姬塬油田地面管道失效分析及防護措施

鄒偉 王治寧 楊承孝 吳鵬 張婕

1中國石油長慶油田分公司

2中國石化鎮海煉化分公司

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地西部，屬多層系立體開發油田，腐蝕性強（0.5～4 mm/a）、地層水礦化度高（124 g/L），為長慶油田Ⅰ類強腐蝕區。隨著油田開發時間延長，原油綜合含水不斷上升，采出液組分不斷變化，腐蝕介質日趨復雜，地面管道腐蝕泄漏風險日益增加[1-3]，且隨著新《安全生產法》、《環境保護法》的實施，對管道治理提出更高的要求。因此開展管道腐蝕防護技術研究和應用，為保持油田持續穩產，實現提質增效，具有重大意義。

1 管道失效現狀

管道失效的原因主要為腐蝕穿孔、地質災害、盜油打眼、第三方破壞等[4-6]。2020 年，地面集輸管道共計6 847 km，管道失效95 次，其中92 次（占比96%）為腐蝕穿孔，管道輸送腐蝕性介質引起的內腐蝕是造成管道失效的主要原因。

原油管道腐蝕穿孔主要發生在未做內防腐的含水油管道，注水管道在輸送采出水時發生腐蝕較多，尤其清水改采出水金屬管線腐蝕最嚴重，穿孔位置一般位于管體中下部，部分管道結垢明顯，主要表現為垢下腐蝕。

2 腐蝕機理

管道內腐蝕一方面與原油中腐蝕介質和流態有關，原油是固、液、氣、細菌共存的多相流腐蝕介質，H2S、CO2、O2、Cl-、H2O 是主要的腐蝕因子，其中H2S、CO2、O2、Cl-是腐蝕劑，H2O作為腐蝕載體，細菌通過自身代謝產生酸性物質發揮作用；另一方面與原油含水、溫度、流速以及管道的材質、焊接工藝等因素有關。

2.1 介質影響

2.1.1 CO2腐蝕

當管道中存在游離水時，CO2溶入水生成H2CO3，發生電化學腐蝕。H2CO3常常造成坑點腐蝕、片狀腐蝕等局部腐蝕，在相同pH值下，H2CO3對低碳鋼的腐蝕速率可達3～6 mm/a。其腐蝕產物碳酸鹽（FeCO3、CaCO3）結垢產物膜在鋼鐵金屬表面不同區域的覆蓋程度不同，這種差異形成了自催化作用很強的腐蝕電偶，極易造成H2CO3局部腐蝕。H2CO3腐蝕受溫度、H2O、CO2分壓、流速、Cl-、HCO3-、Ca2+、Mg2+等因素影響[7-9]。

2.1.2 H2S腐蝕

H2S 主要來自儲層的氣體、伴生氣，部分H2S由硫酸鹽還原菌生化反應生成。H2S溶于水顯弱酸性，腐蝕產物FeS 膜對金屬基體有一定的保護作用，但作為陰極，促進點蝕。S2-會減慢H+復合速率，造成H+積累，為H+進入金屬提供動力。H2S腐蝕易形成點蝕，造成管道應力開裂、腐蝕裂紋、氫鼓泡等破壞[10-12]。

2.1.3 礦化度和Cl-腐蝕

水中含有的高礦化度、Cl-加速腐蝕反應，主要表現為以Cl-為主導致的點蝕和鈣鹽、鋇鹽為主的垢下腐蝕。Cl-對垢及腐蝕產物膜穿透性強，易吸附在鐵的表面，阻礙保護性膜在鋼鐵表面的形成；并通過鋼鐵表面膜的細孔和缺陷滲入膜內，使膜發生微開裂，形成孔蝕核。由于Cl-的不斷移入，在閉塞電池的作用下，加速了孔蝕形成。

