張奎鵬 李碩

大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠

“十三五”期間，大慶油田第五采油廠腐蝕防護工作形式嚴(yán)峻，由于聚驅(qū)規(guī)模不斷擴大、油田開發(fā)區(qū)域土壤腐蝕性強等因素，導(dǎo)致管道失效率在2017 年大幅度增加，至2018 年達到峰值1.18 km-1·a-1。近年管理上采取加大更新改造力度、加強新建管道質(zhì)量監(jiān)督、規(guī)范維修堵漏流程等措施，技術(shù)上通過深化腐蝕機理研究、推廣成熟陰保技術(shù)、探索檢測修復(fù)技術(shù)等措施，逐步降低了腐蝕穿孔帶來的安全環(huán)保隱患。

1 建設(shè)現(xiàn)狀及失效情況

目前第五采油廠共建各類埋地管道8 918 km，按輸送介質(zhì)，壓力等級和管徑分類。其中Ⅰ類管道57.4 km，全部為外輸油管道；Ⅱ類管道958.7 km，主要為油、氣集輸站間管道和注入干線；Ⅲ類管道7 901.9 km，主要為單井油集輸，注入和部分輸氣、污水管道，投產(chǎn)15 年以上管道有3 069.3 km，占比34.4%，比例較大。埋地管道建設(shè)情況見表1。油田經(jīng)過50 年的開發(fā)歷程，埋地管道老化問題凸顯，腐蝕穿孔隱患日趨嚴(yán)重。

表1 埋地管道建設(shè)情況Tab.1 Construction status of buried pipelines

2021 年9 月末，全廠各類埋地管道失效5 060次，綜合失效率0.757 km-1·a-1，較去年同期下降0.14 km-1·a-1。從管道類別看，失效主要集中在Ⅲ類管道的注入和油集輸系統(tǒng)，失效率分別為1.478 km-1·a-1和0.587 km-1·a-1，遠(yuǎn)超油田公司0.39 km-1·a-1的平均水平。Ⅲ類管道的防護治理工作，是解決管道失效率高的根本任務(wù)，埋地管道失效情況見表2。

表2 埋地管道失效情況Tab.2 Failure status of buried pipelines

2 存在的問題及原因分析

2.1 腐蝕管道總量大，使用年限短

“十三五”全廠共有3 465 km 管道失效39 493次，腐蝕因素導(dǎo)致的管道失效有35 164 次，占89%。其中內(nèi)腐蝕占49.9%，外腐蝕占39.1%。腐蝕因素是導(dǎo)致管道失效嚴(yán)重的首要原因。

2.1.1 內(nèi)腐蝕原因分析

（1）輸送介質(zhì)腐蝕性強。2016 年，對杏四聯(lián)系統(tǒng)采樣，進行礦化度分析，平均礦化度為5.54×103mg/L，其中氯化物平均質(zhì)量濃度1.24×103mg/L，Cl-具有強烈的穿晶作用[1-3]，破壞金屬晶格，導(dǎo)致碳鋼產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕開裂，加劇腐蝕。杏四聯(lián)系統(tǒng)主要生產(chǎn)節(jié)點礦化度見表3。

表3 杏四聯(lián)系統(tǒng)主要生產(chǎn)節(jié)點礦化度Tab.3 Mineralization degree of main production nodes in Xing-4 Multi-purpose Station system

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》，采用Ryznar 穩(wěn)定指數(shù)法（SAI 法）計算不同溫度下各節(jié)點SAI 值[4]。結(jié)果顯示，在常溫下介質(zhì)具有嚴(yán)重結(jié)垢趨勢，易導(dǎo)致垢下腐蝕嚴(yán)重，各節(jié)點SAI 值與溫度對應(yīng)關(guān)系見表4。

表4 各節(jié)點SAI 值與溫度對應(yīng)關(guān)系Tab.4 Corresponding relationship between SAI value and temperature at each node

采用耦合多電極法[5]對36 口油水井介質(zhì)進行腐蝕速率測量。結(jié)果顯示，集輸系統(tǒng)平均腐蝕速率為105.4 μm/a，注入系統(tǒng)為149.7 μm/a。根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY 0007—1999《埋地鋼制管道及儲罐防腐工程設(shè)計規(guī)范》[6]，管道及儲罐內(nèi)介質(zhì)腐蝕性分級標(biāo)準(zhǔn)，集輸系統(tǒng)介質(zhì)腐蝕性為中級，絕大部分注入系統(tǒng)腐蝕性為高級，注入系統(tǒng)腐蝕情況比集輸系統(tǒng)嚴(yán)重。不同介質(zhì)腐蝕速率見表5。

