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张奎鹏 李硕
大庆油田有限责任公司第五采油厂
“十三五”期间，大庆油田第五采油厂腐蚀防护工作形式严峻，由于聚驱规模不断扩大、油田开发区域土壤腐蚀性强等因素，导致管道失效率在2017 年大幅度增加，至2018 年达到峰值1.18 km-1·a-1。近年管理上采取加大更新改造力度、加强新建管道质量监督、规范维修堵漏流程等措施，技术上通过深化腐蚀机理研究、推广成熟阴保技术、探索检测修复技术等措施，逐步降低了腐蚀穿孔带来的安全环保隐患。
目前第五采油厂共建各类埋地管道8 918 km，按输送介质，压力等级和管径分类。其中Ⅰ类管道57.4 km，全部为外输油管道；
Ⅱ类管道958.7 km，主要为油、气集输站间管道和注入干线；
Ⅲ类管道7 901.9 km，主要为单井油集输，注入和部分输气、污水管道，投产15 年以上管道有3 069.3 km，占比34.4%，比例较大。埋地管道建设情况见表1。油田经过50 年的开发历程，埋地管道老化问题凸显，腐蚀穿孔隐患日趋严重。
表1 埋地管道建设情况Tab.1 Construction status of buried pipelines
2021 年9 月末，全厂各类埋地管道失效5 060次，综合失效率0.757 km-1·a-1，较去年同期下降0.14 km-1·a-1。从管道类别看，失效主要集中在Ⅲ类管道的注入和油集输系统，失效率分别为1.478 km-1·a-1和0.587 km-1·a-1，远超油田公司0.39 km-1·a-1的平均水平。Ⅲ类管道的防护治理工作，是解决管道失效率高的根本任务，埋地管道失效情况见表2。
表2 埋地管道失效情况Tab.2 Failure status of buried pipelines
2.1 腐蚀管道总量大，使用年限短
“十三五”全厂共有3 465 km 管道失效39 493次，腐蚀因素导致的管道失效有35 164 次，占89%。其中内腐蚀占49.9%，外腐蚀占39.1%。腐蚀因素是导致管道失效严重的首要原因。
2.1.1 内腐蚀原因分析
（1）输送介质腐蚀性强。2016 年，对杏四联系统采样，进行矿化度分析，平均矿化度为5.54×103mg/L，其中氯化物平均质量浓度1.24×103mg/L，Cl-具有强烈的穿晶作用[1-3]，破坏金属晶格，导致碳钢产生应力腐蚀开裂，加剧腐蚀。杏四联系统主要生产节点矿化度见表3。
表3 杏四联系统主要生产节点矿化度Tab.3 Mineralization degree of main production nodes in Xing-4 Multi-purpose Station system
根据行业标准SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》，采用Ryznar 稳定指数法（SAI 法）计算不同温度下各节点SAI 值[4]。结果显示，在常温下介质具有严重结垢趋势，易导致垢下腐蚀严重，各节点SAI 值与温度对应关系见表4。
表4 各节点SAI 值与温度对应关系Tab.4 Corresponding relationship between SAI value and temperature at each node
采用耦合多电极法[5]对36 口油水井介质进行腐蚀速率测量。结果显示，集输系统平均腐蚀速率为105.4 μm/a，注入系统为149.7 μm/a。根据行业标准SY 0007—1999《埋地钢制管道及储罐防腐工程设计规范》[6]，管道及储罐内介质腐蚀性分级标准，集输系统介质腐蚀性为中级，绝大部分注入系统腐蚀性为高级，注入系统腐蚀情况比集输系统严重。不同介质腐蚀速率见表5。
表5 不同介质腐蚀速率Tab.5 Corrosion rates in different media
（2）聚驱细菌腐蚀严重。2018 年针对杏十二区聚驱腐蚀严重问题开展了腐蚀机理研究，除矿化度和Cl-含量较高外，还发现聚驱介质中细菌含量普遍较高。杏十二区聚驱矿化度分析见表6。
表6 杏十二区聚驱矿化度分析Tab.6 Mineralization degree analysis of polymer flooding in Xing-12 District
通过微观结构、X 射线和能谱分析测定得出，细菌是注入管道腐蚀的主要因素，氧是集输管道腐蚀的主要因素。杏二二区聚驱腐蚀产物含量测定结果见表7。
表7 杏十二区聚驱腐蚀产物含量测定Tab.7 Determination of polymer flooding corrosion products in Xing-12 District
