陸上油田集輸管道腐蝕失效分析與防治技術研究

李國民，劉國勇，張 波

1.冀東油田公司陸上油田作業區，河北唐山 063299

2.中石化江蘇油建工程有限公司，江蘇揚州 225100

某陸上油田作業區緊鄰渤海灣，作業區域內有三大河流，即溯河、青龍河、雙龍河，河流與干渠、支流等交匯互通后入海，井場周圍遍布稻田、魚塘、蝦池，周邊自然環境極其敏感。由于產液綜合含水高，介質腐蝕性強，集輸管道腐蝕穿孔頻繁，造成環保風險增大，維修維護費用增加，給作業區的正常生產帶來了不利影響[1]。因此深入研究陸上油田油氣集輸管道的腐蝕現狀及腐蝕失效原因，并找出相應對策，對于維持油田集輸系統正常、安全生產，有著極大的意義。

1 陸上油田作業區集輸管道腐蝕現狀

陸上油田作業區地面集輸系統目前主要采用三級布站方式，原油從單井輸送至計量站，再混輸到轉油站，最后輸至聯合站，單井集輸工藝采用雙管摻水密閉集輸技術，形成了“小站計量接轉、大站集中處理”的集輸工藝流程。

陸上油田作業區油氣集輸管道材質為20#無縫鋼管，注水管道材質為20G無縫鋼管，外防腐采用冷纏帶+硬質聚氨酯泡沫塑料保溫防腐，管道無內涂層。

陸上油田作業區從2012年開始開展集輸管道腐蝕穿孔信息統計和分析工作，從統計數據分析來看，集輸管道失效以內腐蝕穿孔為主，占失效總數的70.6%，從現場切割管道宏觀分析來看，腐蝕穿孔多發于管道內壁中下部、彎頭、焊縫附近，穿孔附近多有垢層，表面覆蓋有一層相對致密的腐蝕產物，局部腐蝕極其嚴重，呈現明顯的局部腐蝕特征，見圖1、圖2。

圖1 M28-1計摻水管道內壁腐蝕

圖2 L15計摻水管道內壁腐蝕

2 集輸管道輸送介質主要特點

2.1 集輸系統皆含有CO2且含量高

由于采用CO2吞吐采油工藝，大量的液態CO2注入地層，部分又經過油井以氣態形式隨產出液產出，通過摻水系統管道到達非CO2吞吐井，最終集輸系統皆含有CO2，各轉油站均含有CO2，且平均含量達30.7%。

2.2 油井產出液高含水

油田開發按油井產出液含水量FW分為五個開發期：無水期（FW≤2%）、低含水期（2%＜FW≤20%）、中含水期（20%＜FW≤60%）、高含水期（60%＜FW≤90%）、特高含水期（FW＞90%）[2]，目前陸上油田作業區綜合含水90.57%，處于特高含水期，致使管道電化學腐蝕容易產生。

2.3 介質成分復雜

陸上油田作業區采出水化驗為NaHCO3水型，介質內除含有大量二氧化碳外，還存在硫化氫、氯離子、溶解氧、硫酸鹽還原菌，存在多種腐蝕影響因素。

3 典型腐蝕失效案例分析

為確定管道腐蝕失效的主要原因，選取了多條曾發生過穿孔的集輸管道開展了宏觀分析、化學分析、金相分析、微觀形貌及能譜分析?，F詳細介紹其中一條典型管道，該管道基本信息見表1。

表1 典型失效案例管道基本信息

3.1 宏觀分析

選取該條典型管道的一個穿孔管段進行管壁內部和外部觀察，可以清楚看到管樣外壁完好、無明顯腐蝕坑，見圖3（a）。管體內表面無明顯的疏松狀物質存在，但存在嚴重的局部腐蝕，見圖3（b）。

圖3 管樣內外表面宏觀形貌

3.2 化學成分分析

按照GB/T 4336-2002，用ARL 4460直讀光譜儀對管樣進行化學成分分析，結果見表2，從表2可以看出，樣品化學成分符合相關標準要求。

表2 化學成分分析結果 （質量分數）/%

3.3 金相分析

依據 GB/T 13298-1991、GB/T 10561-2005和GB/T 6394-2002對管樣進行組織、非金屬夾雜物、晶粒度分析，并對腐蝕坑周圍進行觀察，分析結果見表3。從表3可看出，管樣組織均勻且無異常、無超尺寸夾雜物。

