某油田地面管线腐蚀穿孔分析与治理

宋成立，付安庆，林冠发，袁军涛

（中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710077）

某油田地面管线腐蚀穿孔分析与治理

宋成立，付安庆，林冠发，袁军涛

（中国石油集团石油管工程技术研究院，西安710077）

为了有效控制油田地面管线腐蚀穿孔事故，针对某油田地面管线2014年腐蚀穿孔的情况，从管道材质、输送介质及腐蚀形式等方面进行了统计分析。分析结果显示，最易导致腐蚀穿孔的管线是污水管线，且普遍属于内腐蚀，主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2电化学腐蚀最终导致了穿孔。同时研究了导致金属管线和非金属管线腐蚀穿孔的主控影响因素，在此基础上提出了具体的防治和管理措施，从而事先预防管线的腐蚀穿孔，保障油田的安全正常生产。

腐蚀；地面管线；穿孔；主控因素；防治措施

腐蚀是材料在环境作用下引起的破坏，贯穿于石油天然气行业的各个环节。管道腐蚀是一个长期存在的问题，不仅影响了管道的正常生产和运营，而且会造成能源浪费和经济损失，甚至还将造成环境污染和安全事故，如何有效减少地面管线穿孔次数，一直是困扰油田作业的重大课题[1]。

某油田为碳酸盐岩缝洞型油藏，稠油和超稠油采输工艺有别于常规油田，采用储层酸压改造作业，失去活性的残酸液与地层反应，产生二元弱酸，使水质pH值下降，酸性增强；另外，采油过程中溶解氧的介入，使其原本苛刻的腐蚀环境更加恶劣，导致地面管线腐蚀穿孔频发，对油田的正常安全生产造成极大的影响。本研究对该油田2014年地面管线穿孔情况进行了统计分析，明确了影响腐蚀的主控因素，并提出了防治对策。

1 管线腐蚀穿孔统计

该油田地面管线总长4 121.5 km，2014年全年共发生穿孔或剌漏170次，平均穿孔数为4.1次/100 km，穿孔或刺漏的管线类型较多。穿孔的管线主要以内腐蚀为主，管线材质大多数是20钢，还有16Mn、20G、L245M和玻璃钢等。

按照输送介质的不同来统计管线的穿孔次数，输送污水和原油的管线穿孔次数所占比例最大，约82%，在腐蚀控制方面需重点考虑。其中，有79%是单井管线，其余为集输干线和站内汇管等。

该油田170次管线穿孔或刺漏中金属管线有151次，非金属管线有19次。其中20钢65条管线穿孔达到135次；L245M钢有4条管线穿孔10次；16Mn钢有3条管线穿孔4次；玻璃钢有4条管线穿孔12次；其余20G钢管线、柔性复合管和钢骨架复合管线各1条，共穿孔9次。

经统计，金属管线穿孔大多为内腐蚀引起的，约占84%，穿孔位置除了管体，也有分布在弯头或焊缝处，且集中在5点～6点钟方向；而非金属管线穿孔大多发生在接头处，约占63%。

根据统计结果，该油田2014年地面管线腐蚀穿孔主要呈现以下特点：①腐蚀穿孔主要以内腐蚀为主；②腐蚀穿孔主要集中在污水和原油管线上，且在单井管线上频发；③金属管线穿孔位置多分布在内壁底部，耐蚀性能较好的非金属管线管也发生了穿孔，穿孔位置多在接头处。

2 金属管线穿孔主控影响因素分析

由于该油田采出液含水率较高，当溶解氧介入后，会形成更为复杂的CO2-H2S-Cl--H2O-O2电化学腐蚀环境体系。笔者结合现场实际工况，对该油田金属管线腐蚀穿孔的主控影响因素进行分析。

2.1 采出液含水率高

随着油田开采进程的深入，采出液含水率不断上升，部分区域进入高含水期。油水介质经过长距离输送，部分水在管道底部聚集，无法顺利随介质一同输送进站，在管道低洼及爬坡段滞留，形成积液腐蚀，并在管道缺陷等薄弱点发生腐蚀[2]。该油田在含水率＜30%的区域发生腐蚀穿孔35次，占比20.6%；在含水率30%～60%的区域发生腐蚀穿孔57次，占比33.5%；在含水率＞60%的区域发生腐蚀穿孔78次，占比45.9%。可见，含水率越高，腐蚀穿孔越容易发生。

2.2 CO2和H2S的共存影响

CO2与H2S的分压比决定CO2和H2S共存条件下的腐蚀状态，有研究认为，CO2与H2S的分压比可分为3个部分，当，H2S控制腐蚀过程，腐蚀产物主要为FeS； 当500，CO2与H2S混合交替控制，腐蚀产物为FeS和 FeCO3；当＞500， CO2控制腐蚀过程，腐蚀产物主要是FeCO3[3-4]。由于腐蚀介质含量的差异，运行工况压力和温度的不同，该油田各区域腐蚀类型主控因素也不同，约20%的区域以H2S腐蚀为主，30%的区域以CO2腐蚀为主，剩余50%的区域以H2S与CO2交替腐蚀控制，即采出水中溶解的CO2和H2S腐蚀性气体共同作用引起金属腐蚀。