聚合物为高分子化合物，在氢键的作用，其分子链很难舒展开，因此对介质中的微小颗粒能够起到包裹、絮凝和沉降作用，加速结垢形成，造成垢下腐蚀。垢层为细菌提供了稳定的生长条件，细菌通过分泌酰胺霉将聚合物的酰氨基降解，生成羧基并释放出NH3，而NH3为微生物提供了氮源。NH3通过与水中游离的H+结合生成NH4+，再通过氨的同化变成谷氨酸或氨甲酰磷酸，最终通过转氨基作用合成氨基酸，因此聚合物间接为细菌生长和繁殖提供了养分，造成细菌大量繁殖，加速了聚驱系统腐蚀[7]。
2.1.2 外腐蚀原因分析
（1）土壤腐蚀性强。油田开发区域汇水面积673 km2，多处于沼泽低洼地带，海拔高度在131～145 m 之间，大部分区块地下水位在0.5～1.0 m 之间。相较于其他采油厂，采油五厂地势条件更易导致地下水汇集。为掌握全厂各区块土壤腐蚀性，2015 年，对全厂474 处土壤电阻率和腐蚀性等理化指标进行化验分析。结果显示，全厂90%以上区域土壤腐蚀性属于强、中等级，外腐蚀控制难度大。
对全厂31 处点位进行土壤腐蚀速率测量，数据显示，高台子油田土壤腐蚀性较轻，杏南、太北部分地区土壤为强腐蚀等级[8]，对碳钢平均腐蚀速率为0.09 mm/a。金属腐蚀程度评价及土壤腐蚀性数据统计见表8。
表8 金属腐蚀程度评价及土壤腐蚀性数据统计Tab.8 Statistics of metal corrosion degree evaluation and soil corrosion data
（2）防腐保温层不连续。2017 年，对23 条102 km 站间及以上管道进行外防腐保温层检测，共发现破损点284 处，现场开挖验证64 处。调查发现，其中52 处是由于早期施工质量不达标造成的防腐保温层破损。由于防护层和保温层进水后，水分很难排出，管体长期浸泡在水中加速了管道的外腐蚀速率。防腐保温层破损情况统计见表9。
表9 防腐保温层破损情况统计Tab.9 Statistics of the defects of anti-corrosion and thermal insulation layers
综合来看，以壁厚3.5 mm 管道为例，按内、外腐蚀进程同时发展计算，均匀腐蚀条件下，管道平均寿命约为16 年，但点蚀发生的速率往往更快，进一步降低了管道使用年限。
2.2 阴极保护覆盖范围小，保护效果不均衡
全厂阴极保护主要采用强制电流和牺牲阳极两种方式，其中强制电流阴极保护管道1 456.7 km，牺牲阳极保护管道1 673.4 km。目前全厂实施阴极保护管道占钢质管道总量40.5%，覆盖率还比较低，油气集输系统还有约3 270.8 km 仅依靠外防腐层保护。对有无阴极保护管道失效情况进行统计表明，实施保护管道的年均失效率普遍低于0.5 km-1·a-1，其中强制电流保护效果最好。由于保护范围的不均衡，导致无保护管道成为了失效主体。有无阴极保护管道建设及失效情况统计见表10、表11。
表10 有无阴极保护管道建设情况统计Tab.10 Construction statistics of the pipelines with and without cathodic protection
表11 有无阴极保护管道失效情况统计Tab.11 Failure statistics of the pipelines with and without cathodic protection
2.3 非金属管道管理难度大，维修困难
非金属管道有玻璃钢、钢骨架塑料复合管、连续增强塑料复合管和塑料合金复合管四种材质，建设总长1 179.5 km。其中玻璃钢和连续增强塑料复合管占比最大，有1 003.3 km。经统计：非金属管道失效中钢转换部位腐蚀和机械损伤占比最大，为98.2%；
少量为管体变性导致的强度下降所致。非金属管道在应用中存在冻堵后无法电解堵、钢转换部位易重复穿孔等问题，目前尚无专业队伍和技术处理非金属管道失效，因此只能外委维修。不同类别非金属管道失效情况见表12。
表12 不同类别非金属管道失效情况Tab.12 Failure status of different types of nonmetallic pipelines
非金属管失效原因分析：
（1）钢转换部位重复维修，腐蚀速率加快。钢转换部位失效占52.6%。该部位腐蚀原因与金属管道相同，但经重复穿孔、堵漏后，焊点或局部更换管段与原管段会形成电位差异，加速电化学腐蚀；
（2）管道走向不清，施工作业中误将管道挖断。由于管道建设情况复杂，种类繁多，密度较大，施工人员对管道走向掌握不清。同时非金属管道强度较金属管道低，在堵漏维修等施工作业中很容易被挖断。
（3）部分管道发生管体变性，强度下降。如太一联污水处理站至太二联注水站污水管道，该管道投产于2001 年，玻璃钢材质，全长9 km，管道规格DN300。2021 年累计失效7 次。对失效部位维修时发现，局部管体出现变黑、强度下降的情况。
“十三五”以来，第五采油厂以“股份公司油田管道和站场完整性管理规定”为指导，明确了以油田管理部为厂级管道主管部门，工艺研究所为技术管理中心等7 个主要部门职责。在油田公司相关部门的支持下，近年通过采取五项治理工程、强化三项管理举措的治理措施，逐步降低管道腐蚀穿孔带来的安全环保隐患。
