国内油田地面系统防腐研究与应用进展

王 帅，张金星，李纪朋，朱明杰，宋成立，林冠发

(1.中国石油集团工程材料研究院有限公司，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室 陕西 西安 710077；2.中国石油股份公司塔里木油田分公司 新疆 库尔勒 841000)

0 引 言

油田地面集输系统是指油气生产过中石油及天然气的收集、处理和输送的流程，包括了油气井采出介质从井口输送至处理站进行分离、计量以及处理后净化油气的输送过程。由于采出介质中地层水、CO2、H2S等腐蚀介质的存在，油田地面集输系统管道及设备腐蚀失效风险较大。根据2021年国内16家油气田的地面系统管道失效率统计，管道失效率最高为0.368次/(km·a)，其中，因腐蚀原因导致的失效次数占比可达90%以上。

近年来，油田地面管道与设备腐蚀防护相关研究与应用发展较快，及时了解最新研究动态对油田地面防腐工作具有重要意义。根据油田地面腐蚀与防护的特点，针对国内地面腐蚀与防护的研究与应用现状，主要从管道与设备选材、缓蚀剂、内涂层、双金属复合管、非金属材料等内防腐技术，外防腐层、阴极保护等外防腐技术以及腐蚀监检测、清管、管道修复补强等防腐辅助技术，分3个方面来概述油田地面系统防腐研究与应用的进展情况。

1 管道与设备内腐蚀控制技术进展

1.1 管道与设备选材

地面管道与设备选材方面，主要是针对含硫环境的选材以及非金属管材的扩大应用方面的进展。中海油周爱徽[1]报道了伊拉克境内一油田介质中，CO2含量为5% mol，H2S含量为16.21% mol，原油含水率高达63%，含盐241 g/L，运行温度25～65 ℃，腐蚀环境特别苛刻。其集中处理站自进站汇管至脱水泵前的原油管线API 5L-PSL2-BNS无缝钢管频繁泄漏。对此，通过分析比选，最终现场将管线更换为Alloy 825复合管,目前已投产2 a运行良好。中海油惠宁[2]等人分析了按标准进行选材的316L内覆生产分离器底部一侧在正式投产两个月后发生内衬腐蚀穿孔的原因，是由于316L内衬层在投产之前表面局部酸洗钝化处理不达标，以及在焊接过程中碳钢焊渣、电弧擦伤和内衬层焊接过程中温度过高导致敏化现象，从而造成对内衬层的破坏。因此建议对于不锈钢类材质，应加强施工过程管控，优选技术过硬的焊接施工人员，严格执行焊接程序、检验程序等，保证产品质量达到要求。中石化西北油田分公司的张菁[3]等人证实在塔河油田集输管线发生了腐蚀穿孔以及沟槽腐蚀，通过检测分析，在腐蚀产物中发现存在SRB。随后建议开展含铜抗菌碳钢在该腐蚀环境下应用的适用性分析，评价含铜抗菌碳钢在有细菌腐蚀油气田的应用效果。中石化何慧[4]针对某油田采出水输送管道的介质矿化度高、输送压力较高、口径较大的工艺条件，选取多种目前工程常用的成熟材料进行优缺点比较分析，确定管线选材最优方案为玻璃钢管，对油田采出水管道具有较好的安全性和经济性。

总之，在地面管道与设备选材方面，对于高含硫化氢介质环境，选材更需要谨慎，同时针对产能较大的集输管线或其它站内管线要选择高抗硫材质(包括镍基合金如825等)，可长期保障管线的安全运行。316L不锈钢作为耐蚀合金材料常用来作为容器的内衬，但实际应用过程中往往发生腐蚀穿孔的现象，与使用前的酸洗钝化不合格有关，也与焊接人员及其执行焊接程序、工艺条件和检验程序以及野蛮施工等有关。地面管线发生细菌腐蚀在各油田普遍存在，是造成管线腐蚀失效的另一重要原因，采用杀菌剂是常规减缓细菌腐蚀的方法，也可考虑从材质上采用含铜抗菌碳钢解决该问题。