表3 金相分析結果

3.4 微觀形貌及能譜分析

對管樣腐蝕嚴重部位取樣，采用掃描電鏡對腐蝕表面進行形貌觀察和能譜分析。圖4為試樣腐蝕表面的微觀形貌，可以看出，試樣表面覆蓋一層相對致密的腐蝕產物，局部腐蝕極其嚴重。圖5為能譜測試點，表4為試樣腐蝕表面能譜分析結果，從分析結果可以看出，腐蝕產物主要含有Fe、C、O三種元素，其中腐蝕坑內S元素含量相對較高。

圖4 試樣表面微觀形貌

圖5 能譜測試點

表4 能譜測試結果 （質量分數）/%

4 陸上油田集輸管道失效因素綜合分析

4.1 典型管道失效原因分析

典型管道的宏觀形貌、微觀形貌及金相分析的結果表明，管樣外壁基本無腐蝕，主要為內壁腐蝕。能譜分析結果表明，管樣表面腐蝕產物主要含有Fe、C、O三種元素，按元素組成分析腐蝕產物為FeCO3；該管道腐蝕表現為局部點蝕，屬于典型CO2腐蝕特征之一[1,4,7]。腐蝕坑內S元素含量相對其他部位較高，按元素組成分析，腐蝕產物含有FexSy，因此腐蝕過程還伴隨有一定程度的H2S腐蝕。

有研究通過數值仿真模擬現場工況，采用有限元分析了彎管的沖蝕規律，認為彎管的轉向部位外側容易受到沖刷[8-9]。通過觀察大量陸上油田作業區的穿孔管道，發現腐蝕主要集中在管道底部、焊縫前后、流體轉向處，腐蝕形貌呈溝槽狀、針孔狀，局部減薄極其嚴重。由此可判斷，管道底部腐蝕介質沉積處和流體流向發生急劇變化處極易發生腐蝕穿孔。

4.2 CO2與H2S腐蝕判據

CO2溶于水后對鋼鐵有極強的腐蝕性；H2S在水中的溶解度比較高，溶于水后便電離，使水具有酸性，具有強烈的腐蝕性[2-3]。有研究表明，CO2與H2S共存時，可根據壓力比值確定腐蝕是H2S造成的酸性應力腐蝕還是CO2引起的甜性坑蝕：當時，腐蝕過程受CO2控制；當時，腐蝕過程受H2S控制。

一般認為，可以用壓力值PCO2作為CO2腐蝕的預判依據[5-6]：

該典型失效管道中含水量高達93%，發生CO2腐蝕的傾向加大[1,4]；經過計算可知：該管道該計量間外輸管道腐蝕過程受CO2控制，屬于CO2嚴重腐蝕。

5 陸上油田集輸管道腐蝕防治措施

陸上油田作業區按照“防治結合，以治為主”的工作思路，積極開展腐蝕防治的現場實踐與技術攻關工作，不斷總結和分析腐蝕防治效果，摸索出了一套適用于陸上油田作業區實際情況的腐蝕防治技術體系，取得了較好的效果。

5.1 集輸管道腐蝕評價技術體系

5.1.1 應用非接觸式磁應力檢測技術

由于陸上油田作業區集輸管道無收發球筒，多數采用1.5 D彎頭，所以不適合采用內檢測技術，經過多種技術的比選，最終選取了非接觸式磁應力檢測技術。該技術為一種非開挖埋地管道檢測技術，能夠對由管道焊縫缺陷、金屬缺陷或管道彎曲應力引起的磁場異常進行識別，確定管道的缺陷位置，對檢測出的缺陷進行評級，為下步維修維護提供數據支持。

5.1.2 豐富腐蝕監測方法并完善腐蝕監測網絡

通過腐蝕監測，可以獲得腐蝕過程和操作參數之間的相互關系等信息，對腐蝕問題進行評估，改善腐蝕控制方案，起到“防患于未然”的效果。根據陸上油田作業區集輸管道腐蝕特點，考慮到生產系統的實際情況和腐蝕監測的可操作性及費用，提出兩種監測方案：對腐蝕較輕的生產系統采用腐蝕掛片法進行腐蝕監測；考慮到單一方法的局限性，對腐蝕嚴重或者重要的生產系統采用掛片法和電阻探針法進行聯合監測。目前陸上油田作業區共有掛片監測點25個，電阻探針監測3個，能夠較好地掌握腐蝕過程，了解腐蝕控制措施的應用情況和效果。

