杏北油田埋地金屬管道腐蝕及防腐措施分析

張書新（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

隨著杏北油田開發規模不斷擴大，地面系統埋地管道已達11 209 km，其中運行20 年以上的埋地管道達到了24.05%，且由于油田開發方式的多元化、介質環境復雜，導致埋地管道腐蝕老化問題日益突出。針對管道失效后帶來的生產、安全、環保等問題，結合杏北油田管道腐蝕特點，開展管道腐蝕成因分析，制定了針對性的腐蝕防控措施，有效降低了管道腐蝕穿孔。

1 埋地管道失效原因分析

結合杏北油田管道腐蝕特點，集輸及注水系統腐蝕穿孔管道主要以運行年限長的外腐蝕管道為主；聚驅注入管道腐蝕穿孔集中出現在區塊注聚后3～4 年，且以內腐蝕為主。從土壤電阻率、管道運行年限、二次穿孔、介質腐蝕性等幾方面，對埋地金屬管道失效成因進行分析，為腐蝕防控對策的制定提供指導。

1.1 埋地管道外腐蝕成因

埋地管道外涂層破損處，與土壤接觸易發生電化學腐蝕，且隨著運行年限增長，外腐蝕逐年加劇，在生產運行過程中，管道堵漏后直接回填，在管道腐蝕區域易發生二次腐蝕穿孔。

1.1.1 土壤電阻率對腐蝕的影響

在埋地管道維修和檢測過程中發現，集輸及注水系統管道腐蝕以外腐蝕為主，且腐蝕穿孔區域集中在土壤電阻率低、土壤腐蝕性強的區域，這是由于防腐層破損、老化、失效，周圍介質與管體接觸，發生了電化學反應。

1.1.2 隨運行年限增長腐蝕加劇

隨著運行年限延長，管道外防腐層破損處長期處于腐蝕環境，腐蝕加劇[1]，統計2019 年管道腐蝕穿孔情況，運行20 年以上管道，穿孔次數占全年總穿孔次數的41.8%。

1.1.3 二次腐蝕穿孔

在管道腐蝕穿孔區域，焊接維修后，由于未進行有效的防腐處理，管道腐蝕缺陷區域附近，易發生二次腐蝕穿孔，在破損點形成陽極，非破損區域形成陰極，極大的提升了腐蝕效率[2]。

1.2 埋地管道內腐蝕成因

對聚合物濃度與介質腐蝕的影響、細菌腐蝕特點進行分析，認為污水配制聚合物溶液細菌更易滋生，介質腐蝕性強，污水中硫酸鹽還原菌（SRB）、腐生菌（TGB）、鐵細菌（FB） 三種菌群相互作用，代謝繁殖成共生體系，在管道內壁形成生物菌瘤，加速電化學腐蝕。

1.2.1 聚合物濃度對介質腐蝕的影響

使用殺菌后的清水和污水分別配制不同聚合物濃度的腐蝕介質，用電化學工作站測定不同聚合物濃度對20#碳鋼的腐蝕特性，見圖1，當聚合物濃度為600 mg/L 時介質腐蝕性最強，且污水配制聚合物溶液，由于細菌更易滋生，介質腐蝕性較清水配制溶液高。

圖1 不同含聚濃度下的介質腐蝕速率

1.2.2 細菌腐蝕特點

從注聚管道內腐蝕情況圖2 看，管道內壁形成了菌瘤（圖3），分析認為介質中硫酸鹽還原菌、腐生菌、鐵細菌三種菌群在金屬表面附著，代謝繁殖成共生體系，并形成生物菌瘤，菌瘤環境加速電化學腐蝕，腐蝕速率可達3～5 mm/a[3]。

圖2 管道內表面菌瘤及腐蝕

圖3 微觀下生物菌瘤

2 管道腐蝕治理對策

通過管道PCM 法外防腐檢測技術及耦合多電極法內檢測技術的應用分析，結合管道定性及半定量風險評價識別和評價，采取相應的風險減緩措施，實現對風險有效管控，降低管道事故率，控制改造投資。

2.1 防腐檢測技術

2.1.1 埋地管道外防腐檢測

埋地管道外防腐層檢測主要通過地面非開挖檢測[4]，目前，常用的地面非開挖檢測技術有ACVG（即交流電位梯度法），ACVG 又可分為Pearson 法和PCM 法等[5-7]。

杏北油田采用PCM 法進行外防腐檢測，該方法是優化了的ACVG，它能測量管道中電流衰減梯度[8]，所以它也被稱為電流梯度法或多頻管中電流法[9]。檢測數據按照Q/SY DQ 1228—2014《油田埋地鋼質管道腐蝕與防護評價方法》進行評價，PCM法外防腐層檢測結果見表1，外防腐層差級和劣級的比例合計為30.7%，需要進行修復治理。