1.2 缓蚀剂

加注缓蚀剂是简便易行、效果显著的防腐措施，一直以来受到防腐技术人员的高度重视，应用范围也越来越广。

中海油徐兴恩[5]以海上某油田的海水及采出水为研究对象，通过开展缓蚀效果评价、优化复配比例，研究出适合海上油田的高效复配缓蚀剂FHSJ-1，结果表明，该缓蚀剂在温度20～100 ℃，矿化度10 000～80 000 mg /L的海上环境中缓蚀率高于90%。

刘贵宾[6]等人报道了与中石油管材研究所联合研制开发一种咪唑啉型抗硫缓蚀剂，用于长庆油田含硫区块20#碳钢的集输管线及阀组。该管线高含水、高含H2S、高矿化度、高含CO2，腐蚀穿孔泄漏频繁，采用该抗硫缓蚀剂进行现场应用试验，其缓蚀率达到99.87%，点蚀速率降低两个数量级。

中海油袁宏强[7]等人开发了一种吗啉类缓蚀剂，复配出了吗啉、咪唑啉、无机盐等混合型缓蚀剂，并现场应用于某油田三相分离器的气相管道，结果表明，该缓蚀剂YFHG-01应用效果较好，缓蚀效率达到90%以上，满足了现场防腐需求。

谭晓林[8]等人针对胜利油田污水高含氧导致的腐蚀问题，合成了以羟基、N-C=S和O=C-N等多吸附中心的葡萄糖硫代胺基甲酸盐作为主剂，以有机羧酸盐、硫脲和有机膦酸(ATMP)为辅剂，并开发了以主剂占比60%、硫脲占比6%、羧酸盐占比4%、ATMP占比10%为配方的缓蚀剂PTT-20。在含0.6～1.4 mg/L溶解氧的现场环境中，以30 mg/L的浓度加注缓蚀率可达90%以上。

长庆油田苗万春[9]等人以葵二酸、三乙烯四胺和氯化苄为原料，合成了双咪唑啉缓蚀剂，并对两口由于CO2导致严重腐蚀的油井进行了现场试验，其腐蚀速率大幅下降，缓蚀率可达85%以上，现场使用效果良好。

中石化姚彬[10]等人通过将咪唑啉类缓蚀剂FJH-08改性得到新的咪唑啉类硫脲衍生物QYH-09，通过高温高压釜模拟CO2/H2S环境和电化学方法评价两种缓蚀剂的缓蚀性能，结果对管线的缓蚀率均在80%以上，同时改善了加注FJH-08缓蚀剂仍存在局部腐蚀(点蚀)的问题。

从以上油田地面集输系统用缓蚀剂的研究与应用进展来看，目前缓蚀剂分子主体结构仍是咪唑啉，通过对其杂环上的基团替换进行改性，针对不同的腐蚀环境取得了较好的缓蚀效果。同时也可看出，单一类型缓蚀剂的缓蚀效果不是很理想，通过多组分多类型不同比例进行复配可提高缓蚀效果。在油气田的生产过程中，某些工况下介质中会渗入一定的氧气或空气，氧气的进入会大大加重管道与设备的腐蚀程度，因此开发针对含氧环境的缓蚀剂具有非常重要的意义。

1.3 内涂层

纳米材料改性是目前研究最为热门的涂层改性方法之一，其改性后的涂层性能得到了很大提高。中石化西北局肖雯雯[11]等人与广东石化局及中石油管材所联合研究了纳米材料改性涂层的防腐性能，模拟现场腐蚀环境的试验证明，在CO2、CO2/H2S、H2S分别存在的油气水三相环境中，该改性纳米涂层均具有良好的防腐效果，但在强碱或强酸条件下却有明显的鼓泡或脱落现象。

川庆钻探陆永生[12]报道了在长庆油田腐蚀严重区块井下现场试验了油管内外表面稀土钛纳米防腐涂层的防腐性能，该涂层具有耐蚀、耐磨、不易结垢、附着力强等性能，油管使用寿命延长了2～3倍，但最大的劣势就是价格相对普通涂料过高。

