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，袁軍濤

（中國石油集團石油管工程技術研究院，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，袁軍濤

（中國石油集團石油管工程技術研究院，西安710077）

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

腐蝕；地面管線；穿孔；主控因素；防治措施

腐蝕是材料在環境作用下引起的破壞，貫穿于石油天然氣行業的各個環節。管道腐蝕是一個長期存在的問題，不僅影響了管道的正常生產和運營，而且會造成能源浪費和經濟損失，甚至還將造成環境污染和安全事故，如何有效減少地面管線穿孔次數，一直是困擾油田作業的重大課題[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油田，采用儲層酸壓改造作業，失去活性的殘酸液與地層反應，產生二元弱酸，使水質pH值下降，酸性增強；另外，采油過程中溶解氧的介入，使其原本苛刻的腐蝕環境更加惡劣，導致地面管線腐蝕穿孔頻發，對油田的正常安全生產造成極大的影響。本研究對該油田2014年地面管線穿孔情況進行了統計分析，明確了影響腐蝕的主控因素，并提出了防治對策。

1 管線腐蝕穿孔統計

該油田地面管線總長4 121.5 km，2014年全年共發生穿孔或剌漏170次，平均穿孔數為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腐蝕為主，管線材質大多數是20鋼，還有16Mn、20G、L245M和玻璃鋼等。

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

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、柔性復合管和鋼骨架復合管線各1條，共穿孔9次。

經統計，金屬管線穿孔大多為內腐蝕引起的，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～6點鐘方向；而非金屬管線穿孔大多發生在接頭處，約占63%。

根據統計結果，該油田2014年地面管線腐蝕穿孔主要呈現以下特點：①腐蝕穿孔主要以內腐蝕為主；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；③金屬管線穿孔位置多分布在內壁底部，耐蝕性能較好的非金屬管線管也發生了穿孔，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，當溶解氧介入后，會形成更為復雜的CO2-H2S-Cl--H2O-O2電化學腐蝕環境體系。筆者結合現場實際工況，對該油田金屬管線腐蝕穿孔的主控影響因素進行分析。

2.1 采出液含水率高

隨著油田開采進程的深入，采出液含水率不斷上升，部分區域進入高含水期。油水介質經過長距離輸送，部分水在管道底部聚集，無法順利隨介質一同輸送進站，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發生腐蝕[2]。該油田在含水率＜30%的區域發生腐蝕穿孔35次，占比20.6%；在含水率30%～60%的區域發生腐蝕穿孔57次，占比33.5%；在含水率＞60%的區域發生腐蝕穿孔78次，占比45.9%。可見，含水率越高，腐蝕穿孔越容易發生。

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，有研究認為，CO2與H2S的分壓比可分為3個部分，當，H2S控制腐蝕過程，腐蝕產物主要為FeS； 當500，CO2與H2S混合交替控制，腐蝕產物為FeS和 FeCO3；當＞500， CO2控制腐蝕過程，腐蝕產物主要是FeCO3[3-4]。由于腐蝕介質含量的差異，運行工況壓力和溫度的不同，該油田各區域腐蝕類型主控因素也不同，約20%的區域以H2S腐蝕為主，30%的區域以CO2腐蝕為主，剩余50%的區域以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-加速電化學腐蝕進程

由于C1-半徑較小，極性強，易穿透保護膜，在腐蝕產物膜未覆蓋的區域，Cl-催化機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，一方面在于對腐蝕產物膜的破壞，增大了活性區域面積，加速了CO2和H2S等電化學腐蝕進程；另一方面則會加速區域陽極溶解，降低腐蝕過程中鈍化的可能性[5]，即在大范圍腐蝕產物膜未破壞區域和小范圍活性區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展而形成蝕孔。

2.4 吸氧腐蝕嚴重

對于間歇注水、鹽水掃線和伴水輸送等生產方式的管道，由于輸水流程無法實現全程密閉，會引入部分溶解氧，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]。溶解氧與管道內壁具有保護性的腐蝕產物碳酸亞鐵發生反應