2.1.4 細菌腐蝕

原油中的細菌本身不侵蝕管道，主要通過生物代謝產生酸性物質腐蝕管道。硫酸鹽還原菌（SRB）代謝產物H2S對管道腐蝕貢獻最大，其次是腐生菌（TGB）、鐵細菌（FB）。SRB在氫化酶的作用下，在金屬表面上的陰極部位把SO42-還原成S2-和[O2-]，[O2-]在陰極，使吸附于陰極表面的H+去極化生成H2O，加快了腐蝕進程。FB、TGB 為厭氧菌，代謝產生黏性的物質形成濃差腐蝕電池，也為SRB的繁殖提供了厭氧環境。

2.2 環境因素

2.2.1 含水影響

室內實驗發現，管道腐蝕速率與介質含水率成正相關，含水率越大，腐蝕速率越大（圖1）。低含水原油未破乳之前在管道內以W/O（油包水）乳狀液形式存在，原油與管道金屬表面直接接觸，對管線腐蝕微弱；而原油含水率超過40%之后乳化液形態發生轉變，隨著含水升高，逐步轉化為O/W（水包油）乳狀液，大量游離水與金屬表面直接接觸，電導率增大，對管線內壁電化學腐蝕加劇?，F場發現，腐蝕穿孔主要體現在含水率為50%～70%的管線，所占比例達到66%，含水率越高，腐蝕傾向越明顯。

圖1 管道腐蝕速率隨介質綜合含水變化曲線Fig.1 Variation curve of pipeline corrosion rate with comprehensive water content of medium

2.2.2 溫度影響

溫度一方面影響材料的熱膨脹，原油外輸溫度一般在20～50 ℃之間，常溫施工的防腐涂層與金屬管道的熱膨脹系數有差異，二者對溫度的響應不同，可造成涂層脫落，在涂層脫落處形成局部腐蝕環境，進而導致管道內壁腐蝕穿孔；此外，受季節交替，凍土層熱脹冷縮，對埋地管道擠壓或釋放，產生應力腐蝕，破壞管道機械強度。另一方面溫度影響腐蝕速率，室內實驗發現，碳鋼腐蝕速率與介質溫度成正相關，溫度越高，腐蝕速率越大，20～50 ℃是管道腐蝕敏感區（圖2）。

現場發現，出站處附近管段發生腐蝕穿孔機會較大（約占60%），靠近管道末端破漏次數相對較少（約占10%），位于中間管段破漏次數在首末站之間（30%）。這主要因為出站處附近管道溫度處于溫度敏感區，溫度越高，腐蝕速率越大，由于溫損，管道溫度梯度下降，靠近末站管道溫度較低，腐蝕速率減小。

圖2 管道腐蝕速率隨介質溫度變化曲線Fig.2 Variation curve of pipeline corrosion rate with medium temperature

2.2.3 流速影響

管道原油流速對腐蝕影響主要表現為積液腐蝕、沖刷腐蝕以及流態變化引起的應力腐蝕。室內實驗發現，管道腐蝕速率與介質流速成正相關，流速越大，腐蝕速率越大（圖3）。

圖3 管道腐蝕速率隨介質流速變化曲線Fig.3 Variation curve of pipeline corrosion rate with medium flow rate

當管道原油為層流時，產生油水分離，在低洼處管道內部游離水與管道內壁下部接觸發生電化學腐蝕，造成低洼處管段腐蝕內穿孔，含水量越大、礦化度越高，腐蝕速率越大；當原油處于紊流時，高速流動的原油對內管壁產生剪切應力，在持續的剪切應力作用下，管道內壁表面膜被剝離，加劇了沖蝕效應，流速越大，管壁形成的溝槽越深[13]，在高程變化的爬坡段受沖蝕效應較大，沖刷作用向坡頂遞減，因此爬坡管段是壁厚減薄、腐蝕穿孔集中區；管道原油流動時，會對管道產生附加應力，造成管道振動，流速越大，振動越大，高速穩定流還可能使管道發生屈曲變形[14]。現場發現，采用間歇方式輸油時，流態瞬間改變，造成管壁環向應力波動，使管道中的腐蝕缺陷擴展，可造成管道應力腐蝕疲勞斷裂。

