大慶油田有限責任公司第一采油廠油田管理部

依據(jù)完整性管理工作總體部署，大慶油田某廠先后承擔了股份公司完整性管理檢測評價和修復試點、全流程試點等探索性工作，以完整性管理試點工程為契機，開展了管道檢測與修復、風險評價、陰極保護維修、高風險管道治理工程等失效治理工作，探索管道失效治理方法和模式。

完整性管理是指管理者不斷根據(jù)最新信息，對管道和站場運營中面臨的風險因素進行識別和評價[1]，并不斷采取針對性的風險減緩措施，將風險控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，使管道和站場始終處于可控狀態(tài)，預防和減少事故發(fā)生，為其安全經(jīng)濟運行提供保障[2]。而管道失效治理工作，作為管道完整性管理的重要載體，是有效降低管道失效率的重要措施保障。實際上由于管道中所存儲的原油和水介質(zhì)成分復雜，使得腐蝕性增強，容易發(fā)生點蝕，而點蝕對于管道具有潛在的致命威脅[3]。管道失效治理主要包括失效成因分析、管道風險評價、管道完整性檢測和管道修復更換等。

1 現(xiàn)狀調(diào)查

某廠薩中開發(fā)區(qū)位于大慶油田長垣薩爾圖油田中部，始建于1960年10月，開發(fā)面積161.25 km2，管線共計3萬余條，近2×104km，是大慶油田建廠最早、規(guī)模最大、產(chǎn)量最高的采油廠。目前，管道運行10年以上管線占總量的55%，其中油集輸和注入管道占97%，規(guī)模龐大。

通過2016—2019年管道內(nèi)外腐蝕失效率對比可知，2018年管道穿孔最為嚴重，到2019年有所下降，管道外腐蝕穿孔率從0.18 km-1·a-1下降到0.14 km-1·a-1；管道內(nèi)腐蝕穿孔率從0.1 km-1·a-1下降到0.08 km-1·a-1，見圖1。

圖1 腐蝕失效率對比Fig.1 Comparison of corrosion failure rates

各系統(tǒng)管道中，摻水管道、集油管道和注入管道，占總管道數(shù)的95%以上，從管道失效率來看，摻水管道穿孔率要高一些，注入管道其次，集油管道最低。

2 失效分析

Ⅰ類管道和Ⅱ類、Ⅲ類管道，依據(jù)管道運行及具體取樣情況實施差異化的失效分析工作。

2.1 Ⅰ類管道穿孔失效調(diào)查與成因分析

Ⅰ類管道選取某條供凈化油外輸管線，從失效調(diào)查、外防腐層破損檢測、焊縫直接開挖檢測、外防腐層電絕緣性能檢測和陰極保護效果測試等方面，開展了失效分析工作。

（1）管道穿孔失效調(diào)查。西部供輸油站外輸油管道2005年投產(chǎn)，全長16.6 km，輸送介質(zhì)為原油，管道規(guī)格Ф377 mm×7 mm，外防腐層為玻璃鋼，強制電流陰極保護。投產(chǎn)運行6年后管道發(fā)生穿孔，11年后管道穿孔次數(shù)大幅度上升，2019年穿孔15次；計算腐蝕速率超過0.5 mm/a，最高達到1.17 mm/a，說明沿線土壤腐蝕性很強，見表1。

（2）管道外防腐層破損檢測。采用人體電容法對管道全線防腐層進行破損點測試和評價。共檢出破損點91處，管道檢測長度16.6 km，計算破損點處密度高達5.48 km，參照國標GB/T 19285《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護工程檢驗》三層PE外防腐層破損點密度分級評價標準，測試段外防腐層破損點密度等級為3級，等級較差。

表1 管道穿孔統(tǒng)計及腐蝕率計算Tab.1 Pipeline perforation statistics and corrosion rate calculation

（3）管道焊縫直接開挖檢測。根據(jù)管道修復、檢測及失效調(diào)查結(jié)果，在外防腐層破損缺陷處發(fā)現(xiàn)嚴重的腐蝕坑，腐蝕坑連成片。根據(jù)開挖結(jié)果顯示，普遍存在外防腐層未做補口的現(xiàn)象，如圖2、圖3所示。

圖2 管道未做補口照片F(xiàn)ig.2 Picture of unpatched pipeline

圖3 管體腐蝕及防腐層失效照片F(xiàn)ig.3 Picture of tube corrosion and corrosion coating failure

（4）管道外防腐層電絕緣性能檢測。采用交流衰減法對管道全線防腐層進行測試和評價，管道絕緣電阻率測試評價為3級，采用電流-電位法抽檢2段外防腐層。按照國標GB/T 19285《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護工程檢驗》外防腐層電阻率分級評價標準，測試段外防腐層電阻率測試等級為4級（最差），其中4級管段長度占全長36%。

