喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理及防治对策

大庆油田有限责任公司第六采油厂

截至2019年底，喇嘛甸油田共建成各类地面管道9 304 km，其中运行20年以上的管道2 551 km，占总数的27.42%。油田地面系统管道腐蚀老化严重，埋地管道穿孔率为1.387 km-1·a-1，超出股份公司考核指标，影响了油田生产。为此，针对喇嘛甸油田埋地管道开展了管道腐蚀机理与防治对策的分析与研究。

1 埋地管道腐蚀机理

1.1 管道外腐蚀

1.1.1 土壤腐蚀性强

大庆油田采油六厂自然地势低洼，地下水位高，土壤电阻率低，平均土壤电阻率为8.74 Ω·m，导致土壤腐蚀性强[1]。埋地腐蚀挂片20组，60个挂片（图1、图2），分布在全厂6个联合站，14个转油站，平均质量腐蚀速率为7.02 g/(dm2·a)，平均点蚀速率为0.76 mm/a，最大点蚀速率为1.36 mm/a，属于重腐蚀区。

图1 测量氧化还原电位Fig.1 Redox potential measurement

图2 埋设挂片Fig.2 Burying coupons

1.1.2 外防腐层失效导致腐蚀

由图3统计分析发现，由于外防腐层本身质量问题，失效穿孔后未按规范修复，以及在基建施工中受到外力破坏、外补口不达标等因素影响，导致裸露的管体夹克层内进水，直接接触土壤发生电化学腐蚀。

图3 金属管道外腐蚀穿孔因素实物图Fig.3 Real product picture of metal pipeline external corrosion perforation factors

1.2 管道内腐蚀

1.2.1 宏观腐蚀形貌分析

2019年，在注聚管道内腐蚀机理的分析上，加大了现场取样数量和频次，共计分析注聚管道腐蚀穿孔数据13 424条，细菌、硫化物、溶解氧含量等数据分析1 291组，现场取样剖切加工腐蚀管段480组，对内腐蚀机理有了更加深入认识[2]。对喇7-31等16口井内腐蚀产物宏观形貌、微观形貌进行化验分析。

表1是对剖切16组管段样品进行宏观观察的结果。涂层出现大面积漏点、起泡，涂层大面积脱落，基材锈蚀严重，多数管道涂层对管道基体失去保护作用。

运行5年以上的管道，漏点、附着力等涂层指标不合格，有5条管道局部腐蚀较为严重，剩余壁厚只有20%～50%。

1.2.2 微观腐蚀形貌分析

对喇7-31井等16口井进行电镜、X射线衍射分析的结果表明，腐蚀产物为碳、硫、氧、钡、铁等离子组分[3]。图4为喇7-31井1#样品X射线衍射分析图、元素组成表以及电镜扫描照片。

通过对图5喇1#样品的腐蚀产物进行能谱分析，确定了腐蚀产物的相对含量。

能谱分析表明：腐蚀（表2）主要是硫化亚铁、四氧化三铁等细菌作用下的电化学腐蚀，相对含量构成见表3。利用同样的化验分析方法，对采油六厂注聚管道16口井失效样品进行检测，其中，9口井有氧腐蚀参与，占比56.2%，16口井有细菌腐蚀参与，占比100%。

表1 腐蚀管段宏观形貌分析Tab.1 Macro morphology analysis of corroded pipe section

图4 喇1#样品X射线衍射分析图、元素组成表、电镜扫描照片Fig.4 La 1#sample X-ray diffraction analysis chart，element composition table，electron microscope scanning photos

图5 喇1#样品能谱分析Fig.5 La 1#sample spectrum analysis diagram

表2 喇1#样品能谱分析腐蚀产物构成Tab.2 Composition of corrosion products of La 1#sample by energy spectrum analysis