由于形成的Fe2O3腐蝕產物膜比較疏松，會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，產生協同效應，進而加速腐蝕的進行[7]。

綜上所述，水是造成腐蝕的重要因素，正是因為有水的存在，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，對金屬管材造成腐蝕。管道內如果沒有水或水不與管壁接觸，即使H2S和CO2氣體含量再高，管道也不會發生電化學腐蝕。因此，高含水原油管線因管底沉積高礦化度和腐蝕性強的液相水導致穿孔事故頻發；井口出來的井流物具有很強的腐蝕性，所以距井口不遠距離的單井管線最容易被腐蝕；污水管線含有腐蝕性相對較強的介質和固體顆粒，就容易發生局部腐蝕或沖刷腐蝕，特別是不均勻性沉積更容易產生點蝕，導致腐蝕穿孔。

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生的裂縫或接頭脫節處，原因在于非金屬管線的現場施工技術要求非常高，而通常現場施工條件不完備或不理想，并且現場施工人員的技術水平參差不齊，導致施工結果不能完全滿足設計要求[8]。

以玻璃鋼管插入式連接為例，非金屬管線的現場施工質量主要存在以下問題：

（1）插入的公母端結構要求嚴格配套，完整的玻璃鋼管線公母端是在工廠制作的，但現場施工時往往要根據現場管件的長短進行截取，從而需要在現場重新制作公母端。現場制作條件和工具的限制以及制作水平的差異，往往很難使連接達到完全匹配，這導致連接后的密封性和連接強度達不到設計的耐壓要求。

（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度，但現場涂抹時往往會發生涂抹不到位、涂抹不均勻、涂抹時表面未清除干凈以及涂抹表面未打毛等現象，從而造成了結合強度不夠及密封性難以保證的結果。

（3）當遇到風沙大、濕度過高、溫度較高等環境因素，導致未完全固化的接頭承受較大的拉伸應力作用，接頭強度較低。此外公母端擠壓時間和強度不足等原因易造成后期服役期間的刺漏現象。

（4）使用過程中受到較大的拉應力和扭曲變形等也可能造成剌漏。

（5）施工人員技術水平欠缺，未按技術要求或施工規范操作導致施工質量問題。

以上施工因素造成接頭部位的密封性和結合強度的質量問題，將導致非金屬管線在施工完成后，隨著服役時間的增加，其力學性能尤其是接頭部位的結合強度和密封性下降，接頭部位發生穿孔或刺漏的次數就會隨之增加。

4 防治措施

4.1 加注緩蝕劑及嚴格管理

從上述的分析可以看出，多數金屬管線都在含水率較高的腐蝕環境下發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，后面經過了污水除油器、過濾器、精細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，所加緩蝕劑經過了多道處理過程，對注水管線的耐蝕作用逐漸變弱，這導致了注水單井管線（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，在油田開發的油氣生產系統中，加注緩蝕劑能有效抑制管道的腐蝕。但是，由于緩蝕劑要進行篩選，起初要持續加注最小量，隨著生產過程的進行，腐蝕環境發生變化后，就要進行再篩選評價或改變加注量[9]。因此，為了保證加注緩蝕劑應有的防腐效果，需要一個長期過程。

4.2 使用內涂敷管

內涂敷也是目前金屬管道防腐效果較好的一種防腐措施，在國內外許多油田得到了廣泛應用。內涂敷管從成本上來說，與其所用涂層有很大的關系，不同的涂料成本也不同，但與本身裸管相比增加不多。該油田內涂敷管的應用較少，只占到5%左右，主要因為內涂敷生產過程難以確保100%不存在缺陷，以及現場內涂層補口的質量難以保障。但并不是說內涂敷管就不能在油田上運用，實際上內涂敷管在油田成功應用的案例也有很多，關鍵是涂層質量的控制和生產過程的嚴格檢測監控，以及對現場補口施工的嚴格把關[10]。因此，在油田地面系統推廣使用內涂敷管是有必要的，可在腐蝕性強的原油集輸干線和單井管道上使用，采用無溶劑環氧樹脂涂料，主要成分為雙酚A型環氧樹脂的產品，噴涂工藝分為工廠預制高壓無氣噴涂和現場風送擠涂兩種，工廠預制的內涂層管現場可采取小車補口的方式。

