李雙林 李智藝 紀賢晶 侯睿

1大慶油田設計院有限公司

2大慶油田工程建設有限公司建材公司

大慶油田開發(fā)建設60 余年，已經(jīng)建成龐大的地面系統(tǒng)，地面管道超過10×104km，管道安全運行成為油田生產(chǎn)管理的重要工作。為了應對管道腐蝕、失效等帶來的安全和環(huán)境風險，自2012 年開始，大慶油田探索基于檢測的預防性修復技術，并取得了積極成效[1-2]。2015 年股份公司推進油田管道完整性管理以來，大慶油田不斷探索應用管道完整性管理技術，形成了基于風險的管道檢測評價技術、管道修復技術和數(shù)字化完整性管理平臺[3-4]。通過實施完整性管理，大慶油田管道失效治理取得了明顯的效果[5]，但是油田管道整體失效率仍然較高，需要繼續(xù)加大對失效管道治理的力度。開展管道失效治理首先需要明確各類管道的失效成因，前期已經(jīng)開展了很多研究[6]。本文基于大慶油田管道失效現(xiàn)狀，從內(nèi)腐蝕和外腐蝕兩方面，分析油田管道失效成因，并從全生命周期角度，提出管道失效治理措施和建議。

1 現(xiàn)狀

1.1 管道建設基本情況

截至2021 年10 月，大慶油田管道超11×104km。其中油集輸管道6.4×104km，占56.9%；注入管道3.5×104km，占31.5%；運行20 年以上管道2.7×104km，占24.2%。

1.2 管道防腐措施

目前，集輸油管道包括集油、外輸油管道等，不作內(nèi)防腐，外部采用保溫型防腐結構；注（入）水管道和輸水管道采用涂層內(nèi)防腐，外部采用非保溫型防腐結構；天然氣管道包括氣集輸管道、輸氣管道等，不作內(nèi)防腐，外部采用非保溫性防腐結構。

站間及以上管線包括站與站之間的含水油管線、凈化油管線、天然氣管線、輕烴管線等集輸干線以及油氣田外輸管道，陰極保護覆蓋率為67.3%。單井集油（氣）系統(tǒng)管線包括井口至計量閥組間或集氣站的管線，陰極保護覆蓋率為12.6%。

2 失效成因分析

2.1 管道現(xiàn)狀

油田管道失效率從2016 年至2018 年呈上升趨勢，最高為0.576 km-1·a-1。通過綜合治理，2018年以后呈下降趨勢，2019、2020、2021 年連續(xù)下降。2016—2021年失效率變化情況見圖1。

圖1 2016—2021年大慶油田管道總體失效率柱狀圖Fig.1 Histogram of overall failure rate of Daqing Oilfield pipeline from 2016 to 2021

統(tǒng)計顯示，I、Ⅱ、Ⅲ類管道失效率分別為0.011、0.085、0.370 km-1·a-1，與要求指標差距較大。

根據(jù)失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計，油田管道失效存在以下特征：

（1）由于有大量運行年限長的管道，加劇了油田管道失效率控制的難度。隨著運行年限的增加，管道失效率呈現(xiàn)逐漸增高的趨勢，平均為每10 年失效率增加0.1 km-1·a-1。目前運行超過20 年的管道已經(jīng)超過2.7×104km，并且以平均每年超過0.1×104km 的速度增長，增加了失效治理的難度。因此，應加強運行年限長管道的失效治理。

（2）不同生產(chǎn)單位管道平均失效率差異較大。老區(qū)油田管道失效率普遍較高，外圍油田管道失效率相對較低。儲運、采氣分公司所屬管道失效率最低，已經(jīng)達到中石油要求的失效率控制指標。油田老區(qū)是管道失效治理工作的重點區(qū)域。

（3）腐蝕是管道失效的主要形式。大慶油田地處平原地帶，管道失效的因素總體上包括腐蝕失效、施工造成的機械損傷、人為破壞三種類型。失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示，腐蝕造成管道失效占比99.4%，施工造成的機械損傷導致管道失效占比0.1%，人為破壞占比0.5%。因此，腐蝕是油田管道失效主要因素。