5.1.3 初步建成管道腐蝕分析與預警系統

利用先進的數據分析技術和人工智能技術開發了一套管道腐蝕分析與預警系統，該系統由數據采集及維護、數據查詢、決策輔助支持、腐蝕風險預警和腐蝕GIS專題圖展示等五個模塊組成，實現了腐蝕速率超標預警和管道風險分級預警功能，可以有效指導腐蝕防治工作。

5.2 集輸管道腐蝕預防技術體系

5.2.1 油氣集輸系統端點加藥保護技術

使用緩蝕劑是最常采用的腐蝕控制方法，也是作業區最重要的腐蝕預防手段。通常只需要添加質量分數為幾個至幾十個10-6的有效緩蝕劑，就可使腐蝕速率大幅度降低，但緩蝕劑并不都是廣泛適用的，所以在使用緩蝕劑前，委托專業公司真實模擬油田的實際工況對初選的兩種緩蝕劑進行評價和篩選，最終選用咪唑啉類緩蝕劑JRHS-2，其以油酸咪唑啉為母體，進行了接入含膦基團的改性，具有水溶解性好、成本低、易生產等特點，同時對CO2油井具有良好的防止全面腐蝕和局部腐蝕的效果。陸上油田作業區通過在各個轉油站三相分離器添加緩蝕劑，實現了集輸系統24小時連續加藥。

5.2.2 碳纖維補強技術

集輸管道通過溝渠時，多采用桁架跨越方式敷設。由于跨越處彎頭通常存在沖刷腐蝕，一旦發生穿孔容易造成環境污染事件，為了預防此類問題發生，對跨越敏感區的集輸干線彎頭采用碳纖維補強技術，提高管道強度和耐腐蝕性能，取得了很好的效果。

5.3 集輸管道腐蝕治理技術體系

5.3.1 原位管道 “旋轉氣流法”內涂層技術[10]

針對投產時間＜5年、管壁腐蝕減薄＜2 mm，無內涂層的集輸干線管道，成功應用了“旋轉氣流法”在線內涂層防腐技術，它通過旋流發生器生成高速旋轉的氣流，首先帶動磨料清除附著在管道內壁的銹垢，然后添加涂料進行管道內壁涂膜防腐，最終在管道內壁形成一層均勻致密的防腐層，將鋼質管道再造成復合管道。此技術的成功應用為在用管道內腐蝕防治提供了一個開創性的技術思路和方法。

5.3.2 等徑壓縮HDPE管穿插修復在線管道技術[11]

針對內腐蝕比較嚴重、施工困難和環境敏感區的集輸干線管道，采用等徑壓縮HDPE管穿插修復在線管道技術，該技術是在鋼質管道內插入一條高密度聚乙烯管（HDPE），形成“管中管”的復合結構，達到增強內防腐的目的。

5.3.3 碳鋼內涂層技術

針對投產時間10年以上、穿孔頻次高、內腐蝕嚴重的集輸干線管道，采用管道更換的治理方法。由于20#鋼耐CO2腐蝕性差，如果全部更換為耐蝕合金，成本很高，經綜合考 慮耐腐蝕性和經濟性，最終確定了碳鋼內涂層管道，采用加強級熔結環氧粉末內涂層。

5.3.4 非金屬管材

針對單井管道的腐蝕問題，優化簡化地面工藝流程，采取了T接和串接技術實現單管冷輸，減少投用管道長度；同時新建或改建的單井管道選用非金屬管材，提高管道耐腐蝕性能，延長管道使用壽命。

6 結論及建議

6.1 結論

通過對輸送介質化驗分析和典型失效管道的宏觀和微觀分析，確定了陸上油田作業區集輸管道腐蝕失效的主要原因是CO2引起的局部內腐蝕穿孔。

針對不同類型及不同腐蝕程度的管道，采取不同的針對性治理措施，使陸上油田作業區集輸管道穿孔數量連續兩年下降，未發生環境污染事件，管道風險隱患管控向好發展。

6.2 建議

為進一步提高緩蝕劑應用效果，應開展緩蝕劑殘余濃度評價研究工作；在確定管道內腐蝕失效原因后，應進一步開展埋地鋼質管道內腐蝕直接評價和管道風險半定量分析工作。