3.1 五项治理工程
（1）腐蚀管道更新改造工程。根据投产年限、穿孔次数、检测报告符合更换等条件，按照轻重缓急，逐年对腐蚀老化管道安排更换。“十三五”期间累计投资3.9 亿元，更换严重影响油水井正常生产管道903 km。2021 年，又投资3 091 万元，更换管道76 km。目前失效率已由最高时的1.18 km/a 下降至0.76 km-1·a-1。
（2）防腐层检测修复工程。按埋地管道类别和风险等级排序，采取“边检边修”方式，累计投资1 927 万元，检测各类管道1 167 km，发现并修复破损点6 995 处。2021 年继续对无检测报告的“双高”及Ⅰ、Ⅱ类管道余量进行梳理，又投资450 万元，安排检测444 km。检修完毕后，Ⅰ、Ⅱ类及“双高”管道检修覆盖率将达到100%。
（3）阴极保护完善工程。在杏南316#等5 座计量间71 km 管道进行了以废弃油井套管作为辅助阳极的阴极保护技术试验，以杏南316#计量间为例，该计量间受保护管道有24 条7.9 km。实施阴极保护前，年均失效率1.52 km-1·a-1。实施后，年均失效率降至0.41 km-1·a-1，保护效果良好。为继续扩大阴极保护应用规模，“十三五”期间结合老区改造和产能项目，又新增阴极保护站47 座，安装牺牲阳极510套，有效保护单井及站间以上管道746 km。
（4）跨渠管道检测修复工程。为实现管道精准维护，采用超声导波检测技术检测杏十三-1、杏Ⅴ-Ⅱ联合站等7 座站场站内架空管道16 km，发现管体损伤63 处，缺陷位置验证符合率92.8%，效果良好。2021 年，投资153 万元对全厂651 条52 km跨渠管段管体进行损伤评价，根据检测结果采取补强或局部更换等措施，彻底消除跨渠管段泄漏风险隐患。
（5）埋地管道不开挖修复工程。为避免管道泄漏造成环境污染和土地纠纷等问题，采用内翻返和内穿插技术修复环境敏感、无更换路由单井管道26 条12.4 km。其中利用翻返法修复技术修复的21条管道中，仅杏8-丁4-347 还在运行，其他管道均出现了内衬脱落，堵塞管道的情况，目前各单位已对这20 条管道进行了更换，可见翻返法不开挖修复技术使用效果较差。2020 年，又采用内衬硬质纤维管的内穿插技术修复5 口单井，避免了软管破损脱落堵塞管道情况的发生，投产1 年来未发生管道堵塞、穿孔和运行压力升高的情况，总体看，内穿插修复技术优于翻返法修复技术。
3.2 三项管理举措
（1）强化新建管道监督。2019 年，公司为第五采油厂配备管材质检设备7 台，通过开展专业技术培训，明确属地监管职责，目前已抽查新建管道609 km，发现防护层破损、焊道未做防腐等问题2 407 处，内涂层厚度不达标46 km，均已得到有效整改，实现了抽检覆盖率100%。
（2）严格执行堵漏操作规范。2015 年，第五采油厂率先在油田推广实施了腐蚀穿孔管道防腐维护管理办法，形成了“三个统一”“一个规范”的维护管理原则，杜绝了堵漏后不做防腐的现象。2018 年起，对全部失效的站间及以上管道堵漏后加装牺牲阳极520 套，有效降低了重复穿孔的发生。
（3）开展隐患专项调查。通过明确高后果区管道失效影响范围，对敏感区域管道开展隐患专项调查，采取管道更换与技防措施相结合的方式，逐步降低泄漏风险隐患。目前拟定“十四五”期间共更换管道864 km，待全部更换完毕，腐蚀管道余量将降至1 622 km，预计综合失效率降至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标。
（1）深化优化“十四五”管道隐患治理方案。通过现场实际调查，深入剖析各高后果区详图，明确区域范围所辖管道数量及具体走向，进一步优化管道更新改造设计及技防措施分布，充分利用投资，提高高后果区保护效果。
（2）开展转油站系统完整性评价研究。在杏南十五转油站集输系统22 km 金属管道和10 km 非金属管道开展腐蚀失效治理和非金属管道检测修复研究。最终形成集输系统管道腐蚀控制技术和非金属管道检测维修规范。
（3）自主开发完善数据统计分析平台。鉴于A5 数据库数据统计分析功能相对薄弱，在2018 年自主开发的管道完整性管理平台基础上，从腐蚀防护工作实际需求出发，进一步完善平台数据统计分析功能，提高数据管理水平。
（4）开展硫化氢腐蚀机理及对策研究。2019年，采油五厂在天然气系统中首次发现硫化氢气体，相关研究显示，湿硫化氢引起碳钢开裂的上限浓度为50 mg/L[9-10]。全厂47 座站场气集输系统中，硫化氢浓度大于50 mg/L 的有35 座，最高浓度达296 mg/L。下步将开展硫化氢在不同介质中的含量测定及对碳钢腐蚀速率测量等相关机理研究，并采取相应措施控制硫化氢含量，提前做好硫裂腐蚀的预防工作。
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