表5 不同介質(zhì)腐蝕速率Tab.5 Corrosion rates in different media

（2）聚驅(qū)細(xì)菌腐蝕嚴(yán)重。2018 年針對杏十二區(qū)聚驅(qū)腐蝕嚴(yán)重問題開展了腐蝕機理研究，除礦化度和Cl-含量較高外，還發(fā)現(xiàn)聚驅(qū)介質(zhì)中細(xì)菌含量普遍較高。杏十二區(qū)聚驅(qū)礦化度分析見表6。

表6 杏十二區(qū)聚驅(qū)礦化度分析Tab.6 Mineralization degree analysis of polymer flooding in Xing-12 District

通過微觀結(jié)構(gòu)、X 射線和能譜分析測定得出，細(xì)菌是注入管道腐蝕的主要因素，氧是集輸管道腐蝕的主要因素。杏二二區(qū)聚驅(qū)腐蝕產(chǎn)物含量測定結(jié)果見表7。

表7 杏十二區(qū)聚驅(qū)腐蝕產(chǎn)物含量測定Tab.7 Determination of polymer flooding corrosion products in Xing-12 District

聚合物為高分子化合物，在氫鍵的作用，其分子鏈很難舒展開，因此對介質(zhì)中的微小顆粒能夠起到包裹、絮凝和沉降作用，加速結(jié)垢形成，造成垢下腐蝕。垢層為細(xì)菌提供了穩(wěn)定的生長條件，細(xì)菌通過分泌酰胺霉將聚合物的酰氨基降解，生成羧基并釋放出NH3，而NH3為微生物提供了氮源。NH3通過與水中游離的H+結(jié)合生成NH4+，再通過氨的同化變成谷氨酸或氨甲酰磷酸，最終通過轉(zhuǎn)氨基作用合成氨基酸，因此聚合物間接為細(xì)菌生長和繁殖提供了養(yǎng)分，造成細(xì)菌大量繁殖，加速了聚驅(qū)系統(tǒng)腐蝕[7]。

2.1.2 外腐蝕原因分析

（1）土壤腐蝕性強。油田開發(fā)區(qū)域匯水面積673 km2，多處于沼澤低洼地帶，海拔高度在131～145 m 之間，大部分區(qū)塊地下水位在0.5～1.0 m 之間。相較于其他采油廠，采油五廠地勢條件更易導(dǎo)致地下水匯集。為掌握全廠各區(qū)塊土壤腐蝕性，2015 年，對全廠474 處土壤電阻率和腐蝕性等理化指標(biāo)進行化驗分析。結(jié)果顯示，全廠90%以上區(qū)域土壤腐蝕性屬于強、中等級，外腐蝕控制難度大。

對全廠31 處點位進行土壤腐蝕速率測量，數(shù)據(jù)顯示，高臺子油田土壤腐蝕性較輕，杏南、太北部分地區(qū)土壤為強腐蝕等級[8]，對碳鋼平均腐蝕速率為0.09 mm/a。金屬腐蝕程度評價及土壤腐蝕性數(shù)據(jù)統(tǒng)計見表8。

表8 金屬腐蝕程度評價及土壤腐蝕性數(shù)據(jù)統(tǒng)計Tab.8 Statistics of metal corrosion degree evaluation and soil corrosion data

（2）防腐保溫層不連續(xù)。2017 年，對23 條102 km 站間及以上管道進行外防腐保溫層檢測，共發(fā)現(xiàn)破損點284 處，現(xiàn)場開挖驗證64 處。調(diào)查發(fā)現(xiàn)，其中52 處是由于早期施工質(zhì)量不達標(biāo)造成的防腐保溫層破損。由于防護層和保溫層進水后，水分很難排出，管體長期浸泡在水中加速了管道的外腐蝕速率。防腐保溫層破損情況統(tǒng)計見表9。

表9 防腐保溫層破損情況統(tǒng)計Tab.9 Statistics of the defects of anti-corrosion and thermal insulation layers

綜合來看，以壁厚3.5 mm 管道為例，按內(nèi)、外腐蝕進程同時發(fā)展計算，均勻腐蝕條件下，管道平均壽命約為16 年，但點蝕發(fā)生的速率往往更快，進一步降低了管道使用年限。

2.2 陰極保護覆蓋范圍小，保護效果不均衡

全廠陰極保護主要采用強制電流和犧牲陽極兩種方式，其中強制電流陰極保護管道1 456.7 km，犧牲陽極保護管道1 673.4 km。目前全廠實施陰極保護管道占鋼質(zhì)管道總量40.5%，覆蓋率還比較低，油氣集輸系統(tǒng)還有約3 270.8 km 僅依靠外防腐層保護。對有無陰極保護管道失效情況進行統(tǒng)計表明，實施保護管道的年均失效率普遍低于0.5 km-1·a-1，其中強制電流保護效果最好。由于保護范圍的不均衡，導(dǎo)致無保護管道成為了失效主體。有無陰極保護管道建設(shè)及失效情況統(tǒng)計見表10、表11。