油田各系統(tǒng)管道存在不同程度的內(nèi)腐蝕，其中油集輸管道內(nèi)腐蝕占比61.5%，注入管道內(nèi)腐蝕占比45.5%（圖2）。因此，強化內(nèi)腐蝕控制措施是失效治理的關鍵。

圖2 不同輸送介質管道內(nèi)腐蝕失效占比統(tǒng)計Fig.2 Statistics of the proportion of internal corrosion failure in pipelines with different transmission media

2.2 管道外腐蝕

（1）土壤腐蝕性強，管道外腐蝕環(huán)境惡劣。油田地區(qū)地下水位高、土壤含鹽量高，腐蝕性強。測試結果表明，全油田中等腐蝕以上區(qū)域占86.5%，其中強腐蝕地區(qū)占52.6%，且老區(qū)強腐蝕占比高于外圍，這與前述的老區(qū)油田管道失效率普遍高于外圍油田失效率的規(guī)律基本一致（圖3）。

圖3 油田各單位土壤腐蝕性分級結果Fig.3 Soil corrosiveness grading results of various parts in the oilfield

從外腐蝕失效率與土壤腐蝕的關系（圖4）分析發(fā)現(xiàn)：外腐蝕失效率與土壤強腐蝕區(qū)占比存在正相關。其中：采油三廠強腐蝕區(qū)占比最高（68.3%），外腐蝕失效率也最高（0.32 km-1·a-1）；采油九廠強腐蝕區(qū)占比最低（36.7%），外腐蝕失效率最低（0.01 km-1·a-1）。

圖4 外腐蝕失效率與土壤腐蝕性關系Fig.4 Relationship between external corrosion failure rate and soil corrosivity

以油田常用的碳鋼為土壤腐蝕試驗材質，土壤孔蝕速率最大為0.93 mm/a。在防腐措施失效的情況下，按照管道壁厚3.5～4 mm 計算，僅外腐蝕造成的管道失效時間理論值小于5年，考慮到內(nèi)腐蝕的影響，失效年限會進一步縮短。

（2）管道外防腐層是控制外腐蝕的重要技術措施，表1 統(tǒng)計了2016—2020 年完成的12 406.3 km的管道檢測情況，發(fā)現(xiàn)外防腐層破損點56 884 處，外防腐層破損點的密度為每千米4.6 處。因此，強化外防腐層的完整性是控制管道外腐蝕失效的主要技術措施。

表1 埋地鋼質管道外防腐保溫層破損情況統(tǒng)計Tab.1 Statistics of damage of external anti-corrosion and thermal insulation layer of buried steel pipeline

（3）陰極保護系統(tǒng)覆蓋率低、運行效果未達標。實踐證明，陰極保護與防腐層聯(lián)合可以有效消除管道外腐蝕失效。通過采油六廠的試驗發(fā)現(xiàn)，單井管道實施陰極保護，管道總體失效率降低40%～80%。按照內(nèi)腐蝕占比40%估算，陰極保護與防腐層聯(lián)合應用幾乎可以消除外腐蝕失效。但是，目前陰極保護系統(tǒng)的應用還存在陰極保護系統(tǒng)覆蓋率低、部分陰極系統(tǒng)運行效果差，沒有實現(xiàn)外腐蝕的有效控制等問題。

依據(jù)現(xiàn)有標準，對于土壤中等及以上腐蝕區(qū)域的管道推薦采用陰極保護。按照大慶油田中等以上土壤強腐蝕地區(qū)占比，油田陰極保護覆蓋率應達到86.2%，而目前實施陰極保護的管道僅占29.9%，其中單井管道僅占12.6%。因此，強化陰極保護系統(tǒng)的建設是控制管道外腐蝕失效的技術措施。

（4）已建陰極保護系統(tǒng)保護效果未達標。根據(jù)全油田統(tǒng)計數(shù)據(jù)，沒有陰極保護的管道外腐蝕失效率為0.274 km-1·a-1（圖5），實施陰極保護的管道外腐蝕失效率約0.1～0.12 km-1·a-1。實施陰極保護的管道外腐蝕失效率為未實施陰極保護管道的40%～45%，相當于降低外腐蝕55%～60%，未達到保護度不低于85%標準推薦值。