从腐蚀类型看（表4），细菌腐蚀是主要影响因素，占比75%。由于内防腐涂层失效，管道介质中存在的三种菌（SRB、FB、TGB）形成共生体系，在内涂层破损处着床形成固着菌，约2～3年时间会在管壁表面形成菌瘤（图6），第四年菌瘤内部加速电化学腐蚀，腐蚀速率可达3～5 mm/a。微观分析中细菌腐蚀约4年即可造成管线穿孔，与采油六厂注聚金属管线投产后4～5年爆发式腐蚀穿孔时间相吻合。1.2.3注聚金属管道缺少内补口技术，导致焊缝区腐蚀穿孔

表3 管段腐蚀产物物相定量分析对比Tab.3 Comparison of section corrosion products phase quantitative analysis%

表4 腐蚀管段腐蚀因素对比Tab.4 Corrosion factor comparison of corrosion section

图6 5#样品细菌共生菌瘤下腐蚀Fig.6 5#sample symbiotic bacteria corrosion under the tumor

通过对图7焊口腐蚀穿孔管段分析，发现管段焊口处由于没有内补口，在内补口施工中，焊缝热影响区内防腐层脱落，细菌直接附着在金属表面形成菌瘤，导致腐蚀穿孔。

图7 注聚金属管道焊缝附近发生的内腐蚀穿孔Fig.7 Internal corrosion perforation near the polymer injection pipeline weld joint

2 防治对策

针对喇嘛甸油田腐蚀特点，加强管道完整性管理，推广应用新型涂层配套技术和区域阴极保护技术，建立完善腐蚀管段样品库，提高埋地管道运行维护管理水平。

2.1 加强管道完整性管理工作

2.1.1 建立全过程质量控制体系

建立管道从规划设计→物资采购→基建施工→竣工检测→运行检测→运行维护→穿孔修复→建立管道修复管理平台的全过程质量控制体系，重点抓好建设期完整性管理，加强源头把关，对管道进行全生命周期管理，提高管道完整性管理水平。

2.1.2 建立完善管道腐蚀样品库

为全面掌握埋地管道腐蚀状况、检验防腐效果，分系统建立喇嘛甸油田腐蚀失效样品库[4]。搜集各类管道失效样品144件，依据地面系统划分为注聚、注水、集输系统3个部分。注聚系统管道收集34口井102件腐蚀样品，集输系统收集17口井40件腐蚀样品，注水系统收集2口井2件腐蚀样品，为深入分析管道失效原因、制定具体的管理措施和技术对策提供了详细依据。

每件腐蚀失效样品均配备纸质与电子档案，能直观了解管道基本信息、运行信息、失效次数、腐蚀样貌等信息，为量化分析管道的失效原因奠定了基础。

2.1.3 开展管道内涂层质量检测

为了提高注聚金属管道熔结环氧粉末内涂层质量，规划所成立了管道检测组，从SY/T0442—2010《钢质管道熔结环氧粉末内防腐层技术标准》10项指标中选取4项关键指标（外观、厚度、漏点、附着力），开展管道内涂层质量快速检测[5]。

2018年共抽检4个生产厂家的26批次产品，合计79件样品。有8批次产品4项指标全都合格，已有31.67 km不合格管材被退回，取消管道订货50 km。为此通过开展内涂层快速检测工作，督促厂家积极查找不足，优化工艺参数。从第14批次开始，各厂家环氧粉末内涂层厚度明显提高，厂内四项快检指标合格率由前13批次的0上升到后13批次的62%，产品质量得到稳定提升。

2019年共抽检380 km金属管道，共计38批次123件样品。经厂内质量快速检测，熔结环氧粉末内涂层质量均合格。

2.1.4 开展双高管道的识别评价工作

按照油田公司加强埋地管道完整性管理的要求，2019年全厂9 304 km管道已全部实现高后果区识别、高风险评价，共识别出高后果区管道731 km，评价出高风险管道1 286 km。

2.1.5 开发埋地管网技术管理平台

根据喇嘛甸油田地面生产需要，研发埋地管网技术管理平台[6]，实现A4+A5数据及地图整合，实现地图主页、管道基础数据、生产数据、穿孔数据、阴极保护数据、管道腐蚀样品库、区块管理、统计分析8个功能数据信息查询、分析统计功能；平台实现了管道A5数据与A4数据的对接与展示；实现了数据的整合、分析，直观展示统计分析数据结果；实现了管道穿孔预警功能；根据管道使用年限、长度及穿孔次数，自动计算管道穿孔率；评估管道使用风险，对高风险管道进行更换预警，提高了埋地管道管理水平。