陶瓷具有耐酸耐碱的良好特性，近年来陶瓷在油田集输管线内防腐涂层的应用越来越多，甚至改性陶瓷材料也可直接应用管道内防腐上，但总体上距离在油田的规模应用还有许多问题需进一步研究解决。长庆油田彭冲[13]等人用无机微纳米陶瓷粉为填料，加入溶剂、稀释剂、固化剂，涂刷在金属表面制备出柔性陶瓷复合涂层。油田管道现场挂片试验证实，该复合涂层可有效降低材料表面能，减小成垢离子在涂层表面沉积，展现出良好的防垢效果。

西南石油大学毛金成[14]等人报道了改性聚酰亚胺用作管道内涂层具有较好的防腐性能，通过了击穿电压测试、强酸强氧化剂或有机溶剂的浸泡测试、耐高温高压腐蚀、耐盐雾、附着力测试、耐磨等性能检测试验，表现出良好的耐磨、耐蚀和附着力强的特性。

内涂层施工特别是现场内涂层补口是管线内涂层的薄弱环节，也是长期困扰技术人员的难题。中石油李国民[15]等人报道了在冀东油田集输管道上应用了一种旋转气流法内涂层。该技术属于一种原位管道内涂层技术，其优势在于，在管道铺设完成后，在不移动管道的情况下，以非开挖的方式可对管道内壁完成清垢除锈、涂层防腐作业，该技术一次作业长度可达200～1 000 m。

针对管道涂层内补口困难和焊缝处涂层容易失效导致焊缝发生失效的问题，利用316L不锈钢耐蚀性能较好的特点，中石油蔡彪[16]提出在每根钢管两端焊接与管道本体等径、等壁厚的316L不锈钢短节，现场对不锈钢短节进行焊接，不需做内补口防腐，其管道结构如图1所示。该结构的防腐技术在解决现场内涂层管接头及其补口问题取得了较好的防腐效果，值得推广与应用。

图1 内外层防腐管道结构

从以上内涂层研究现状来看，新型涂料的研究主要集中在纳米材料的应用或改性以及改性聚酰亚胺涂料和陶瓷复合涂料等方面。从改性的角度来说，石墨烯改性、聚丙烯酸酯改性、聚氨酯改性、纳米技术或材料的改性等方法，都取得了不错的防腐效果，因此改性涂层成为油田用防腐涂料提高防腐性能的主要途径。同时，解决涂层应用过程中补口问题的新方法，即不锈钢短节连接法和原位管道内涂层技术，值得深入分析研究。

1.4 双金属复合管

国内油气集输选用双金属复合管首先在塔里木油田现场应用，目前在新疆油田呼图壁、辽河油田双6等储气库注采管线、中石化部分酸性油气田集输管线等油田现场大量使用。从现场使用效果来看，双金属复合管失效形式主要包括环焊缝腐蚀、环焊缝开裂以及内衬塌陷等形式，原因多是由于双金属复合管应用初期管端焊接工艺不成熟造成。焊接问题一直是双金属复合管应用过程中需要着重考虑的难题，为此相继开发出管端封焊、管端堆焊、过渡接头连接等技术进行解决。

双金属复合管内衬层材料的选择较多，目前有316L、904、2205、825、625等衬层材料，总体上内衬层材料逐步向耐蚀性更优良同时更昂贵的材料发展。目前还出现新型的双金属复合管，如锰-铝、铜-铝双金属管具有重量轻、耐腐蚀性强等优点，可应用于油田地面系统的特殊部位；还有学者研究了非晶-晶体双金属复合材料，这种复合方式可以使得非晶体及晶体材料各自的优势形成互补，从而使复合材料具有更好的性能。

双金属复合管内检测方面，目前还没有成熟的方法检测到基管和内衬的全部缺陷。目前可用于双金属复合管检测的技术有内部涡流检测+漏磁检测技术和电磁超声内检测技术(EMAT)。中石油管材研究所刘琰[17]等人建立了双金属复合管漏磁内检测试验系统，对预制含内、外壁缺陷的双金属复合管样品进行了牵拉试验，结果显示在双金属复合管上可检测到刺漏、内衬塌陷等管道缺陷以及碳钢管壁上的人工缺陷，无法检测出处于不锈钢内衬上的人工缺陷。