2.3 Cl-加速电化学腐蚀进程

由于C1-半径较小，极性强，易穿透保护膜，在腐蚀产物膜未覆盖的区域，Cl-催化机制使得阳极活化溶解。该油田采出水Cl-含量高，为（12～17）×104mg/L，使得催化作用增大， 阳极活化溶解速率也增大，一方面在于对腐蚀产物膜的破坏，增大了活性区域面积，加速了CO2和H2S等电化学腐蚀进程；另一方面则会加速区域阳极溶解，降低腐蚀过程中钝化的可能性[5]，即在大范围腐蚀产物膜未破坏区域和小范围活性区域之间形成大阴极和小阳极的钝化-活化腐蚀电池，使腐蚀向基体纵深发展而形成蚀孔。

2.4 吸氧腐蚀严重

对于间歇注水、盐水扫线和伴水输送等生产方式的管道，由于输水流程无法实现全程密闭，会引入部分溶解氧，从而造成管道快速腐蚀。研究表明，O2的腐蚀性>CO2的腐蚀性>H2S的腐蚀性[6]。溶解氧与管道内壁具有保护性的腐蚀产物碳酸亚铁发生反应

由于形成的Fe2O3腐蚀产物膜比较疏松，会使管道露出更多的新鲜金属表面，从而使O2与H2S、CO2酸性腐蚀气体相互促进，产生协同效应，进而加速腐蚀的进行[7]。

综上所述，水是造成腐蚀的重要因素，正是因为有水的存在，携带H2S和CO2等多种腐蚀性离子，在Cl-及溶解氧的催化剂作用下，对金属管材造成腐蚀。管道内如果没有水或水不与管壁接触，即使H2S和CO2气体含量再高，管道也不会发生电化学腐蚀。因此，高含水原油管线因管底沉积高矿化度和腐蚀性强的液相水导致穿孔事故频发；井口出来的井流物具有很强的腐蚀性，所以距井口不远距离的单井管线最容易被腐蚀；污水管线含有腐蚀性相对较强的介质和固体颗粒，就容易发生局部腐蚀或冲刷腐蚀，特别是不均匀性沉积更容易产生点蚀，导致腐蚀穿孔。

3 非金属管线穿孔主控影响因素分析

非金属管线的泄漏集中在接头部位产生的裂缝或接头脱节处，原因在于非金属管线的现场施工技术要求非常高，而通常现场施工条件不完备或不理想，并且现场施工人员的技术水平参差不齐，导致施工结果不能完全满足设计要求[8]。

以玻璃钢管插入式连接为例，非金属管线的现场施工质量主要存在以下问题：

（1）插入的公母端结构要求严格配套，完整的玻璃钢管线公母端是在工厂制作的，但现场施工时往往要根据现场管件的长短进行截取，从而需要在现场重新制作公母端。现场制作条件和工具的限制以及制作水平的差异，往往很难使连接达到完全匹配，这导致连接后的密封性和连接强度达不到设计的耐压要求。

（2）公母端在插入前需涂抹一层粘接胶以保证密封性和连接强度，但现场涂抹时往往会发生涂抹不到位、涂抹不均匀、涂抹时表面未清除干净以及涂抹表面未打毛等现象，从而造成了结合强度不够及密封性难以保证的结果。

（3）当遇到风沙大、湿度过高、温度较高等环境因素，导致未完全固化的接头承受较大的拉伸应力作用，接头强度较低。此外公母端挤压时间和强度不足等原因易造成后期服役期间的刺漏现象。

（4）使用过程中受到较大的拉应力和扭曲变形等也可能造成剌漏。

（5）施工人员技术水平欠缺，未按技术要求或施工规范操作导致施工质量问题。

以上施工因素造成接头部位的密封性和结合强度的质量问题，将导致非金属管线在施工完成后，随着服役时间的增加，其力学性能尤其是接头部位的结合强度和密封性下降，接头部位发生穿孔或刺漏的次数就会随之增加。

4 防治措施

4.1 加注缓蚀剂及严格管理

从上述的分析可以看出，多数金属管线都在含水率较高的腐蚀环境下发生了一次或多次穿孔或剌漏，如注水、污水、含水原油或油气水混合物等。目前，该油田仅在污水处理流程的污水沉降罐出口加注了缓蚀剂，后面经过了污水除油器、过滤器、精细过滤器和污水缓冲罐，最后通过污水注水泵注入到注水井中。可见，所加缓蚀剂经过了多道处理过程，对注水管线的耐蚀作用逐渐变弱，这导致了注水单井管线（特别是金属管线）在注水泵增压后的管道容易产生腐蚀穿孔或剌漏。

缓蚀剂是一种简单且行之有效的防腐措施，在油田开发的油气生产系统中，加注缓蚀剂能有效抑制管道的腐蚀。但是，由于缓蚀剂要进行筛选，起初要持续加注最小量，随着生产过程的进行，腐蚀环境发生变化后，就要进行再筛选评价或改变加注量[9]。因此，为了保证加注缓蚀剂应有的防腐效果，需要一个长期过程。