圖5 2020年油田管道外腐蝕失效按照陰極保護方式統(tǒng)計Fig.5 Statistics of external corrosion failure of oilfield pipeline in 2020 according to cathodic protection mode

因此，強化陰極保護系統(tǒng)的運行管理，確保系統(tǒng)有效運行，是外腐蝕控制的重要措施。

2.3 管道內(nèi)腐蝕

（1）管輸介質復雜，增大管道內(nèi)腐蝕失效率。目前老區(qū)油田由于各種驅油技術和增產(chǎn)措施的實施，造成介質復雜多樣，增加了內(nèi)腐蝕失效率，導致老區(qū)集輸管道和注水管道內(nèi)腐蝕失效率明顯高于外圍油田。據(jù)統(tǒng)計：老區(qū)油田管道內(nèi)腐蝕失效率平均為0.41 km-1·a-1，外圍油田管道內(nèi)腐蝕失效率平均為0.08 km-1·a-1，老區(qū)和外圍油田11-15 年集輸管道和注水管道內(nèi)腐蝕失效率見圖6。管道失效率排列順序：摻水＞注水＞集油。

圖6 老區(qū)和外圍油田11-15年集輸管道和注水管道內(nèi)腐蝕失效率對比Fig.6 Comparison of internal corrosion failure rate of gathering and transmission pipeline and water injection pipeline in old area and peripheral oilfields in 2011-2015

（2）多種腐蝕形式共存是內(nèi)腐蝕失效增加的誘因。以注入管道為例，注入管道內(nèi)腐蝕失效占比為45.5%。在注入系統(tǒng)中，微生物腐蝕、氧腐蝕和垢下腐蝕共存，導致老區(qū)油田注入系統(tǒng)內(nèi)腐蝕失效增加。腐蝕產(chǎn)物定量分析結果見表2，其中FeCO3、FeS 是細菌腐蝕表征，F(xiàn)e3O4、Fe2O3、FeOOH 為氧參與腐蝕的表征。

表2 腐蝕產(chǎn)物定量分析Tab.2 Quantitative analysis of corrosion products

（3）內(nèi)防腐層的失效和缺失是導致內(nèi)腐蝕失效的主要成因。調(diào)查研究發(fā)現(xiàn)，注（入）水管道內(nèi)腐蝕失效均與內(nèi)涂層缺陷相關。涂層缺陷導致腐蝕性介質與管壁接觸，引起管道內(nèi)壁腐蝕；管道腐蝕進一步加劇涂層起泡、剝離、脫落，進而造成管道腐蝕失效（圖7）。因此，確保注（入）水管道內(nèi)涂層完整有效是控制內(nèi)腐蝕失效的主要措施。

圖7 注入管道涂層失效及腐蝕情況Fig.7 Failure and corrosion of the coating of the injection pipeline

小口徑注（入）水管道目前沒有實施內(nèi)補口，焊縫處沒有防腐措施，介質與管道內(nèi)壁直接接觸，產(chǎn)生腐蝕失效。因此，需要開展包括內(nèi)堆焊、風送擠涂、內(nèi)穿插等內(nèi)腐蝕控制技術研究，形成經(jīng)濟合理的控制焊縫處管道失效的技術措施。

集輸管道一直采用裸管輸送，未做內(nèi)防腐，內(nèi)腐蝕失效已占管道失效總量的61.5%。由于集輸管道口徑小、數(shù)量大、腐蝕成因復雜，采取涂層防腐措施成本巨大，因此需要開展集輸管道內(nèi)腐蝕主要成因的分析研究，以確定經(jīng)濟合理的內(nèi)腐蝕控措施。

3 失效治理分析

基于失效現(xiàn)狀和成因分析，按照全生命周期完整性管理思路，按照建設期和運行期兩個階段研究管道失效治理對策。

3.1 措施

對采用整體或局部分段更換的管道，加強新建管道產(chǎn)品及施工質量管理，加大陰極保護技術應用力度。

（1）強化新建管道產(chǎn)品管理。一是開展防腐管道預制各工藝環(huán)節(jié)的質量監(jiān)控，確保管道防腐預制產(chǎn)品滿足設計要求。二是針對目前防腐管道的質量抽檢數(shù)量距離標準要求差距較大，需加大防腐管道的質量監(jiān)督抽檢力度。