西安石油大学闫可安[18]等人认为与陆地上埋地(双金属复合)管线不同，海底管道服役环境特殊，特别是输送高温(可达150 ℃)高压油气的长悬跨段海底复合管会受到内压、弯曲载荷(局部屈曲等)及热载荷的联合作用。西安交通大学郭奕蓉[19]等人研究后认为机械型复合管在受到多种类载荷时，会出现基衬分离、内衬起皱等现象，管道会产生屈曲乃至失效。双金属复合管发生的局部腐蚀主要有6种类型：应力腐蚀、点腐蚀、疲劳腐蚀、晶间腐蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀。

华东理工大学王学生[20]等提出了一种双金属复合管新型热液压成型技术，其工艺流程为内管水冷+外管加热-装配-管内加压-泄压冷却，该工艺使界面接触热阻除了受压力影响外，还受内外管温差影响。温差的存在使得降温过程中温度较高的基管收缩量大于温度较低的衬管，使复合管结合力得到大幅提升。通过试验证明了热液压复合管具有热阻小、结合力大和传热效率高的优势。

西安石油大学张阁[21]等人基于满足工程实际的有限元模型，采用不同的胀形压力、初始间隙和衬管壁厚进行了双金属复合管液压成型过程的模拟试验，确定了胀形压力170 MPa、初始间隙2 mm、衬管壁厚3 mm为最优工艺参数。

从上述调研结果来看，目前双金属复合管的研究与应用主要集中在以下几个方面。首先是双金属复合管的选材问题，碳钢基管的选材目前应用较多的是20#、20G、X65、L360等，衬管材质多选用316L、2205、826或625等，还有Mg/Al、Cu/Al复合管材也具有性能上的优势，也可以考虑在油田应用。其次，双金属复合管不论是机械复合还是冶金复合，其焊接工艺条件特别是现场焊接问题通过多种方法、多种材料和多种工艺已得到很好的解决，目前焊接研究主要是新材料的复合管焊接工艺探索。第三是内外管缺陷的检测问题，目前为止没有一种成熟方法可以同时检测出内外管的所有缺陷，较好的手段是将电磁涡流与漏磁内检测相组合的检测技术。第四是双金属复合管制造工艺的改进，主要是提高内外层的结合力、生产过程节能、优化生产工艺流程等方面的研究。

1.5 非金属材料

非金属管道具有耐蚀性好、不需阴极保护等优点。但是，作为一种新型的油田用管材同样也存在不少缺点，与钢制管材相比，主要有管道强度不够、管道转接处易渗漏、维修需专业队伍、管道解堵困难等方面劣势[22]。因此应用运行维护时，需要在管材的验收及施工方面加强管理。

胜利新大陶佳栋[23]等人报道了针对注水井金属油管腐蚀、结垢严重及现有内防腐技术存在的问题，研发了玻璃钢长效分层注水井管柱，压力等级10～25 MPa，在油田分层注水井进行了工业试验，并规模化推广应用，实现了油田分层注水井管柱防腐防结垢技术的新突破。

西安摩尔公司尝试在某油田联合站生产污水处理单元容器沉降罐的内部内衬玻璃钢[24]，并进行了1 a多的现场应用。经检测，沉降罐未出现明显腐蚀渗漏，防腐效果良好，具有较好应用前景。

综上所述，可以看出非金属管材具有许多金属管材没有的优势，具有广泛的应用前景。可用于污水、集输油等地面系统，具有耐蚀性好等优点，并且取得了较好的经济效益。当然也有其缺点，比如管道强度不够，易渗透；管道受温度、压力不能太高的限制；管道转接处渗漏；穿孔或剌漏后维修困难，需专业维修队伍；管道解堵困难等。目前非金属管材不仅可用于地面集输系统，也可用于井下采油气和注水系统，如玻璃钢敷缆复合连续油管结构，另外，油田分层注水井管柱防腐防垢技术、污水处理容器内壁采用玻璃钢内衬提高防腐性能等都是值得推广的。

