某陸上油田作業(yè)區(qū)緊鄰渤海灣，作業(yè)區(qū)域內(nèi)有三大河流，即溯河、青龍河、雙龍河，河流與干渠、支流等交匯互通后入海，井場周圍遍布稻田、魚塘、蝦池，周邊自然環(huán)境極其敏感。由于產(chǎn)液綜合含水高，介質(zhì)腐蝕性強(qiáng)，集輸管道腐蝕穿孔頻繁，造成環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)增大，維修維護(hù)費(fèi)用增加，給作業(yè)區(qū)的正常生產(chǎn)帶來了不利影響 。因此深入研究陸上油田油氣集輸管道的腐蝕現(xiàn)狀及腐蝕失效原因，并找出相應(yīng)對(duì)策，對(duì)于維持油田集輸系統(tǒng)正常、安全生產(chǎn)，有著極大的意義。

1 陸上油田作業(yè)區(qū)集輸管道腐蝕現(xiàn)狀

陸上油田作業(yè)區(qū)地面集輸系統(tǒng)目前主要采用三級(jí)布站方式，原油從單井輸送至計(jì)量站，再混輸?shù)睫D(zhuǎn)油站，最后輸至聯(lián)合站，單井集輸工藝采用雙管摻水密閉集輸技術(shù)，形成了“小站計(jì)量接轉(zhuǎn)、大站集中處理”的集輸工藝流程。

陸上油田作業(yè)區(qū)油氣集輸管道材質(zhì)為 20 ^# 無縫鋼管，注水管道材質(zhì)為 20G 無縫鋼管，外防腐采用冷纏帶 + 硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫防腐，管道無內(nèi)涂層。

陸上油田作業(yè)區(qū)從 2012 年開始開展集輸管道腐蝕穿孔信息統(tǒng)計(jì)和分析工作，從統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析來看，集輸管道失效以內(nèi)腐蝕穿孔為主，占失效總數(shù)的 70.6%，從現(xiàn)場切割管道宏觀分析來看，腐蝕穿孔多發(fā)于管道內(nèi)壁中下部、彎頭、焊縫附近，穿孔附近多有垢層，表面覆蓋有一層相對(duì)致密的腐蝕產(chǎn)物，局部腐蝕極其嚴(yán)重，呈現(xiàn)明顯的局部腐蝕特征，見圖 1、圖 2。

圖 1M28- 1 計(jì)摻水管道內(nèi)壁腐蝕

圖 2L15 計(jì)摻水管道內(nèi)壁腐蝕

2 集輸管道輸送介質(zhì)主要特點(diǎn)

2.1 集輸系統(tǒng)皆含有 CO ₂ 且含量高

由于采用 CO₂ 吞吐采油工藝，大量的液態(tài) CO₂注入地層，部分又經(jīng)過油井以氣態(tài)形式隨產(chǎn)出液產(chǎn)出，通過摻水系統(tǒng)管道到達(dá)非 CO₂ 吞吐井，最終集輸系統(tǒng)皆含有 CO₂ ，各轉(zhuǎn)油站均含有 CO₂ ，且平均含量達(dá) 30.7%。

2.2 油井產(chǎn)出液高含水

油田開發(fā)按油井產(chǎn)出液含水量 F W 分為五個(gè)開發(fā)期：無水期 （F _W ≤ 2%）、低含水期 （2% < F _W≤20%）、中含水期 （20%< F _W ≤60%）、高含水期 （60%<F _W ≤90%）、特高含水期 （F _W >90%），目前陸上油田作業(yè)區(qū)綜合含水 90.57%，處于特高含水期，致使管道電化學(xué)腐蝕容易產(chǎn)生。

2.3 介質(zhì)成分復(fù)雜

陸上油田作業(yè)區(qū)采出水化驗(yàn)為NaHCO₃ 水型，介質(zhì)內(nèi)除含有大量二氧化碳外，還存在硫化氫、氯離子、溶解氧、硫酸鹽還原菌，存在多種腐蝕影響因素。

3 典型腐蝕失效案例分析

為確定管道腐蝕失效的主要原因，選取了多條曾發(fā)生過穿孔的集輸管道開展了宏觀分析、化學(xué)分析、金相分析、微觀形貌及能譜分析。現(xiàn)詳細(xì)介紹其中一條典型管道，該管道基本信息見表 1。

3.1 宏觀分析

選取該條典型管道的一個(gè)穿孔管段進(jìn)行管壁內(nèi)部和外部觀察，可以清楚看到管樣外壁完好、無明顯腐蝕坑，見圖 3 （a）。管體內(nèi)表面無明顯的疏松狀物質(zhì)存在，但存在嚴(yán)重的局部腐蝕，見圖 3 （b）。

