楊 琳

（大慶油田第五采油廠工藝研究所，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

原油集輸管線是石油生產(chǎn)技術(shù)系統(tǒng)的重要組成部分， 承擔(dān)著原油以及相關(guān)介質(zhì)輸送的重要作用，受原油管線安裝工作環(huán)境以及輸送介質(zhì)的特殊物理化學(xué)性質(zhì)決定，集輸管線更容易受到腐蝕的影響。造成管線腐蝕的影響因素較多，從輔助因素來(lái)源角度可以分為介質(zhì)類(lèi)腐蝕因素和土壤腐蝕因素兩大類(lèi)。在介質(zhì)腐蝕因素中，水占比最高。水是主要的石油伴生物，目前我國(guó)多數(shù)油田進(jìn)入了中后期開(kāi)采階段，許多油藏的綜合含水率已經(jīng)超過(guò)了90%，原油水溶液中存在的大量雜質(zhì)均為管線腐蝕的主要來(lái)源，主要包括，對(duì)金屬管線有直接腐蝕作用的溶解鹽類(lèi)物質(zhì)以及氯化物。水中存在的氧氣、二氧化碳、硫化氫等物質(zhì)、硫酸鹽、各類(lèi)微生物等[1]。

土壤中存在的管線腐蝕因素主要有電解質(zhì)溶液、雜散電流以及微生物等。目前我國(guó)原油集輸管線仍以金屬管線為主，長(zhǎng)期在土壤中電解質(zhì)溶液的作用下會(huì)出現(xiàn)電化學(xué)腐蝕的現(xiàn)象。土壤中應(yīng)各類(lèi)因素產(chǎn)生并存在的零散電流，長(zhǎng)期從金屬管線經(jīng)過(guò)時(shí)，會(huì)緩慢的產(chǎn)生電解作用，造成電腐蝕現(xiàn)象的出現(xiàn)。

1 原油集輸管線管道防腐技術(shù)及適用性分析

1.1 內(nèi)防腐技術(shù)

1.1.1 緩蝕劑防腐

我國(guó)油田目前已經(jīng)投入使用的埋地管線緩蝕劑種類(lèi)較多，不同類(lèi)型的緩蝕有著不同的適用環(huán)境。從緩蝕劑成為角度可以分為有機(jī)緩蝕劑和無(wú)機(jī)緩蝕劑兩種，其中有機(jī)型緩蝕劑適用范圍最為廣泛。在管線中加入相應(yīng)成分的緩蝕劑可以在一定程度上，降低各類(lèi)腐蝕因素對(duì)管線的影響速度，從而達(dá)成防腐的最終目的。緩蝕劑適用范圍廣成本低廉，同時(shí)操作簡(jiǎn)單對(duì)適用環(huán)境要求較低，一次使用可以長(zhǎng)期見(jiàn)效。但伴隨緩蝕劑的不斷應(yīng)用，該防腐方式的弊端與問(wèn)題也逐步凸顯。首先緩蝕劑在使用前需要對(duì)管線腐蝕的影響因素、伴生水性質(zhì)以及腐蝕機(jī)理進(jìn)行分析研究，從而確定緩蝕劑成分，這需要進(jìn)行大量的檢測(cè)和實(shí)現(xiàn)，才可以確定。同時(shí)在伴隨生產(chǎn)的不斷進(jìn)行，介質(zhì)成分不斷發(fā)生變化，含水率逐步升高，這是需要進(jìn)行大量的后續(xù)實(shí)驗(yàn)才可以確保緩蝕劑適用性。因此該方法后續(xù)工作量十分巨大，加藥周期的確定也相對(duì)困難[2]。

1.1.2 內(nèi)防腐層技術(shù)

內(nèi)防腐層技術(shù)是目前我國(guó)油田以及其它工業(yè)集輸管線防腐中應(yīng)用最為廣泛的技術(shù)。通過(guò)在管線內(nèi)部增加防腐涂層達(dá)到隔絕管線與腐蝕物質(zhì)的目的，從而實(shí)現(xiàn)管線防腐、內(nèi)防腐層技術(shù)從施工工藝角度主要分為穿插、翻襯兩種類(lèi)型。穿插是金屬管線內(nèi)部穿插一條高度密集的聚乙烯內(nèi)襯管，達(dá)到隔離防腐的目的。具體施工流程如下，首先使用牽引設(shè)備將對(duì)應(yīng)型號(hào)的內(nèi)襯管拉送至金屬管線中，內(nèi)襯管在進(jìn)入管線后受其彈性以及記憶效應(yīng)影響會(huì)迅速擴(kuò)張并緊密貼合管線內(nèi)壁形成內(nèi)防腐層，起到隔絕腐蝕物質(zhì)的效果。該技術(shù)工藝不僅可以用于新投產(chǎn)管線的防腐施工，也可以用作老舊管線的腐蝕修復(fù)施工[3]。