表1 PCM 法外防腐層檢測結果

2.1.2 管道內腐蝕檢測

常用的腐蝕檢測技術包括電阻法（ER）、線性極化法（LPR）、電化學噪聲法（EN）等，由于傳統檢測技術存在響應慢、檢測數據準確度不高等缺點[10]，杏北油田選用耦合多電極法（CMAS） 進行內腐蝕檢測，該方法直接測量從被腐蝕電極通過零電阻電流計流入腐蝕嚴重電極的微電流，可快速給出定量的腐蝕速度。

在鹽三元試驗區，應用耦合多電極檢測技術，將探頭浸入介質中，直接測量腐蝕微電流，給出定量的腐蝕速度，有效評價注入介質對管道及儲罐等金屬設備的腐蝕性，圖4 為該方法檢測的碳鋼在20%氯化鈉介質中的點蝕速率變化曲線，6 h 內的平均點蝕速率為19.0 μm/a，根據SY/T 0087.2—2012《鋼質管道及儲罐腐蝕評價標準埋地鋼質管道內腐蝕直接評價》，介質腐蝕性等級為低級。

圖4 碳鋼在20%氯化鈉介質中的點蝕速率變化曲線

2.2 管道風險評價及管控

2.2.1 管道風險評價

嚴格按照油田管道完整性管理規定，每年組織定期對高后果區進行識別，對Ⅱ、Ⅲ類管道進行定性風險評價，I 類管道及Ⅱ、Ⅲ類高風險（定性評價結果） 管道委托設計院對其進行半定量風險評價，每年根據高風險管道臺賬及“雙高”管道臺賬，編制全廠管道改造及檢測修復方案。

2.2.2 管道風險管控

對于中風險管道采取以檢測修復為主，更換為輔的治理策略，對于運行年限長、風險等級高管道采用更換為主的治理策略，控制穿孔總量，實現管道風險安全可控。2016 年以來，逐漸減少管道更換數量，加大管道檢測和修復的投入。

對于內外介質環境腐蝕性強管道，在源頭上，優化防腐設計，優選管道材質。鹽堿地區注入管道采用玻璃鋼管或鋼骨架塑料復合管。對于土壤一二級區域，設計2PE 防腐管道；聚驅閥組間摻水管道，設計溶劑型液體環氧內防腐，延長管道使用壽命。

2.3 管道防腐層修復技術優化

2.3.1 管道外防腐層

針對管道外防腐層修復時間長、低溫適應性差、工藝復雜的問題，通過試驗篩選涂料和膠帶，優選低溫快速修復結構為：聚脲+低溫超韌聚乙烯熱收縮帶組合；常溫快速修復結構為：無溶劑環氧涂料+聚乙烯冷纏帶組合。快速修復流程與原修復流程相比，節省時間30 min 以上，有效提高了防腐層修復效率。

2.3.2 軟管翻轉法管道內修復技術

軟管翻轉法管道內修復技術可對管徑為48～600 mm 的油、氣、水管道進行修復，一次修復長度為200～500 m，與更換新管道比可降低施工費用約50%，由于內襯材料是非金屬材料，可大大提高管道的耐腐蝕性，延長管道運行壽命。目前，已對兩條腐蝕穿孔嚴重的站間集油管道進行修復，截至目前，修復管道運行狀況良好。

3 效果分析

2015 年以來，通過加大管道檢測修復力度，探索攻關管道外防腐層修復技術、軟管翻轉法管道內修復技術，有序安排高風險管道更換，優化管道防腐設計，優選管道材質等措施，杏北油田埋地管道腐蝕穿孔問題得到了有效治理，管道失效率下降至0.41 次/(km·a)，年穿孔次數減少了560 次，按單處穿孔油氣泄漏量為1 m3計算，年降低油氣泄漏量560 m3。

4 認識及建議

1） 采用PCM 檢測、耦合多電極檢測等方法，對管道面臨的風險因素進行識別和評價，并采取相應的風險減緩措施，可有效降低管道腐蝕風險。

2）加大管道檢測和修復力度，有序安排高風險管道更換，優化管道防腐結構、優選管道材質，提高防腐修復質量，是控制管道運行風險的有效手段。

3）管道運行期可通過定期檢測，摸索管道腐蝕狀況，但不能實現腐蝕風險的實時監測和預警，仍需探索操作方便、技術可靠的管道剩余壁厚、陰極保護電位等腐蝕情況在線監測技術。