2 管道与设备外腐蚀控制技术进展

2.1 外防腐层

使用外防腐层是防止或减缓管道及设备外表面腐蚀的主要方法，根据文献调研情况来看，近年来油田管道的外防腐的研究与应用不多，大都是成熟的外防腐技术的应用经验总结。

胜利油田杨风斌[25]等人通过综合分析对比认为，相比于其他防腐层，挤压聚乙烯(2PE、3PE)外防腐层具有绝对优势，因此建议在满足技术要求的前提下钢制管道采用3PE防腐层，补口采用辐射交联聚乙烯热收缩套，而埋地保温管线选用3PE+30 mm厚聚氨酯泡沫黄夹克。

大庆油田张书新[26]针对管道外防腐层修复时间长、低温适应性差、工艺复杂的问题，通过试验筛选涂料和胶带，优选低温快速修复结构为聚脲+低温超韧聚乙烯热收缩带组合；常温快速修复结构为无溶剂环氧涂料+聚乙烯冷缠带组合。与原修复流程相比，时间节省30 min以上。

大庆油田汪飞[27]介绍了针对大庆油田冬季低温环境下的污水管线外防腐措施，一般采用JS-1系列低温固态防腐涂料，搭配使用底漆涂料和低温状态下的高密度聚乙烯。在选用油田污水管线外防腐材料时，可以采用T-150型防腐胶带，搭配P19底漆以及低压状态下具有高密度的聚乙烯使用。

2.2 阴极保护

目前，我国油气田普遍使用的阴极保护装备难以精确测量出其断电电位,随着现代自动化技术的快速发展，阴极保护自动测量技术也取得了较大进步。比如，在进行断电测量的时候，可以利用检查片使得电位瞬间断开，从而使断电电位测量操作更加简单[28]。

目前油气管道外防腐主要通过外防腐层与阴极保护系统结合使用的方法。如果外防腐层出现漏点就可以利用阴极保护系统来提供保护，因此油气管道的阴极保护系统与具有较高电阻率的防腐层可形成促进作用。需要通过深入研究阴极保护与防腐层之间的兼容性，对管道防腐系统进行不断的优化和完善。王继伟[29]分析了大庆油田使用阴极保护存在问题主要有恒电位仪损坏和故障多、管线维修时防腐破坏造成阴保不到位、回路中绝缘接头绝缘性能不良等，造成了阴极保护效果不理想。

3 管道与设备腐蚀控制辅助技术现状

3.1 腐蚀监检测

管道与设备的腐蚀监检测技术是检测腐蚀损伤或缺陷大小的重要手段，可以直接为管道与设备的完整性评价提供第一手资料。目前管道与设备的腐蚀监检测研究取得了一些新进展，有些新技术和方法已成功应用于油田现场。

大庆油田张书新[26]介绍了应用于管道内腐蚀检测的耦合多电极法(CMAS)。该方法通过对从被腐蚀电极通过零电阻电流计流入腐蚀严重电极的微电流的测量，可快速给出定量的腐蚀速度。应用该技术可有效评价注入介质对管道及储罐等金属设备的腐蚀性。

胜利油田孙振华[30]等报道了与清华大学联合研制的一种基于磁致伸缩的EMAT-GW-02电磁超声导波检测仪，可适用于不同管径油气管道的有效检测，检出的腐蚀缺陷分别是最小和最大管道横截面损失量的约2%和5%。通过现场开挖验证，确定检测精度满足现场技术要求。

中石油朱培珂[31]等人设计并加工了一种特殊的腐蚀检测装置，如图2所示，其管段的直径与实际管道的直径相同，PTFE(聚四氟乙烯)试样架上可同时平行放置(用胶水粘合)5个试样，通过法兰直接连接到实际的管道上，同时可检测几种不同材质的试样在同一种介质和流态下的腐蚀速率、腐蚀形态和点蚀情况。

图2 一种特殊的腐蚀检测装置

李佳林[32]报道了将导波检测技术应用到油田常压储罐的检测中，该方法既能满足检测的覆盖率，可以对保温层下壁板和顶板的腐蚀情况进行完整性检测评估，又能避免搭设脚手架和拆除保温层，具有较好的经济性和适用性。

胜利油田黄晓亮[33]等将电位梯度检测和金属磁记忆结合起来，通过探测与高精度测绘等技术手段确认管道可能存在的管体严重腐蚀等重点安全隐患，并制定检测方案流程。将该方法应用于某条原油外输管道，根据管道防腐层破损情况和埋深数值综合分析，最后确定了3处存在异常信号的疑似盗油点，开挖验证得到了确认。