2.3 管道材質影響

2.3.1 微量元素含量

金屬管道中的Cr、Ni、Cu 等微量元素有利于防腐，其含量與管材的抗蝕能力成正比，含量越高，管道抗蝕能力越強[15-17]?，F場對4 條腐蝕破漏管道進行材質性能測試，發現拉伸性能、試樣微量元素等均符合GB/T 8163—2008《輸送流體用無縫鋼管》要求，但管道含有的有利防腐的微量元素Cr、Ni、Cu遠低于上限（表1）。

2.3.2 焊接質量

焊接時，焊口焊縫金屬與熱影響區金屬由于高溫熔化造成焊縫切面上金屬成分和顯微結構變化[18-20]，引起焊縫與熱影響區金屬產生電位差，形成電化學腐蝕，在管壁上產生微裂紋及殘余應力，降低了管道強度、塑性及耐蝕性能。當焊絲熔化不完全，多孔和夾渣等缺陷更容易引起該部位的點蝕及腐蝕開裂。

3 防護措施

3.1 前端脫水

原油含水高，不僅造成系統脫水能耗高、效率低，也增大了管道腐蝕速率。根據“按需脫水、按需回注、置換清水、平衡區域”的思路，分級消化采出水，以配注量與采出水脫出量匹配為原則，在前端增設橇裝脫水回注裝置，推廣“三相分離器+沉降罐”脫水工藝?，F場20 個站點應用表明，可節約加熱能耗50%左右，降低含水率50%以上，管道腐蝕速率明顯減緩。

表1 4條管道材質微量元素的成分分析統計Tab.1 Composition analysis statistics of trace elements in material of 4 pipelines 質量分數/%

3.2 結垢預防

多層系復合開發面臨著層系間采出水不配伍、注入水與地層水不配伍、系統混層結垢等問題，垢下腐蝕嚴重，主要采用“前端脫水+分層集輸+同層回注”工藝、納濾脫硫酸根裝置水質改性技術進行前端防垢，應用阻垢劑、防垢涂層，集中成垢裝置、超聲波、量子環、變頻防垢技術（TEC）進行過程控垢，減少垢下腐蝕的發生。

3.3 建立腐蝕基礎數據庫

3.3.1 油井流體物性

通過對20個主力區塊5大層系具備代表性油井進行原油、伴生氣、水物性分析，重點測試了采出水中的懸浮物、溶解氧、pH 值，S2-、CO2、TGB、SRB等組分的含量（表2），形成了姬塬油田采出液腐蝕基礎數據庫，為精細化管道防腐設計提供數據支撐。

3.3.2 油井流體腐蝕速率

采用室內掛片實驗與現場掛片監測相結合測試了主力油區采出流體物性，按照T23258—2009《鋼質管道內腐蝕控制規范》評價指標劃分腐蝕等級（表3），侏羅系延9油藏流體腐蝕速率最大，三疊系長4+5/長6油藏流體腐蝕性相對較重。

3.4 建立管道腐蝕監測網

按照“區域性、代表性、系統性”原則，在單井、增壓站、轉油站、聯合站的集輸流程及注水系統安裝腐蝕掛片、腐蝕掛環、在線電感探針三類腐蝕監測裝置（表4），全流程監測系統管網腐蝕速率，提升管道腐蝕破漏預警。

表2 姬塬油田采出水物性統計Tab.2 Statistics of physical properties of produced water in Jiyuan Oilfield

表3 姬塬油田管輸原油水質腐蝕性測試統計Tab.3 Statistics of water quality corrosivity test of pipeline crude oil in Jiyuan Oilfield

表4 井站全流程腐蝕監測統計Tab.4 Statistics of corrosion monitoring in the whole process of well station

3.5 建立管道檢測評價體系

針對地面管道管徑小、彎頭多、坡度大等特點，建立以預評價、間接檢測與評價、直接檢測與評價、后評價為主的“四位一體”鋼質管道腐蝕檢測評價體系（圖4），通過評價識別正在和將要發生的腐蝕部位并提出維護措施。

3.5.1 開展清水試壓與腐蝕檢測

通過管線清水試壓和腐蝕檢測，掌握管線承壓能力、管道運行風險，提前開展隱患治理，對運行3 年以上且未做內防腐的小于DN50 的含水油管道開展清水試壓，一般區域每年試壓一次，高后果區每年至少試壓兩次；對大于DN65 及以上的站間集油管道開展腐蝕檢測，新管線三年內首檢，已檢測管線檢測周期≤8年。

