiàn)場(chǎng)風(fēng)送擠涂兩種，工廠預(yù)制的內(nèi)涂層管現(xiàn)場(chǎng)可采取小車補(bǔ)口的方式。

4.3 加大非金屬管的投用，提高非金屬管的施工質(zhì)量

非金屬管道的應(yīng)用是地面管道防腐的有效手段，非金屬管道具有優(yōu)異的耐蝕性能，且不結(jié)垢、質(zhì)量輕、成本低以及無需內(nèi)涂層或陰極保護(hù)，在國內(nèi)外油田得到廣泛的應(yīng)用。但與金屬管道相比，其施工過程的要求更加苛刻，很多配套工藝都需在現(xiàn)場(chǎng)完成，因此嚴(yán)格要求非金屬管道現(xiàn)場(chǎng)施工規(guī)范，保證非金屬管道的正確使用以及加強(qiáng)日常維護(hù)管理顯得至關(guān)重要。非金屬管耐蝕性的突出優(yōu)勢(shì)在油田集輸、注水生產(chǎn)中表現(xiàn)出了極強(qiáng)的適應(yīng)性，再加以施工過程的保護(hù)和技術(shù)管理，將會(huì)產(chǎn)生明顯的經(jīng)濟(jì)效益。

4.4 強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)焊接質(zhì)量的監(jiān)督管理

對(duì)于裸管的油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，大多數(shù)采用焊接，而焊接都在現(xiàn)場(chǎng)完成，主要包括管口對(duì)接、固定、預(yù)熱（冬季施工時(shí)）、打底焊、過渡焊、表焊、修理、熱處理、無損檢測(cè)等環(huán)節(jié)，每個(gè)環(huán)節(jié)都比室內(nèi)焊接有更多難以實(shí)現(xiàn)的條件，如溫度、濕度、熱處理、保護(hù)氣等。因此，在現(xiàn)場(chǎng)焊接時(shí)容易產(chǎn)生裂紋、氣孔、咬邊、夾渣、未焊透、未熔合、錯(cuò)邊等缺陷，導(dǎo)致許多穿孔或剌漏都發(fā)生在焊接部位或其附近。所以只有強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)焊接質(zhì)量監(jiān)督，控制現(xiàn)場(chǎng)焊接人員資質(zhì)許可和施工技術(shù)水平，嚴(yán)格按照焊接規(guī)范或程序操作，提高焊接后檢測(cè)水平和準(zhǔn)確性，才能夠保證現(xiàn)場(chǎng)焊接的質(zhì)量和可靠性，從而保障管線的安全運(yùn)行。

4.5 對(duì)管線定期無損檢測(cè)，對(duì)不安全管線及時(shí)更換

對(duì)管線進(jìn)行無損檢測(cè)，可及時(shí)發(fā)現(xiàn)管線在一些關(guān)鍵部位或區(qū)域易產(chǎn)生穿孔或剌漏的可能性，并根據(jù)無損檢測(cè)結(jié)果，對(duì)管線的安全等級(jí)作出判斷，預(yù)測(cè)剩余壽命。對(duì)于安全等級(jí)達(dá)到4級(jí)，通過修補(bǔ)無法提高其安全性，同時(shí)剩余壽命處于2年以下的管線就要更換；對(duì)管線無損檢測(cè)結(jié)果安全等級(jí)處于3級(jí)的，要高度關(guān)注并盡量采取修補(bǔ)的方法，同時(shí)縮短無損檢測(cè)周期，盡早對(duì)發(fā)現(xiàn)的安全隱患及時(shí)消除。因此，定期的無損檢測(cè)和剩余壽命預(yù)測(cè)是非常必要的，對(duì)管線的安全運(yùn)行具有重要的意義。

4.6 定期進(jìn)行清管作業(yè)

腐蝕穿孔或剌漏是管線內(nèi)表面局部腐蝕的最終結(jié)果，而局部腐蝕與管線內(nèi)固體雜質(zhì)和結(jié)垢的不均勻性沉積有很大的關(guān)系[11]。同時(shí)，含水蒸汽的管線容易在低洼處凝結(jié)液體水，造成此處的局部腐蝕甚至腐蝕穿孔，因此及時(shí)進(jìn)行地面管線的清管工作，防止管線內(nèi)的局部結(jié)垢和生成凝結(jié)水，以免造成局部腐蝕甚至腐蝕穿孔。

4.7 高度關(guān)注腐蝕重點(diǎn)管線

從地面管線腐蝕穿孔統(tǒng)計(jì)分析可以看出，輸送注水、污水、高含水原油管線是腐蝕穿孔較多的管線，腐蝕性相對(duì)也較強(qiáng)，需要重點(diǎn)關(guān)注；彎頭、焊縫和接頭處應(yīng)縮短無損檢測(cè)周期，予以重視；依據(jù)腐蝕監(jiān)測(cè)結(jié)果和定期的無損檢測(cè)結(jié)果，特別是前期穿孔次數(shù)較多的管線，要重點(diǎn)關(guān)注和加強(qiáng)無損檢測(cè)，做到變“事后處理”為“事前預(yù)防”。

5 結(jié) 語

管道腐蝕穿孔嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)運(yùn)行，并造成資源浪費(fèi)和環(huán)境污染。明確油田腐蝕環(huán)境的特點(diǎn)及影響腐蝕的主控因素，進(jìn)而制定科學(xué)有效的防治措施，對(duì)有效減少腐蝕穿孔的次數(shù)有重要的作用。本研究在詳細(xì)統(tǒng)計(jì)分析某油田2014年地面管道腐蝕穿孔的基礎(chǔ)上，明確了腐蝕穿孔多發(fā)生在含水管線上，如污水管線、注水管線及含水原油管線等，分析了管線穿孔的主控影響因素，主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2電化學(xué)腐蝕最終導(dǎo)致了穿孔，進(jìn)一步從防腐手段、選材和管理等方面提出了具體的綜合防治措施。

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Surface Pipeline Corrosion Perforation Analysis of an Oil Field and Its Protective Measures

SONG Chengli,FU Anqing,LIN Guanfa,YUAN Juntao
（CNPC Tubular Goods Research Institute,Xi’an 710077,China）

In order to effectively control corrosion perforation accidents in oil field surface pipeline,according to the corrosion perforation condition in an oil field in 2014,the statistical analysis was carried out from pipeline material,transmission medium and corrosion type,etc.It found out that corrosion perforation most easily appeared in sewage pipeline,moreover generally belongs to the internal corrosion,mainly CO2-H2S-Cl--H2O-O2electrochemical corrosion eventually led to the punch.Then the main influence factors caused corrosion perforation of metal pipeline and nonmetal pipeline were further detailedly analyzed,on this basis some specific measures of prevention and management were put forward prevent corrosion perforation and ensure the safety production of oil field.

corrosion;surface pipeline;corrosion perforation;main factors;protective measures

TG113.231

B

10.19291/j.cnki.1001-3938.2016.02.012

宋成立（1989—），男，碩士，助理工程師，主要從事石油管腐蝕研究與防護(hù)工作。

2015-11-27

李 超