（5）管道陰極保護效果測試。采用近參比方法對管道沿線陰極保護電位進行測試。測試結(jié)果表明，管道起點至大約750 m的管段的陰極保護電位能達標，其余管段均不達標。部分陰極保護電流將流向大地，管道中保護電流降低，導致陰極保護效果下降，致使管道失效。

綜上所述，Ⅰ類管道失效根本原因是外防腐層絕緣性能差，誘因是管道建設過程中未做焊道補口，或在處理事故過程中未做防腐層修復。

2.2 Ⅱ類、Ⅲ類管道穿孔失效調(diào)查與成因分析

選取腐蝕穿孔最為嚴重的108隊、205隊和503隊為調(diào)查分析對象，從失效調(diào)查、管道預制及施工質(zhì)量抽檢、陰極保護應用狀況、管道外防腐保溫層調(diào)查、土壤環(huán)境腐蝕性、失效管段腐蝕速率計算和腐蝕產(chǎn)物微觀分析等方面，開展了失效分析工作。

（1）管道穿孔失效調(diào)查。3個小隊的調(diào)查表明，108隊管道失效內(nèi)腐蝕占比98.47%，205隊管道失效內(nèi)腐蝕占比88.85%，503隊管道失效外腐蝕占比84.78%；Ⅱ類、Ⅲ類管道失效的情況較Ⅰ類管道更加復雜，內(nèi)外均不同程度存在腐蝕。

（2）新建管道預制及施工質(zhì)量抽檢。抽查2組防腐保溫管，8項指標3項不合格，最差的低于產(chǎn)品標準要求的40%，詳見表2。

對部分新建管道施工質(zhì)量進行了抽查檢測。2019年進行施工質(zhì)量抽檢，破損率2.1 km-1，相比于2016年抽檢防腐保溫層破損率9.42 km-1，雖有改善，仍然超標。

（3）管道陰極保護應用狀況調(diào)查。據(jù)調(diào)查，Ⅱ類管道陰極保護覆蓋率14%，Ⅲ類管道陰極保護覆蓋率12.1%，大多數(shù)Ⅱ類、Ⅲ類管道未實施陰極保護。

對某轉(zhuǎn)油站4個計量間站間管道進行了陰極保護電位測試，結(jié)果表明，轉(zhuǎn)油站一端陰極保護均未達標，保護率僅為50%，詳見表3。

（4）失效管段腐蝕速率計算。通過現(xiàn)場截取腐蝕管段，測量管道實際局部腐蝕速率（表4），結(jié)果表明，聚驅(qū)管段腐蝕速率為0.343 mm/a已達穿孔程度；三元注入管道腐蝕速率為0.29 mm/a；水驅(qū)摻水管道腐蝕速率為0.111 mm/a?，F(xiàn)場腐蝕情況見圖4。

圖4 失效管段內(nèi)腐蝕照片F(xiàn)ig.4 Pictures of internal corrosion in failure pipeline section

（5）腐蝕產(chǎn)物微觀分析。將截取的3段腐蝕管段切割成Φ25 mm的小試樣，進行掃描電鏡觀察、能譜微區(qū)成分分析和X射線衍射分析等，分析結(jié)果如下：

表2 防腐保溫層抽檢結(jié)果Tab.2 Results of spot check on anticorrosive insulation layer

表3 陰極保護電位測試結(jié)果Tab.3 Test results of cathodic protection potential

表4 管道腐蝕率計算結(jié)果Tab.4 Calculation results of pipeline corrosion rate

3種驅(qū)替方式的腐蝕管段，都存在腐蝕坑，微觀下觀察，蝕坑底部產(chǎn)物由多孔的腐蝕產(chǎn)物和相對致密的雜質(zhì)構成，同時元素分析可知，蝕坑底部S、Cl、Ca等元素共同參與了垢下蝕坑底部的腐蝕過程，所形成腐蝕產(chǎn)物不斷膨脹、破裂、剝離，直至最終管道穿孔。存在少量硫化物，結(jié)合Wranglen.G理論[4]可知，硫化物等難溶性產(chǎn)物的出現(xiàn)，破壞了表面的連續(xù)性和完整性，誘發(fā)點蝕，腐蝕坑不斷擴大，同時腐蝕產(chǎn)物及破損缺陷表面都有Cl-。由LIN等[5]研究可知，Cl-極易被缺陷、夾雜物界面吸附，聚集的Cl-與氧化膜作用形成鐵的可溶性氯化物，表面膜局部溶解，夾雜物周圍基體表面的鈍化膜破壞區(qū)域不斷擴大，這種點蝕的誘發(fā)及擴展，形成了電鏡下觀察到的微觀點蝕形態(tài)，見圖5。

圖5 失效管段微觀形貌照片F(xiàn)ig.5 Microscopic pictures of failure pipeline section

由X射線衍射分析可知，水驅(qū)摻水管線產(chǎn)物中，氧化產(chǎn)物Fe3O4和Fe2O3占比82%，SiO2占比13%；聚驅(qū)摻水管道產(chǎn)物中，氧化產(chǎn)物Fe3O4和Fe2O3占比37%，CaSiO3和FeCO3占比44%，Na2SO4占比19%；三元注入管道產(chǎn)物中，氧化產(chǎn)物Fe3O4和Fe2O3占比81%，CaSiO3、FeCO3和SiO2占比12%，Na2SO4占比7%。