但襯管技術(shù)在應(yīng)用過(guò)程中也逐步凸顯了一些問(wèn)題。首先，受襯管材料特點(diǎn)決定，襯管技術(shù)最大穿插長(zhǎng)度有著明顯的限制，最大單次施工長(zhǎng)度一般不超過(guò)2km，因此會(huì)造成管線內(nèi)部襯管無(wú)法形成連續(xù)的內(nèi)防腐層，存在縫隙。同時(shí)管線施工一般需要采用法蘭連接的方式，也會(huì)對(duì)內(nèi)防腐層造成一定的損傷和影響，操作難度也相對(duì)高；其次，內(nèi)防腐層的環(huán)境耐受性較差，管線輸送介質(zhì)溫度較高時(shí)，hepe塑料材質(zhì)的內(nèi)襯管會(huì)發(fā)生融化以及變形，防腐效果降低甚至消失。目前我國(guó)油田使用的內(nèi)襯防腐材料的最高承受溫度為120℃，可以長(zhǎng)期使用的安全溫度一般不高于70℃；最后穿插內(nèi)襯管工藝是依靠?jī)?nèi)襯管的記憶效應(yīng)以及彈性實(shí)現(xiàn)與管線內(nèi)壁的貼合，本身與管體之間并沒(méi)有粘結(jié)以及密封措施，一旦出現(xiàn)破損就會(huì)直接造成輸送介質(zhì)流向內(nèi)襯層和管線內(nèi)壁之間，導(dǎo)致防腐措施失效[4]。

1.2 外防腐技術(shù)

原油需要在28℃以上才可以保持良好的流動(dòng)性，達(dá)到原油技術(shù)的必要條件，因此原油技術(shù)管線多數(shù)需要采用伴熱的方式加熱集輸。因此原油集輸管線一半采用防腐-保溫-防水的外防腐結(jié)構(gòu)。目前我國(guó)油田多數(shù)技術(shù)管線采用的聚氨酯泡沫和聚乙烯夾克的一體化防水、保溫、防腐的解決方案，也被稱為“黃夾克”但該方法受實(shí)施工藝和設(shè)備的限制，對(duì)89mm以下的小口徑管線應(yīng)用相對(duì)困難。

1.3 陰極保護(hù)技術(shù)

陰極保護(hù)技術(shù)主要作為管線綜合防腐方案中的備用和應(yīng)急環(huán)節(jié)使用。在防腐涂層受到破壞失去防腐作用時(shí)，陰極保護(hù)技術(shù)可以及時(shí)發(fā)揮防作用。不帶保 溫防水層的防腐管線與陰極保護(hù)配合能起到很好的 防腐效果，尤其是環(huán)氧粉末、液體環(huán)氧類(lèi)涂層。但該技術(shù)的防腐效果仍不夠理想，而且防腐條件要求相對(duì)苛刻，需要管線的保溫層以及防腐涂層同時(shí)失效時(shí)才可以發(fā)揮作用。否則無(wú)法發(fā)揮出防腐的作用，導(dǎo)致陰極保護(hù)技術(shù)無(wú)法獨(dú)立應(yīng)用，只能作為防腐的補(bǔ)充和備用工藝與其他防腐技術(shù)共同使用

2 結(jié)語(yǔ)

目前我國(guó)多數(shù)原油集輸仍采用伴熱集輸?shù)姆绞剑芫€輸送介質(zhì)溫度較高，因此外防腐涂層是最優(yōu)的防腐方案。在外防腐技術(shù)中環(huán)氧粉末具有更高的溫度耐受性，在高溫下性質(zhì)十分穩(wěn)定，補(bǔ)口質(zhì)量易于控制，受外面的保溫層和防水層的保護(hù)，彌補(bǔ)了本身耐沖擊性能差的缺點(diǎn)，作為原油集輸管線外防腐層是比較好的選擇。 預(yù)制過(guò)程中要嚴(yán)格 控制環(huán)氧粉末涂層預(yù)制質(zhì)量，尤其是涂層厚度和漏點(diǎn)，粉末涂覆后進(jìn)入“一步法”保溫防水生產(chǎn)線前,要 進(jìn)一步檢測(cè)。