圖 3 管樣內(nèi)外表面宏觀形貌

3.2 化學(xué)成分分析

按照 GB/T 4336- 2002，用 ARL 4460 直讀光譜儀對(duì)管樣進(jìn)行化學(xué)成分分析，結(jié)果見表 2，從表 2可以看出，樣品化學(xué)成分符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)要求。

3.3 金相分析

依據(jù)GB/T 13298- 1991、GB/T 10561- 2005 和GB/T 6394- 2002 對(duì)管樣進(jìn)行組織、非金屬夾雜物、晶粒度分析，并對(duì)腐蝕坑周圍進(jìn)行觀察，分析結(jié)果見表 3。從表 3 可看出，管樣組織均勻且無異常、無超尺寸夾雜物。

3.4 微觀形貌及能譜分析

對(duì)管樣腐蝕嚴(yán)重部位取樣，采用掃描電鏡對(duì)腐蝕表面進(jìn)行形貌觀察和能譜分析。圖 4 為試樣腐蝕表面的微觀形貌，可以看出，試樣表面覆蓋一層相對(duì)致密的腐蝕產(chǎn)物，局部腐蝕極其嚴(yán)重。圖 5 為能譜測(cè)試點(diǎn)，表 4 為試樣腐蝕表面能譜分析結(jié)果，從分析結(jié)果可以看出，腐蝕產(chǎn)物主要含有 Fe、C、O 三種元素，其中腐蝕坑內(nèi) S 元素含量相對(duì)較高。

圖 5 能譜測(cè)試點(diǎn)

4 陸上油田集輸管道失效因素綜合分析

4.1 典型管道失效原因分析

典型管道的宏觀形貌、微觀形貌及金相分析的結(jié)果表明，管樣外壁基本無腐蝕，主要為內(nèi)壁腐蝕。能譜分析結(jié)果表明，管樣表面腐蝕產(chǎn)物主要含有 Fe、C、O 三種元素，按元素組成分析腐蝕產(chǎn)物為 FeCO ₃ ；該管道腐蝕表現(xiàn)為局部點(diǎn)蝕，屬于典型 CO₂ 腐蝕特征之一 。腐蝕坑內(nèi) S 元素含量相對(duì)其他部位較高，按元素組成分析，腐蝕產(chǎn)物含有 Fe_xS_y ，因此腐蝕過程還伴隨有一定程度的H₂S腐蝕。

有研究通過數(shù)值仿真模擬現(xiàn)場工況，采用有限元分析了彎管的沖蝕規(guī)律，認(rèn)為彎管的轉(zhuǎn)向部位外側(cè)容易受到?jīng)_刷 。通過觀察大量陸上油田作業(yè)區(qū)的穿孔管道，發(fā)現(xiàn)腐蝕主要集中在管道底部、焊縫前后、流體轉(zhuǎn)向處，腐蝕形貌呈溝槽狀、針孔狀，局部減薄極其嚴(yán)重。由此可判斷，管道底部腐蝕介質(zhì)沉積處和流體流向發(fā)生急劇變化處極易發(fā)生腐蝕穿孔。

4.2 CO₂ 與 H₂S 腐蝕判據(jù)

CO₂溶于水后對(duì)鋼鐵有極強(qiáng)的腐蝕性；H₂S 在水中的溶解度比較高，溶于水后便電離，使水具有酸性，具有強(qiáng)烈的腐蝕性 。有研究表明，CO₂與H₂S共存時(shí)，可根據(jù)壓力比值 P _CO2/P _{H2 S} 確定腐蝕是H₂S 造成的酸性應(yīng)力腐蝕還是 CO₂ 引起的甜性坑蝕：當(dāng) P _CO2/P _{H2 S} ＞500 時(shí)，腐蝕過程受 CO₂控制；當(dāng) P _CO2/P _{H2 S} ＜500 時(shí)，腐蝕過程受 H ₂ S控制。

一般認(rèn)為，可以用壓力值 P _CO2 作為 CO ₂腐蝕的預(yù)判依據(jù) ：

當(dāng)壓力值 P _CO2< 0.02 MPa 時(shí)，不發(fā)生腐蝕；當(dāng)P _CO2= 0.02 ~ 0.2 MPa 時(shí)，發(fā)生腐蝕；當(dāng) P _CO2>0.2 MPa 時(shí)，嚴(yán)重腐蝕。

該典型失效管道中含水量高達(dá) 93%，發(fā)生 CO ₂腐蝕的傾向加大；經(jīng)過計(jì)算可知：該管道 P_CO2 =0.44 MPa，P _CO2/P _{H2 S}= 4 711，該計(jì)量間外輸管道腐蝕過程受 CO ₂ 控制，屬于 CO ₂ 嚴(yán)重腐蝕。