4.2 使用内涂敷管

内涂敷也是目前金属管道防腐效果较好的一种防腐措施，在国内外许多油田得到了广泛应用。内涂敷管从成本上来说，与其所用涂层有很大的关系，不同的涂料成本也不同，但与本身裸管相比增加不多。该油田内涂敷管的应用较少，只占到5%左右，主要因为内涂敷生产过程难以确保100%不存在缺陷，以及现场内涂层补口的质量难以保障。但并不是说内涂敷管就不能在油田上运用，实际上内涂敷管在油田成功应用的案例也有很多，关键是涂层质量的控制和生产过程的严格检测监控，以及对现场补口施工的严格把关[10]。因此，在油田地面系统推广使用内涂敷管是有必要的，可在腐蚀性强的原油集输干线和单井管道上使用，采用无溶剂环氧树脂涂料，主要成分为双酚A型环氧树脂的产品，喷涂工艺分为工厂预制高压无气喷涂和现场风送挤涂两种，工厂预制的内涂层管现场可采取小车补口的方式。

4.3 加大非金属管的投用，提高非金属管的施工质量

非金属管道的应用是地面管道防腐的有效手段，非金属管道具有优异的耐蚀性能，且不结垢、质量轻、成本低以及无需内涂层或阴极保护，在国内外油田得到广泛的应用。但与金属管道相比，其施工过程的要求更加苛刻，很多配套工艺都需在现场完成，因此严格要求非金属管道现场施工规范，保证非金属管道的正确使用以及加强日常维护管理显得至关重要。非金属管耐蚀性的突出优势在油田集输、注水生产中表现出了极强的适应性，再加以施工过程的保护和技术管理，将会产生明显的经济效益。

4.4 强化现场焊接质量的监督管理

对于裸管的油田现场应用，大多数采用焊接，而焊接都在现场完成，主要包括管口对接、固定、预热（冬季施工时）、打底焊、过渡焊、表焊、修理、热处理、无损检测等环节，每个环节都比室内焊接有更多难以实现的条件，如温度、湿度、热处理、保护气等。因此，在现场焊接时容易产生裂纹、气孔、咬边、夹渣、未焊透、未熔合、错边等缺陷，导致许多穿孔或剌漏都发生在焊接部位或其附近。所以只有强化现场焊接质量监督，控制现场焊接人员资质许可和施工技术水平，严格按照焊接规范或程序操作，提高焊接后检测水平和准确性，才能够保证现场焊接的质量和可靠性，从而保障管线的安全运行。

4.5 对管线定期无损检测，对不安全管线及时更换

对管线进行无损检测，可及时发现管线在一些关键部位或区域易产生穿孔或剌漏的可能性，并根据无损检测结果，对管线的安全等级作出判断，预测剩余寿命。对于安全等级达到4级，通过修补无法提高其安全性，同时剩余寿命处于2年以下的管线就要更换；对管线无损检测结果安全等级处于3级的，要高度关注并尽量采取修补的方法，同时缩短无损检测周期，尽早对发现的安全隐患及时消除。因此，定期的无损检测和剩余寿命预测是非常必要的，对管线的安全运行具有重要的意义。

4.6 定期进行清管作业

腐蚀穿孔或剌漏是管线内表面局部腐蚀的最终结果，而局部腐蚀与管线内固体杂质和结垢的不均匀性沉积有很大的关系[11]。同时，含水蒸汽的管线容易在低洼处凝结液体水，造成此处的局部腐蚀甚至腐蚀穿孔，因此及时进行地面管线的清管工作，防止管线内的局部结垢和生成凝结水，以免造成局部腐蚀甚至腐蚀穿孔。

4.7 高度关注腐蚀重点管线

从地面管线腐蚀穿孔统计分析可以看出，输送注水、污水、高含水原油管线是腐蚀穿孔较多的管线，腐蚀性相对也较强，需要重点关注；弯头、焊缝和接头处应缩短无损检测周期，予以重视；依据腐蚀监测结果和定期的无损检测结果，特别是前期穿孔次数较多的管线，要重点关注和加强无损检测，做到变“事后处理”为“事前预防”。

5 结 语

管道腐蚀穿孔严重影响了油田的正常生产运行，并造成资源浪费和环境污染。明确油田腐蚀环境的特点及影响腐蚀的主控因素，进而制定科学有效的防治措施，对有效减少腐蚀穿孔的次数有重要的作用。本研究在详细统计分析某油田2014年地面管道腐蚀穿孔的基础上，明确了腐蚀穿孔多发生在含水管线上，如污水管线、注水管线及含水原油管线等，分析了管线穿孔的主控影响因素，主要是CO2-H2S-Cl--H2O-O2电化学腐蚀最终导致了穿孔，进一步从防腐手段、选材和管理等方面提出了具体的综合防治措施。

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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，硕士，助理工程师，主要从事石油管腐蚀研究与防护工作。

2015-11-27

李 超