（2）進一步細化施工過程中質量檢驗，規(guī)范質量檢驗過程記錄。針對目前施工過程中質量檢驗過程記錄不健全、無法體現(xiàn)具體施工過程的監(jiān)管內(nèi)容（如新建管道竣工資料中，對于施工過程的質量檢查，只體現(xiàn)結果，無質量控制過程詳細信息），需細化施工過程中質量檢驗，規(guī)范質量檢驗過程記錄等，進一步提高建設期防腐管道施工質量。

（3）強化基線檢測。由甲方在施工完成后的半年到一年內(nèi)，組織開展新建管道的基線檢測，消除施工過程造成的外防腐層損害。

（4）加大陰極保護技術應用力度。一是強化陰極保護系統(tǒng)的應用，二是強化新建陰極保護系統(tǒng)的檢測評價，確保新建陰極保護系統(tǒng)的完整性和有效性。

3.2 對策

（1）強化管道檢測評價。進一步規(guī)范管道檢測評價報告的內(nèi)容，在檢測評價報告中應給出管道維修維護的建議，對于不需要維修維護的管道，應給出管道的再檢周期。同時，強化檢測評價結果對維修維護計劃制定的指導作用，進一步規(guī)范完整性管理技術的應用。

（2）強化管道外防腐修復質量監(jiān)督檢查。發(fā)揮一線員工對管道修復質量監(jiān)督的作用，根據(jù)屬地管理，由管道維修所屬單位員工實施管道修復質量監(jiān)督。由技術支持單位，按照已經(jīng)發(fā)布的完整性管理手冊中的有關管道維修維護作業(yè)文件，編制適宜于管道維修過程質量監(jiān)督的工作表單，以便于在維修工程質量監(jiān)督過程中應用。

（3）開展管道內(nèi)腐蝕檢測評價與內(nèi)修復。開展管道內(nèi)腐蝕修復技術應用，分別采用管體內(nèi)腐蝕補強、內(nèi)穿插非金屬管、風送擠涂內(nèi)防腐層等修復技術，進行管道管體及防腐層維修。

（4）強化已建陰極保護系統(tǒng)保護效果評價。對于Ⅰ類管道采用密間隔法進行保護電位測試評價；對于Ⅱ類管道和Ⅲ類管道采用同步通斷法和極化探頭法進行保護電位測試評價。對保護效果未達標的系統(tǒng)，根據(jù)成因，分別對陰極保護系統(tǒng)或被保護管道實施相應維修。

4 結論

（1）大慶油田管道失效率高于股份公司規(guī)定的失效控制指標，其中油田老區(qū)管道失效率顯著高于外圍油田管道，老區(qū)油田是管道失效治理的重點區(qū)域。

（2）腐蝕失效占比99%，是油田管道主要失效形式，因此加強腐蝕控制是失效治理的重要技術措施。

（3）聚合物驅、三元復合驅等系統(tǒng)中管輸介質對管道的腐蝕作用增強，油氣水系統(tǒng)管道內(nèi)腐蝕占比61.5%，注入（水）系統(tǒng)管道內(nèi)腐蝕占比45.5%。因此，需要強化內(nèi)腐蝕控制措施的實施。

（4）油田中等腐蝕以上區(qū)域占比86.5%，管道外防腐層失效嚴重，陰極保護覆蓋率低、運行效果未達標是管道外腐蝕失效的主要成因。聚合物驅、三元復合驅等驅油技術實施后原油集輸和注（入）水系統(tǒng)管輸介質腐蝕作用明顯增強，細菌、氧、垢下腐蝕等多種腐蝕形式共存，管道內(nèi)防腐層失效和缺失是導致內(nèi)腐蝕失效的主要成因。

（5）在建設期強化新建管道產(chǎn)品及施工質量管理，并加大陰極保護技術應用力度，可提升新建管道本質安全。通過運行期強化已建管道檢測與修復，以及強化已建陰極保護系統(tǒng)保護效果評價，可消減運行期管道風險。