5 陸上油田集輸管道腐蝕防治措施

陸上油田作業(yè)區(qū)按照“防治結(jié)合，以治為主”的工作思路，積極開展腐蝕防治的現(xiàn)場實(shí)踐與技術(shù)攻關(guān)工作，不斷總結(jié)和分析腐蝕防治效果，摸索出了一套適用于陸上油田作業(yè)區(qū)實(shí)際情況的腐蝕防治技術(shù)體系，取得了較好的效果。

5.1 集輸管道腐蝕評(píng)價(jià)技術(shù)體系

5.1.1 應(yīng)用非接觸式磁應(yīng)力檢測(cè)技術(shù)

由于陸上油田作業(yè)區(qū)集輸管道無收發(fā)球筒，多數(shù)采用 1.5 D 彎頭，所以不適合采用內(nèi)檢測(cè)技術(shù)，經(jīng)過多種技術(shù)的比選，最終選取了非接觸式磁應(yīng)力檢測(cè)技術(shù)。該技術(shù)為一種非開挖埋地管道檢測(cè)技術(shù)，能夠?qū)τ晒艿篮缚p缺陷、金屬缺陷或管道彎曲應(yīng)力引起的磁場異常進(jìn)行識(shí)別，確定管道的缺陷位置，對(duì)檢測(cè)出的缺陷進(jìn)行評(píng)級(jí)，為下步維修維護(hù)提供數(shù)據(jù)支持。

5.1.2 豐富腐蝕監(jiān)測(cè)方法并完善腐蝕監(jiān)測(cè)網(wǎng)絡(luò)

通過腐蝕監(jiān)測(cè)，可以獲得腐蝕過程和操作參數(shù)之間的相互關(guān)系等信息，對(duì)腐蝕問題進(jìn)行評(píng)估，改善腐蝕控制方案，起到“防患于未然”的效果。根據(jù)陸上油田作業(yè)區(qū)集輸管道腐蝕特點(diǎn)，考慮到生產(chǎn)系統(tǒng)的實(shí)際情況和腐蝕監(jiān)測(cè)的可操作性及費(fèi)用，提出兩種監(jiān)測(cè)方案：對(duì)腐蝕較輕的生產(chǎn)系統(tǒng)采用腐蝕掛片法進(jìn)行腐蝕監(jiān)測(cè)；考慮到單一方法的局限性，對(duì)腐蝕嚴(yán)重或者重要的生產(chǎn)系統(tǒng)采用掛片法和電阻探針法進(jìn)行聯(lián)合監(jiān)測(cè)。目前陸上油田作業(yè)區(qū)共有掛片監(jiān)測(cè)點(diǎn) 25 個(gè)，電阻探針監(jiān)測(cè) 3 個(gè)，能夠較好地掌握腐蝕過程，了解腐蝕控制措施的應(yīng)用情況和效果。

5.1.3 初步建成管道腐蝕分析與預(yù)警

系統(tǒng)利用先進(jìn)的數(shù)據(jù)分析技術(shù)和人工智能技術(shù)開發(fā)了一套管道腐蝕分析與預(yù)警系統(tǒng)，該系統(tǒng)由數(shù)據(jù)采集及維護(hù)、數(shù)據(jù)查詢、決策輔助支持、腐蝕風(fēng)險(xiǎn)預(yù)警和腐蝕 GIS專題圖展示等五個(gè)模塊組成，實(shí)現(xiàn)了腐蝕速率超標(biāo)預(yù)警和管道風(fēng)險(xiǎn)分級(jí)預(yù)警功能，可以有效指導(dǎo)腐蝕防治工作。

5.2 集輸管道腐蝕預(yù)防技術(shù)體系

5.2.1 油氣集輸系統(tǒng)端點(diǎn)加藥保護(hù)技術(shù)

使用緩蝕劑是最常采用的腐蝕控制方法，也是作業(yè)區(qū)最重要的腐蝕預(yù)防手段。通常只需要添加質(zhì)量分?jǐn)?shù)為幾個(gè)至幾十個(gè) 10 -6 的有效緩蝕劑，就可使腐蝕速率大幅度降低，但緩蝕劑并不都是廣泛適用的，所以在使用緩蝕劑前，委托專業(yè)公司真實(shí)模擬油田的實(shí)際工況對(duì)初選的兩種緩蝕劑進(jìn)行評(píng)價(jià)和篩選，最終選用咪唑啉類緩蝕劑JRHS- 2，其以油酸咪唑啉為母體，進(jìn)行了接入含膦基團(tuán)的改性，具有水溶解性好、成本低、易生產(chǎn)等特點(diǎn)，同時(shí)對(duì) CO ₂ 油井具有良好的防止全面腐蝕和局部腐蝕的效果。陸上油田作業(yè)區(qū)通過在各個(gè)轉(zhuǎn)油站三相分離器添加緩蝕劑，實(shí)現(xiàn)了集輸系統(tǒng) 24 小時(shí)連續(xù)加藥。