圖4 管道檢測評價流程Fig.4 Pipeline inspection and evaluation process

近年累計開展管道清水試壓6 650條10 434 km，腐蝕檢測696 條2 350 km，累計發現試壓漏點325處，其中補焊200處，更換20 km。

3.5.2 開展管道外腐蝕直接評價與修復

針對管道外腐蝕，主要采用剩余壁厚、危險截面、剩余強度“三步法”準則進行評價（表5）。目前已完成150 條320 km 集油管道外腐蝕直接評價，對在役管道外損傷進行了有效識別并制定修復方案：①防腐層破損，采用黏彈體+聚乙烯膠帶+聚氨酯泡沫；②管體部分缺陷，采用纖維補強、機械修復、高密度聚乙烯、環氧玻璃纖維內襯修復；③管體缺陷面積過大，進行管材更換。

3.5.3 攻關小口徑管線內腐蝕直接檢測評價技術

針對小口徑管線內腐蝕、內涂層厚度和質量無法檢測等技術瓶頸，開展了小口徑管道內壁全程視頻檢測、內防腐層測厚技術、內腐蝕電磁渦流檢測技術試驗（表6），有效提升了管道內防腐涂層質量、厚度、缺陷檢測及評價水平。

3.6 管道內防腐技術應用

目前常用的內防腐層材料包括環氧樹脂、環氧粉末、聚乙烯等。對于在線整體擠涂技術，質量控制點在于涂層檢測；而工廠化單根預制工藝，關鍵在于管端補口。針對管道內腐蝕，開展了纖維增強復合防腐內襯（HCC）規模應用，試驗應用工廠化單根預制、聚乙烯內襯技術，并優選耐蝕非金屬管材（表7），有效提升了管道耐蝕性能。

4 應用效果評價

通過腐蝕控制與防護，管道失效次數由2015年的425 次下降至2020 年的95 次，失效率由2015年的0.13 km-1·a-1下降至2020 年的0.02 km-1·a-1（圖5），管道失效率得到有效控制，實現管道管理由“事后處置、被動治理”向“提前預防、主動防控”轉變。

表5 管體外腐蝕“三步法”安全評價準則Tab.5 "Three step"safety assessment criteria for external corrosion of pipelines

表6 小口徑管線內腐蝕直接檢測評價技術統計Tab.6 Statistics of direct detection and evaluation technology for internal corrosion of small diameter pipeline

表7 管道內防腐技術應用統計Tab.7 Application statistics of pipeline internal anti-corrosion technology

圖5 2015—2020年管道失效率變化曲線Fig.5 Variation curve of pipeline failure rate from 2015 to 2020

5 結論與建議

（1）管道腐蝕是多因素共同作用的結果，含氧量、Cl-、H2S、CO2、礦化度等腐蝕介質是造成腐蝕的主要因素，溫度、流態、管道材質等外部因素起加劇腐蝕的作用。

（2）開展前端脫水、系統防垢，合理控制原油出站溫度，采用連續平穩輸油方式，是減緩管道腐蝕的有效舉措。

（3）工廠化單根預制工藝質量可控性更強，但現有的小口徑管道內補口技術還不成熟，建議加快小口徑管道內補口機研制，采用涂料解決內防腐層不連續性問題。

（4）管道局部更換時，新老管線接口處由于無法進行內防腐，導致管道更換后接口處腐蝕泄漏事故頻發，采用外部補強（貼補）無法阻止管道內腐蝕，建議對鋼制新老管線接口防腐工藝進行優化。

（5）纖維增強復合防腐內襯因綜合造價較低，成本優勢明顯，是現階段主要采用的技術，但受施工時的氣溫、管道變徑、舊管道噴砂除銹不徹底等因素影響較大；工廠化預制防腐質量可靠性高，但造價高、一次投入成本大；非金屬材料由于防腐性能優異、成本低廉，是未來油田地面管道防腐應用的發展方向。