地面管线腐蚀原因分析及防治措施

王 颖

（大庆油田第六采油厂第三油矿，黑龙江 大庆 163000）

0 管线情况现状

截止到2020年底采油306队在运行管道295条，共132.66公里。其中管道运行年限在20年以上的，有60.675公里，占46%。如表1、表2所示。

表1 2020年第六采油厂第三油矿306队管道基础数据统计表

表2 2019～2020年306队管道失效数据统计表

1 管道腐蚀机理

从腐蚀形态上来分，管道腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀[1]。全面腐蚀是金属表面发生活性溶解现象，金属表层均匀的减薄，各部位腐蚀速率接近，腐蚀形貌与初始金属面无明显变化。局部腐蚀的某一部位，阳极区和阴极区截然分开。局部腐蚀难以检测，腐蚀点的产生具有随机性和突发性。

2 管道腐蚀的原因

2.1 环境因素

喇嘛甸油田整体地势低洼、地下水位较高，同时，土壤类型、含水量、pH值、硫化物含量、氧化还原电位、杂散电流及干扰电流、微生物、植物根系等情况较为复杂。其中，三矿地区土壤类型以粘土为主，土壤含盐量高，电阻率低，具有极强的腐蚀性，腐蚀性等级为“强”。三矿地区地势低洼，喇5700、5702、5704计量间和喇56、57配水间的管道穿越水泡，雨季管道浸泡在水中加速了腐蚀速率。

2.2 施工原因

2.2.1 外力破坏

现场施工时，由外力因素造成管体防腐层被破坏，或者受现场因素导致管线未按设计走向敷设，发生较大折角，或施工单位现场情况不熟，导致破坏周边其他管线。

2.2.2 保温层破损

现场对管线进行对接时，在接口处对保温层或防腐层处理不到位，导致管线埋入地下后，保温层进水、破损、剥离，金属管段长期裸露，最终导致腐蚀。

2.3 管道投运时间久

306队目前在运30年以上管道共35.094km，30年以上注水管道发生穿孔频次很高。老管道由于多次焊接，导致管道防腐层破损严重。管线在焊接施工时，现场温度高，焊口热影响区内熔结环氧粉末图层脱落，金属表面裸露在外细菌着床最终导致腐蚀穿孔。

2.4 介质因素

2.4.1 硫化氢对腐蚀的影响

硫化氢是油田生产的伴生物，存在于油层、伴生气和细菌中。硫化氢受温度和压力的影响，溶于水中会发生电离反应，硫化氢的的氧化产物硫化铁或者硫化亚铁，覆盖在碳钢表面的腐蚀产物上，成为腐蚀电极的阴极。

2.4.2 二氧化碳对腐蚀的影响

喇5706号计量间距离喇570站1.9km，为了达到洗井效果，就必须提高洗净温度和热洗泵压力，洗井平均温度在85℃以上，热洗压力平均4.5～5MPa。在较高的流速下，采出液中的泥沙、不溶性盐等固体颗粒，对管道产生共同作用，使防腐层失去作用，甚至在管线连接处或管壁薄弱的地方，发生穿孔现象。

2.4.3 细菌对腐蚀的影响

目前采用污水回注的方式维持地层压力。注入水中分散着补分油污、油泥、污垢。油污和油泥混合物极易附着在金属管道管壁上形成生物膜垢。黏着物下部成为氧浓差电池的阳极而发生腐蚀。

3 管道防腐措施

（1）正确选择材料

设计时考虑到管道使用地区的地理环境、温度、湿度，在大气腐蚀低的环境宜选用低合金钢，酸性环境选用经过特殊处理的碳素钢；

（2）合理设计金属环境

在管线铺设过程中，尽量保证管线的平直，管线沟的高低差要尽可能的缩小；

（3）采用防腐层

盐碱地的土壤含水分数质量较高，对管道腐蚀作用增强。因此在水中的管线也要覆土，加强腐蚀控制与防腐保护；

（4）设置阴极保护