2.1.6 开展管道穿孔专业化修复

在失效管道修复上[7]，实现了专业化修复，建立了维修管理规范化、施工运行标准化、验收结算程序化、数据查询信息化的管理模式，实现了穿孔维修全过程的“闭环”管理。提高了失效管道维修质量，一次合格率100%，安全环保合格率100%。提升了维修效率，油井管线维修平均缩短16 h，水井注入时率提高0.25个百分点。

2.2 外腐蚀控制

2.2.1 推广区域阴极保护技术

为了控制埋地管道外腐蚀速率，2003开始推广应用大区域阴极保护技术[8]，利用自主研发的油管辅助阳极技术，降低工程投资，利用自动调控技术，提高阴极保护运行率。推广建设4座大区域阴极保护站，保护44座计量间631 km集输管道，共有恒电位仪51台，现有效运行46台，运行率90.2%，有效降低了外腐蚀穿孔速率。实施大区域阴极保护的喇501转油站下辖47口油井，共计38 km集输管道，在喇北北块强腐蚀区运行16年，穿孔率为0.37 km-1·a-1，同区块未实施阴极保护的喇641转油站穿孔率为1.26 km-1·a-1，保护效果显著。

2.2.2 开展废旧油管辅助阳极技术研究

2018年在喇5014#及喇5010#计量间阴极保护站阳极井维修中，利用废旧油管代替辅助阳极[9]，使用打桩机打桩的方式代替传统的钻井方式，新建两口废旧油管辅助阳极井（图8）。两年平稳运行，保护电位平均达到-1.05 V，有效保护了两座计量间8.48 km管道，节约投资32万元。

图8 快速打桩法废旧油管辅助阳极实物图片Fig.8 Real product picture of quickly piling method waste tubing auxiliary anode

2018年下半年在打桩法基础上改进为立式浅埋废旧油管辅助阳极。

2.2.3 阴极保护自动调控技术

目前的阴极保护系统，保护电位需要人工频繁调节，对阴极保护运行率造成很大影响。为了提高阴极保护装置运行率及保护效果[10]，研究应用了自动调控技术，该技术以电位自动遥测分机、极化探头、恒电位仪管理装置为核心，通过数据自动采集、自动分析、自行调整，实现设备自动化运行。

2018年在喇700转油放水站及喇7006#计量间阴极保护站建设中应用了阴极保护智能管理系统，站内设置管理装置1台，自动遥测分机3台，实现了数据自动采集自动调控功能[10]。自投运以来，断电保护电位在-0.85～-1.2 V之间，阴极保护装置运行率提高到100%，保护效果见表5。

2.3 内腐蚀控制

对补口成熟技术进行了调研，经过现场应用试验，初步确定了4种管道防腐工艺：①针对熔结环氧粉末内涂层管道，使用堆焊补口、机械压接接头两种补口技术；②针对高分子热熔内涂层管道，管段中间用螺纹连接，两侧采用机械压接接头；③针对钛石墨纳米内涂层管道，管段中间、两侧采用新型无损焊接接头方式连接；④应用管道在线挤涂技术，两侧采用机械免焊接头连接方式。

表5 电位自动遥测分级运行数据Tab.5 Data of automatic telemetry classification operation

3 结束语

通过对喇嘛甸油田埋地管道腐蚀机理及防治对策分析研究发现，要控制埋地管道失效率，首先在源头上要把住质量关，加大防腐涂层质量检测工作，杜绝不合格管道入厂。在外腐蚀控制上继续推广应用区域阴极保护技术，应用废旧油管作为辅助阳极，降低了投资；应用阴极保护自动调控技术实现阴极保护数字化管理。在内腐蚀控制上，推广应用新型涂层及内补口配套技术，有效控制埋地管道失效率，提高埋地管道运行维护管理水平。