表10 有無陰極保護管道建設(shè)情況統(tǒng)計Tab.10 Construction statistics of the pipelines with and without cathodic protection

表11 有無陰極保護管道失效情況統(tǒng)計Tab.11 Failure statistics of the pipelines with and without cathodic protection

2.3 非金屬管道管理難度大，維修困難

非金屬管道有玻璃鋼、鋼骨架塑料復(fù)合管、連續(xù)增強塑料復(fù)合管和塑料合金復(fù)合管四種材質(zhì)，建設(shè)總長1 179.5 km。其中玻璃鋼和連續(xù)增強塑料復(fù)合管占比最大，有1 003.3 km。經(jīng)統(tǒng)計：非金屬管道失效中鋼轉(zhuǎn)換部位腐蝕和機械損傷占比最大，為98.2%；少量為管體變性導(dǎo)致的強度下降所致。非金屬管道在應(yīng)用中存在凍堵后無法電解堵、鋼轉(zhuǎn)換部位易重復(fù)穿孔等問題，目前尚無專業(yè)隊伍和技術(shù)處理非金屬管道失效，因此只能外委維修。不同類別非金屬管道失效情況見表12。

表12 不同類別非金屬管道失效情況Tab.12 Failure status of different types of nonmetallic pipelines

非金屬管失效原因分析：

（1）鋼轉(zhuǎn)換部位重復(fù)維修，腐蝕速率加快。鋼轉(zhuǎn)換部位失效占52.6%。該部位腐蝕原因與金屬管道相同，但經(jīng)重復(fù)穿孔、堵漏后，焊點或局部更換管段與原管段會形成電位差異，加速電化學(xué)腐蝕；

（2）管道走向不清，施工作業(yè)中誤將管道挖斷。由于管道建設(shè)情況復(fù)雜，種類繁多，密度較大，施工人員對管道走向掌握不清。同時非金屬管道強度較金屬管道低，在堵漏維修等施工作業(yè)中很容易被挖斷。

（3）部分管道發(fā)生管體變性，強度下降。如太一聯(lián)污水處理站至太二聯(lián)注水站污水管道，該管道投產(chǎn)于2001 年，玻璃鋼材質(zhì)，全長9 km，管道規(guī)格DN300。2021 年累計失效7 次。對失效部位維修時發(fā)現(xiàn)，局部管體出現(xiàn)變黑、強度下降的情況。

3 解決對策及實施效果

“十三五”以來，第五采油廠以“股份公司油田管道和站場完整性管理規(guī)定”為指導(dǎo)，明確了以油田管理部為廠級管道主管部門，工藝研究所為技術(shù)管理中心等7 個主要部門職責(zé)。在油田公司相關(guān)部門的支持下，近年通過采取五項治理工程、強化三項管理舉措的治理措施，逐步降低管道腐蝕穿孔帶來的安全環(huán)保隱患。

3.1 五項治理工程

（1）腐蝕管道更新改造工程。根據(jù)投產(chǎn)年限、穿孔次數(shù)、檢測報告符合更換等條件，按照輕重緩急，逐年對腐蝕老化管道安排更換?！笆濉逼陂g累計投資3.9 億元，更換嚴(yán)重影響油水井正常生產(chǎn)管道903 km。2021 年，又投資3 091 萬元，更換管道76 km。目前失效率已由最高時的1.18 km/a 下降至0.76 km-1·a-1。

（2）防腐層檢測修復(fù)工程。按埋地管道類別和風(fēng)險等級排序，采取“邊檢邊修”方式，累計投資1 927 萬元，檢測各類管道1 167 km，發(fā)現(xiàn)并修復(fù)破損點6 995 處。2021 年繼續(xù)對無檢測報告的“雙高”及Ⅰ、Ⅱ類管道余量進行梳理，又投資450 萬元，安排檢測444 km。檢修完畢后，Ⅰ、Ⅱ類及“雙高”管道檢修覆蓋率將達到100%。

（3）陰極保護完善工程。在杏南316#等5 座計量間71 km 管道進行了以廢棄油井套管作為輔助陽極的陰極保護技術(shù)試驗，以杏南316#計量間為例，該計量間受保護管道有24 條7.9 km。實施陰極保護前，年均失效率1.52 km-1·a-1。實施后，年均失效率降至0.41 km-1·a-1，保護效果良好。為繼續(xù)擴大陰極保護應(yīng)用規(guī)模，“十三五”期間結(jié)合老區(qū)改造和產(chǎn)能項目，又新增陰極保護站47 座，安裝犧牲陽極510套，有效保護單井及站間以上管道746 km。