管道内腐蚀监测除常用的挂片失重法、电阻探针法、电感法、电化学极化法和氢渗透法等已普遍应用外，还有声发射法在国内还未见报道，但在国外已有成品样机。目前，先进的连续在线腐蚀监测技术是Integriti Solutions公司成功开发的电化学噪声腐蚀监测系统(EN)，不仅可以对腐蚀速度进行有效监测，还可以通过噪声形式的不同来判断腐蚀类型。

3.2 清管

孙艳彬[34]等人根据以往清管的实际操作经验提出，对于复杂工艺流程的场站，如果越站旁通没有完全关闭等情况可能导致清管器无法从发球筒发出。为防止此现象发生，提出了复查工艺流程、清管器启动速度不能过快等6个方面的预防措施。

采用计算机软件模拟清管过程及其相关因素的影响规律，对实际生产过程的清管操作具有很好的指导和支持作用。谢小波[35]通过研究模拟得到清管球在管道内的运行位置和速度，判断清管时段塞对管道及下游设施的影响程度，为现场清管操作提供参考。刁永强[36]等人采用多相流动态模拟仿真(OLGA)软件对湿气(伴生气)管道影响管内积液量的因素进行了分析，对4种不同的吹扫和清管方案进行了模拟，最后得到合理的清管方案，为现场的清管作业提供了技术支撑。

清管周期也是油田清管操作一个重要指标。康俊鹏[37]等人通过分析管道内杂质的形成原因，认为影响清管周期的因素分别是管道中水和凝析液的析出、水合物的生成以及管道腐蚀的发生；以管道最小允许输送效率为衡量标准，建立方程求解管道输送效率，以此来确定清管周期。汤丁[38]等人结合管道实际运行压力、输量等参数，基于气液两相流动仿真方法(多相流动态仿真软件OLGA)，确定了管道清管周期的计算方法。

大港油田于兴才[39]等人发明一种新型的清管器，其结构上主要包括芯体、胶筒、芯轴、刮削器、涡扇(A/B)、螺母(2个)、键槽(2个)、连接键(2个)、凸台、垫板、通液孔、紧固螺栓。该清管器的原理是依靠来液冲击涡扇使其带动刮削器旋转，对管壁进行刮削，通液孔能增加液体通过面积，让刮削下的污垢随液体流走，使清管器顺利前进。与现有技术相比，该技术可以达到缩短清管时间、降低劳动强度的目的。

3.3 管道修复补强

管道在服役过程中，腐蚀严重的缺陷泄漏风险较大。管道缺陷处的补强可采用在管道外缠绕碳纤维与环氧树脂的方法，树脂固化后生成碳纤维复合材料，可以分担管道内压，同时可实现降低管壁的应力、限制管道缺陷处应力集中的目的，从而实现对管道缺陷的补强修复[40]。

余东亮[41]等人在X80管道人工焊接两道含相同缺陷的环焊缝，在其中一道环焊缝上采用钢制环氧套筒做补强处理。通过开展压力波动、弯曲等试验，证明了补强后的管件抗弯承载力显著增强，建议可将钢制环氧套筒作为X80管道缺陷补强的有效手段。

4 结束语

油田地面系统管道与设备的防腐一直都是油田特别是一些老油田必须面临的问题。对于油田地面系统腐蚀与防护方面的研究，近几年取得了一些进展，但仍存在不少问题需要进一步攻关研究。在油田管道和设备内腐蚀控制方面，下步可在高性能、低成本的新型复合材料的研发与现场应用、适应复杂工况的新型缓蚀剂、纳米材料或陶瓷复合涂料等新型涂层的研发等方面开展攻关研究；油田管道和设备外腐蚀控制方面，可在新型外防腐材料、智能阴保方面开展研究；腐蚀控制辅助技术方面，需要在智能化腐蚀监测、智能清管器以及新型补强材料的研发等方面开展研究。同时，研发的新材料、新技术应结合油田现场试验效果及经济性进行合理优化，从而更有效地解决地面系统的防腐问题，为油田的安全生产保驾护航。