4.3 加大非金屬管的投用，提高非金屬管的施工質量

非金屬管道的應用是地面管道防腐的有效手段，非金屬管道具有優異的耐蝕性能，且不結垢、質量輕、成本低以及無需內涂層或陰極保護，在國內外油田得到廣泛的應用。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場完成，因此嚴格要求非金屬管道現場施工規范，保證非金屬管道的正確使用以及加強日常維護管理顯得至關重要。非金屬管耐蝕性的突出優勢在油田集輸、注水生產中表現出了極強的適應性，再加以施工過程的保護和技術管理，將會產生明顯的經濟效益。

4.4 強化現場焊接質量的監督管理

對于裸管的油田現場應用，大多數采用焊接，而焊接都在現場完成，主要包括管口對接、固定、預熱（冬季施工時）、打底焊、過渡焊、表焊、修理、熱處理、無損檢測等環節，每個環節都比室內焊接有更多難以實現的條件，如溫度、濕度、熱處理、保護氣等。因此，在現場焊接時容易產生裂紋、氣孔、咬邊、夾渣、未焊透、未熔合、錯邊等缺陷，導致許多穿孔或剌漏都發生在焊接部位或其附近。所以只有強化現場焊接質量監督，控制現場焊接人員資質許可和施工技術水平，嚴格按照焊接規范或程序操作，提高焊接后檢測水平和準確性，才能夠保證現場焊接的質量和可靠性，從而保障管線的安全運行。

4.5 對管線定期無損檢測，對不安全管線及時更換

對管線進行無損檢測，可及時發現管線在一些關鍵部位或區域易產生穿孔或剌漏的可能性，并根據無損檢測結果，對管線的安全等級作出判斷，預測剩余壽命。對于安全等級達到4級，通過修補無法提高其安全性，同時剩余壽命處于2年以下的管線就要更換；對管線無損檢測結果安全等級處于3級的，要高度關注并盡量采取修補的方法，同時縮短無損檢測周期，盡早對發現的安全隱患及時消除。因此，定期的無損檢測和剩余壽命預測是非常必要的，對管線的安全運行具有重要的意義。

4.6 定期進行清管作業

腐蝕穿孔或剌漏是管線內表面局部腐蝕的最終結果，而局部腐蝕與管線內固體雜質和結垢的不均勻性沉積有很大的關系[11]。同時，含水蒸汽的管線容易在低洼處凝結液體水，造成此處的局部腐蝕甚至腐蝕穿孔，因此及時進行地面管線的清管工作，防止管線內的局部結垢和生成凝結水，以免造成局部腐蝕甚至腐蝕穿孔。

4.7 高度關注腐蝕重點管線

從地面管線腐蝕穿孔統計分析可以看出，輸送注水、污水、高含水原油管線是腐蝕穿孔較多的管線，腐蝕性相對也較強，需要重點關注；彎頭、焊縫和接頭處應縮短無損檢測周期，予以重視；依據腐蝕監測結果和定期的無損檢測結果，特別是前期穿孔次數較多的管線，要重點關注和加強無損檢測，做到變“事后處理”為“事前預防”。

5 結 語

管道腐蝕穿孔嚴重影響了油田的正常生產運行，并造成資源浪費和環境污染。明確油田腐蝕環境的特點及影響腐蝕的主控因素，進而制定科學有效的防治措施，對有效減少腐蝕穿孔的次數有重要的作用。本研究在詳細統計分析某油田2014年地面管道腐蝕穿孔的基礎上，明確了腐蝕穿孔多發生在含水管線上，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電化學腐蝕最終導致了穿孔，進一步從防腐手段、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工作。

2015-11-27

李 超