胜利油田地面集输系统腐蚀状况分析

郑重 刘清华 杨向莲 徐英彪(胜利石油管理局质量监督检验所)

一、概 况

胜利油田自1964年开始，已先后投入开发64个油田，形成了年产原油2650万吨的能力，已累计生产原油6.92亿吨。目前胜利油田共建有53座联合站、53座污水站，71座接转站，拥有油罐252座，各种污水缓冲过滤罐720座，建成各种地面管线2万多公里，横跨28个县市。随着油田开发进入中后期，胜利油田像其它老油田一样，地面集输系统的内外腐蚀越来越严重，管道穿孔、油罐破裂事故不断发生，成为制约油田持续发展的主要因素。

二、胜利油田地面集输系统的腐蚀状况

随着胜利油田30多年的开发，大部分管道设备都接近甚至超过金属的疲劳极限，在较高流速的泥砂冲刷下，在高温、高矿化度污水及硫酸盐还原菌的腐蚀作用下，加剧了管道的内腐蚀。加上胜利油田地处滨海地区，土壤含盐量高，对金属管道的外壁腐蚀也很严重。在强腐蚀区新建的钢管道，3～6个月就开始腐蚀穿孔，1～2年就报废重建。初步统计，全油田金属管道因腐蚀造成的年更换率2.5%，每年至少更换400多公里管线，因管线腐蚀更换，年少产原油1.6×104吨，两项合计，每年损失6000万元。仅1999年油田更换各种管道耗资2.1亿元人民币。1997-1999年有6座罐因腐蚀而发生破裂事故，造成巨大的经济损失。

随着胜利油田30多年的开发，大部分管道设备都接近甚至超过金属的疲劳极限，在较高流速的泥砂冲刷下，在高温、高矿化度污水及硫酸盐还原菌的腐蚀作用下，加剧了管道的内腐蚀。加上胜利油田地处滨海地区，土壤含盐量高，对金属管道的外壁腐蚀也很严重。

三、胜利油田地面集输系统的腐蚀原因

1、集输系统中污水含有的 H2S，CO2、H+、CL—、溶解氧等腐蚀性物质产生的电化学腐蚀。

胜利油田目前综合含水已达90%，日产污水近80×104m3,2万多公里的地面管线中原油集输、污水、注水管线占85%。注入水中，含油污水占90%以上，这样油田地面生产管线中的主要部分，基本是一个含油污水系统。

由于油田采出水的性质极为复杂，东辛、广利油田的采出污水总矿化度均在2.3×104mg/l以上，有的达到5.7×104mg/l，氯离子含量达到3×104mg/l，还有溶解氧，二氧化碳，硫化物等腐蚀性极强的物质和硫酸盐还原菌，使得污水对管道内壁的腐蚀相当严重。

2、流动流体的力学作用产生的冲刷腐蚀。

在较高的流速下，采出液中包含的泥砂、不溶性盐等固体颗粒共同作用，对管道设备产生的磨蚀，管道几何尺寸变化引起的湍流腐蚀等。 而且砂的组分也有了明显变化，由初期粘土矿物变为以砂岩骨架颗粒为主的砂粒,SiO2含量明显提高，据砂样检测报告,目前SiO2含量在0.8‰以上。砂磨现象变得越来越严重，在管道底部有明显的沟槽，在高温、高矿化度污水的腐蚀影响下，加速了管线的穿孔。在胜利油田受“砂害”影响的大部分是出砂严重的单井管线，联合站、接转站的井排来油汇管，分离器的进出口及外输泵出口汇管。

3、埋地管道与储罐底板由于土壤、微生物、杂散电流等引起的外腐蚀。

胜利油田大部分地区位于渤海湾海滨平原，多为近代黄河冲击海相沉积而成，属滨海盐渍土壤，土壤含盐以氯化物为主。氯离子含量最高可达 5225.5mg/l,土壤电阻率低，一般都在20Ω.m，地下水位高，一般为1～3米。通过腐蚀试验站试片埋没测得的腐蚀速度，为大庆地区的8倍，四川的36倍。按土壤腐蚀性标准判断，胜利油田属极强腐蚀区。

四、腐蚀控制技术在胜利油田的应用

胜利油田开发30多年来，在油田腐蚀控制领域开展并进行了大量的工作，根据油田开发各个时期、不同区块、不同生产介质的腐蚀特点，不断研究，开发和应用防腐新技术，新材料和新工艺。经过30余年发展，现已初步形成了：

1、污水处理及回注系统密闭隔氧，配套投加化学药剂技术

2、钢质管道容器内涂内衬工艺技术

3、使用非金属耐蚀材料

4、钢质管道容器涂层加阴极保护的外防腐技术

5、防腐保温相结合的绝缘技术（泡沫夹克管）

6、站内区域性阴极保护技术

7、井口多相流除砂、接转站、联合站除砂洗砂技术

五、地面集输系统腐蚀控制技术的发展和方向

油田的防腐工作是一项系统工程，因此必须系统的抓，从设计、施工技术配套、维护管理等每一个环节都应给予足够的重视，只有如此才能有效的提高油田腐蚀控制技术的整体水平。从发展来看，采用先进技术、提高质量、降低成本是今后腐蚀控制及配套技术的方向。