5.2.2 碳纖維補(bǔ)強(qiáng)技術(shù)

集輸管道通過溝渠時(shí)，多采用桁架跨越方式敷設(shè)。由于跨越處彎頭通常存在沖刷腐蝕，一旦發(fā)生穿孔容易造成環(huán)境污染事件，為了預(yù)防此類問題發(fā)生，對(duì)跨越敏感區(qū)的集輸干線彎頭采用碳纖維補(bǔ)強(qiáng)技術(shù)，提高管道強(qiáng)度和耐腐蝕性能，取得了很好的效果。

5.3 集輸管道腐蝕治理技術(shù)體系

5.3.1 原位管道 “旋轉(zhuǎn)氣流法” 內(nèi)涂層技術(shù)

針對(duì)投產(chǎn)時(shí)間＜ 5 年、管壁腐蝕減薄＜ 2 mm，無內(nèi)涂層的集輸干線管道，成功應(yīng)用了“旋轉(zhuǎn)氣流法”在線內(nèi)涂層防腐技術(shù)，它通過旋流發(fā)生器生成高速旋轉(zhuǎn)的氣流，首先帶動(dòng)磨料清除附著在管道內(nèi)壁的銹垢，然后添加涂料進(jìn)行管道內(nèi)壁涂膜防腐，最終在管道內(nèi)壁形成一層均勻致密的防腐層，將鋼質(zhì)管道再造成復(fù)合管道。此技術(shù)的成功應(yīng)用為在用管道內(nèi)腐蝕防治提供了一個(gè)開創(chuàng)性的技術(shù)思路和方法。

5.3.2 等徑壓縮 HDPE 管穿插修復(fù)在線管道技術(shù)

針對(duì)內(nèi)腐蝕比較嚴(yán)重、施工困難和環(huán)境敏感區(qū)的集輸干線管道，采用等徑壓縮 HDPE 管穿插修復(fù)在線管道技術(shù)，該技術(shù)是在鋼質(zhì)管道內(nèi)插入一條高密度聚乙烯管 （HDPE），形成“管中管”的復(fù)合結(jié)構(gòu)，達(dá)到增強(qiáng)內(nèi)防腐的目的。

5.3.3 碳鋼內(nèi)涂層技術(shù)

針對(duì)投產(chǎn)時(shí)間 10 年以上、穿孔頻次高、內(nèi)腐蝕嚴(yán)重的集輸干線管道，采用管道更換的治理方法。由于 20 # 鋼耐 CO ₂ 腐蝕性差，如果全部更換為耐蝕合金，成本很高，經(jīng)綜合考慮耐腐蝕性和經(jīng)濟(jì)性，最終確定了碳鋼內(nèi)涂層管道，采用加強(qiáng)級(jí)熔結(jié)環(huán)氧粉末內(nèi)涂層。

5.3.4 非金屬管材

針對(duì)單井管道的腐蝕問題，優(yōu)化簡化地面工藝流程，采取了 T 接和串接技術(shù)實(shí)現(xiàn)單管冷輸，減少投用管道長度；同時(shí)新建或改建的單井管道選用非金屬管材，提高管道耐腐蝕性能，延長管道使用壽命。

6 結(jié)論及建議

6.1 結(jié)論

通過對(duì)輸送介質(zhì)化驗(yàn)分析和典型失效管道的宏觀和微觀分析，確定了陸上油田作業(yè)區(qū)集輸管道腐蝕失效的主要原因是 CO ₂ 引起的局部內(nèi)腐蝕穿孔。

針對(duì)不同類型及不同腐蝕程度的管道，采取不同的針對(duì)性治理措施，使陸上油田作業(yè)區(qū)集輸管道穿孔數(shù)量連續(xù)兩年下降，未發(fā)生環(huán)境污染事件，管道風(fēng)險(xiǎn)隱患管控向好發(fā)展。

6.2 建議

為進(jìn)一步提高緩蝕劑應(yīng)用效果，應(yīng)開展緩蝕劑殘余濃度評(píng)價(jià)研究工作；在確定管道內(nèi)腐蝕失效原因后，應(yīng)進(jìn)一步開展埋地鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)和管道風(fēng)險(xiǎn)半定量分析工作。

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責(zé)任編輯：殷鵬飛