從目前分析測試數(shù)據(jù)可知，影響3種驅(qū)替方式腐蝕管道穿孔的主要產(chǎn)物為氧化產(chǎn)物和垢，主要影響因素為氧和垢。

（6）綜合分析。建設期管道防腐保溫層預制和施工質(zhì)量不合格；運行期管道陰極保護覆蓋率低，運行效果差，防腐保溫層破損點多；管道輸送介質(zhì)復雜，氧、細菌和垢引起嚴重內(nèi)腐蝕。管道與沉積水直接接觸的內(nèi)底板及內(nèi)壁是腐蝕最嚴重的部分，主要腐蝕形式為電化學腐蝕［6］。由于油水密度差的存在，原油中所夾帶的水分經(jīng)長時間沉降在罐底形成沉積水，文獻[7-8]表明大量的SO2、H2S、CO2等有害物質(zhì)溶于水后具有極強的腐蝕性，從而引起電化學腐蝕。

3 失效治理

依據(jù)上述管道失效原因，從管道更換、檢測、外修復、內(nèi)修復、試點工程、陰極保護維修等方面[9-10]，開展了管道失效治理，特別是2019年，加大了治理力度。

（1）管道更換工程。為解決管線腐蝕老化問題，避免因管線穿孔而造成不必要的危害，降低管道失效帶來的安全環(huán)保風險，根據(jù)在用管道的使用年限、穿孔次數(shù)、所處區(qū)域、材質(zhì)等條件，結(jié)合生產(chǎn)單位實際情況，按照風險排序，優(yōu)先開展“雙高”管道更新的原則[6]，對廠腐蝕老化管道逐年進行更換，預計更換各類管道836條，405.7 km，估算總投資1.2億元。截至11月底，已完成管道更換770條，371.11 km，基本完成預定目標，對Ⅱ、Ⅲ類管道失效治理起到?jīng)Q定性作用。

（2）金屬管道檢測工程。2019年計劃檢測管道387條，長度266 km，截至10月底已檢測420條，長度210 km，檢測破損點560處，較好完成了預期目標。

（3）金屬管道外修復工程。2019年依據(jù)檢測報告對腐蝕老化嚴重的管道進行外修復，降低因管道泄漏對生產(chǎn)和周邊環(huán)境產(chǎn)生的影響。計劃修復管道653條，長度433 km，截至10月底，已修復110條，長度68.2 km，修復破損點160處。

（4）管道內(nèi)修復治理工程。對于穿越大醫(yī)院地區(qū)，屬于高風險區(qū)域，腐蝕嚴重處理穿孔時無法開挖的外輸氣及返干氣線，采取管道內(nèi)修復技術，開展了6 km管道內(nèi)修復。

（5）管道和站場完整性試點工程。完成了Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類管道及站場完整性試點工程，完成了高后果區(qū)管段識別、陰極保護、陰極保護饋電試驗、管道效果評價體缺陷不開挖檢測和防腐層漏點檢測，完成了數(shù)據(jù)采集、高后果區(qū)域識別和風險評價，新建管道基線檢測和腐蝕失效分析。

（6）管道陰極保護維修工程。全廠147套已建強制電流陰極保護系統(tǒng)，39套因故障停運，運行率73.5%。2019年對故障進行排查、檢測與維修，對修復后的強制電流陰極保護系統(tǒng)進行運行調(diào)試，目前已檢測12套，維修8套陰極保護系統(tǒng)。

4 結(jié)論及認識

（1）失效成因分析表明，Ⅰ類管道失效根本原因是外防腐層絕緣性能差，誘因是管道建設過程中未做焊道補口，或在處理事故過程中未做防腐層修復；Ⅱ類、Ⅲ類管道失效原因主要是建設期管道防腐保溫層預制和施工質(zhì)量不合格，運行期管道陰極保護覆蓋率低，運行效果差，防腐保溫層破損點多，管道輸送介質(zhì)復雜，氧、細菌和垢引起嚴重內(nèi)腐蝕。

2）針對管道失效原因，結(jié)合近年來涂層、玻璃鋼、復合管等各種防腐材料在工程中的應用情況，從管道更換、檢測、外修復、內(nèi)修復、試點工程、陰極保護維修等方面，開展了管道失效治理，取得了良好效果。

（3）管道失效治理工作具有“多接口、多界面、多系統(tǒng)、多部門”特點，是一項系統(tǒng)工程，需要全生命周期一體化運行、鏈條式程序化管理，任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題都會影響治理效果。

（4）需要成立專項組織機構，建立流程清晰、職責明確、有利考核、便于運行的管理體系。