（4）跨渠管道檢測修復(fù)工程。為實現(xiàn)管道精準(zhǔn)維護，采用超聲導(dǎo)波檢測技術(shù)檢測杏十三-1、杏Ⅴ-Ⅱ聯(lián)合站等7 座站場站內(nèi)架空管道16 km，發(fā)現(xiàn)管體損傷63 處，缺陷位置驗證符合率92.8%，效果良好。2021 年，投資153 萬元對全廠651 條52 km跨渠管段管體進行損傷評價，根據(jù)檢測結(jié)果采取補強或局部更換等措施，徹底消除跨渠管段泄漏風(fēng)險隱患。

（5）埋地管道不開挖修復(fù)工程。為避免管道泄漏造成環(huán)境污染和土地糾紛等問題，采用內(nèi)翻返和內(nèi)穿插技術(shù)修復(fù)環(huán)境敏感、無更換路由單井管道26 條12.4 km。其中利用翻返法修復(fù)技術(shù)修復(fù)的21條管道中，僅杏8-丁4-347 還在運行，其他管道均出現(xiàn)了內(nèi)襯脫落，堵塞管道的情況，目前各單位已對這20 條管道進行了更換，可見翻返法不開挖修復(fù)技術(shù)使用效果較差。2020 年，又采用內(nèi)襯硬質(zhì)纖維管的內(nèi)穿插技術(shù)修復(fù)5 口單井，避免了軟管破損脫落堵塞管道情況的發(fā)生，投產(chǎn)1 年來未發(fā)生管道堵塞、穿孔和運行壓力升高的情況，總體看，內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)優(yōu)于翻返法修復(fù)技術(shù)。

3.2 三項管理舉措

（1）強化新建管道監(jiān)督。2019 年，公司為第五采油廠配備管材質(zhì)檢設(shè)備7 臺，通過開展專業(yè)技術(shù)培訓(xùn)，明確屬地監(jiān)管職責(zé)，目前已抽查新建管道609 km，發(fā)現(xiàn)防護層破損、焊道未做防腐等問題2 407 處，內(nèi)涂層厚度不達標(biāo)46 km，均已得到有效整改，實現(xiàn)了抽檢覆蓋率100%。

（2）嚴(yán)格執(zhí)行堵漏操作規(guī)范。2015 年，第五采油廠率先在油田推廣實施了腐蝕穿孔管道防腐維護管理辦法，形成了“三個統(tǒng)一”“一個規(guī)范”的維護管理原則，杜絕了堵漏后不做防腐的現(xiàn)象。2018 年起，對全部失效的站間及以上管道堵漏后加裝犧牲陽極520 套，有效降低了重復(fù)穿孔的發(fā)生。

（3）開展隱患專項調(diào)查。通過明確高后果區(qū)管道失效影響范圍，對敏感區(qū)域管道開展隱患專項調(diào)查，采取管道更換與技防措施相結(jié)合的方式，逐步降低泄漏風(fēng)險隱患。目前擬定“十四五”期間共更換管道864 km，待全部更換完畢，腐蝕管道余量將降至1 622 km，預(yù)計綜合失效率降至0.27 km-1·a-1以下，大幅接近股份公司控制管道失效控制指標(biāo)。

4 下步工作安排

（1）深化優(yōu)化“十四五”管道隱患治理方案。通過現(xiàn)場實際調(diào)查，深入剖析各高后果區(qū)詳圖，明確區(qū)域范圍所轄管道數(shù)量及具體走向，進一步優(yōu)化管道更新改造設(shè)計及技防措施分布，充分利用投資，提高高后果區(qū)保護效果。

（2）開展轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)完整性評價研究。在杏南十五轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)22 km 金屬管道和10 km 非金屬管道開展腐蝕失效治理和非金屬管道檢測修復(fù)研究。最終形成集輸系統(tǒng)管道腐蝕控制技術(shù)和非金屬管道檢測維修規(guī)范。

（3）自主開發(fā)完善數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析平臺。鑒于A5 數(shù)據(jù)庫數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析功能相對薄弱，在2018 年自主開發(fā)的管道完整性管理平臺基礎(chǔ)上，從腐蝕防護工作實際需求出發(fā)，進一步完善平臺數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析功能，提高數(shù)據(jù)管理水平。

（4）開展硫化氫腐蝕機理及對策研究。2019年，采油五廠在天然氣系統(tǒng)中首次發(fā)現(xiàn)硫化氫氣體，相關(guān)研究顯示，濕硫化氫引起碳鋼開裂的上限濃度為50 mg/L[9-10]。全廠47 座站場氣集輸系統(tǒng)中，硫化氫濃度大于50 mg/L 的有35 座，最高濃度達296 mg/L。下步將開展硫化氫在不同介質(zhì)中的含量測定及對碳鋼腐蝕速率測量等相關(guān)機理研究，并采取相應(yīng)措施控制硫化氫含量，提前做好硫裂腐蝕的預(yù)防工作。