油田管道失效成因分析與對(duì)策建議

李雙林 李智藝 紀(jì)賢晶 侯睿

1大慶油田設(shè)計(jì)院有限公司

2大慶油田工程建設(shè)有限公司建材公司

大慶油田開發(fā)建設(shè)60 余年，已經(jīng)建成龐大的地面系統(tǒng)，地面管道超過10×104km，管道安全運(yùn)行成為油田生產(chǎn)管理的重要工作。為了應(yīng)對(duì)管道腐蝕、失效等帶來的安全和環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)，自2012 年開始，大慶油田探索基于檢測(cè)的預(yù)防性修復(fù)技術(shù)，并取得了積極成效[1-2]。2015 年股份公司推進(jìn)油田管道完整性管理以來，大慶油田不斷探索應(yīng)用管道完整性管理技術(shù)，形成了基于風(fēng)險(xiǎn)的管道檢測(cè)評(píng)價(jià)技術(shù)、管道修復(fù)技術(shù)和數(shù)字化完整性管理平臺(tái)[3-4]。通過實(shí)施完整性管理，大慶油田管道失效治理取得了明顯的效果[5]，但是油田管道整體失效率仍然較高，需要繼續(xù)加大對(duì)失效管道治理的力度。開展管道失效治理首先需要明確各類管道的失效成因，前期已經(jīng)開展了很多研究[6]。本文基于大慶油田管道失效現(xiàn)狀，從內(nèi)腐蝕和外腐蝕兩方面，分析油田管道失效成因，并從全生命周期角度，提出管道失效治理措施和建議。

1 現(xiàn)狀

1.1 管道建設(shè)基本情況

截至2021 年10 月，大慶油田管道超11×104km。其中油集輸管道6.4×104km，占56.9%；注入管道3.5×104km，占31.5%；運(yùn)行20 年以上管道2.7×104km，占24.2%。

1.2 管道防腐措施

目前，集輸油管道包括集油、外輸油管道等，不作內(nèi)防腐，外部采用保溫型防腐結(jié)構(gòu)；注（入）水管道和輸水管道采用涂層內(nèi)防腐，外部采用非保溫型防腐結(jié)構(gòu)；天然氣管道包括氣集輸管道、輸氣管道等，不作內(nèi)防腐，外部采用非保溫性防腐結(jié)構(gòu)。

站間及以上管線包括站與站之間的含水油管線、凈化油管線、天然氣管線、輕烴管線等集輸干線以及油氣田外輸管道，陰極保護(hù)覆蓋率為67.3%。單井集油（氣）系統(tǒng)管線包括井口至計(jì)量閥組間或集氣站的管線，陰極保護(hù)覆蓋率為12.6%。

2 失效成因分析

2.1 管道現(xiàn)狀

油田管道失效率從2016 年至2018 年呈上升趨勢(shì)，最高為0.576 km-1·a-1。通過綜合治理，2018年以后呈下降趨勢(shì)，2019、2020、2021 年連續(xù)下降。2016—2021年失效率變化情況見圖1。

圖1 2016—2021年大慶油田管道總體失效率柱狀圖Fig.1 Histogram of overall failure rate of Daqing Oilfield pipeline from 2016 to 2021

統(tǒng)計(jì)顯示，I、Ⅱ、Ⅲ類管道失效率分別為0.011、0.085、0.370 km-1·a-1，與要求指標(biāo)差距較大。

根據(jù)失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，油田管道失效存在以下特征：

（1）由于有大量運(yùn)行年限長(zhǎng)的管道，加劇了油田管道失效率控制的難度。隨著運(yùn)行年限的增加，管道失效率呈現(xiàn)逐漸增高的趨勢(shì)，平均為每10 年失效率增加0.1 km-1·a-1。目前運(yùn)行超過20 年的管道已經(jīng)超過2.7×104km，并且以平均每年超過0.1×104km 的速度增長(zhǎng)，增加了失效治理的難度。因此，應(yīng)加強(qiáng)運(yùn)行年限長(zhǎng)管道的失效治理。

（2）不同生產(chǎn)單位管道平均失效率差異較大。老區(qū)油田管道失效率普遍較高，外圍油田管道失效率相對(duì)較低。儲(chǔ)運(yùn)、采氣分公司所屬管道失效率最低，已經(jīng)達(dá)到中石油要求的失效率控制指標(biāo)。油田老區(qū)是管道失效治理工作的重點(diǎn)區(qū)域。

（3）腐蝕是管道失效的主要形式。大慶油田地處平原地帶，管道失效的因素總體上包括腐蝕失效、施工造成的機(jī)械損傷、人為破壞三種類型。失效數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，腐蝕造成管道失效占比99.4%，施工造成的機(jī)械損傷導(dǎo)致管道失效占比0.1%，人為破壞占比0.5%。因此，腐蝕是油田管道失效主要因素。

油田各系統(tǒng)管道存在不同程度的內(nèi)腐蝕，其中油集輸管道內(nèi)腐蝕占比61.5%，注入管道內(nèi)腐蝕占比45.5%（圖2）。因此，強(qiáng)化內(nèi)腐蝕控制措施是失效治理的關(guān)鍵。

圖2 不同輸送介質(zhì)管道內(nèi)腐蝕失效占比統(tǒng)計(jì)Fig.2 Statistics of the proportion of internal corrosion failure in pipelines with different transmission media

2.2 管道外腐蝕

（1）土壤腐蝕性強(qiáng)，管道外腐蝕環(huán)境惡劣。油田地區(qū)地下水位高、土壤含鹽量高，腐蝕性強(qiáng)。測(cè)試結(jié)果表明，全油田中等腐蝕以上區(qū)域占86.5%，其中強(qiáng)腐蝕地區(qū)占52.6%，且老區(qū)強(qiáng)腐蝕占比高于外圍，這與前述的老區(qū)油田管道失效率普遍高于外圍油田失效率的規(guī)律基本一致（圖3）。

圖3 油田各單位土壤腐蝕性分級(jí)結(jié)果Fig.3 Soil corrosiveness grading results of various parts in the oilfield

從外腐蝕失效率與土壤腐蝕的關(guān)系（圖4）分析發(fā)現(xiàn)：外腐蝕失效率與土壤強(qiáng)腐蝕區(qū)占比存在正相關(guān)。其中：采油三廠強(qiáng)腐蝕區(qū)占比最高（68.3%），外腐蝕失效率也最高（0.32 km-1·a-1）；采油九廠強(qiáng)腐蝕區(qū)占比最低（36.7%），外腐蝕失效率最低（0.01 km-1·a-1）。

圖4 外腐蝕失效率與土壤腐蝕性關(guān)系Fig.4 Relationship between external corrosion failure rate and soil corrosivity

以油田常用的碳鋼為土壤腐蝕試驗(yàn)材質(zhì)，土壤孔蝕速率最大為0.93 mm/a。在防腐措施失效的情況下，按照管道壁厚3.5～4 mm 計(jì)算，僅外腐蝕造成的管道失效時(shí)間理論值小于5年，考慮到內(nèi)腐蝕的影響，失效年限會(huì)進(jìn)一步縮短。

（2）管道外防腐層是控制外腐蝕的重要技術(shù)措施，表1 統(tǒng)計(jì)了2016—2020 年完成的12 406.3 km的管道檢測(cè)情況，發(fā)現(xiàn)外防腐層破損點(diǎn)56 884 處，外防腐層破損點(diǎn)的密度為每千米4.6 處。因此，強(qiáng)化外防腐層的完整性是控制管道外腐蝕失效的主要技術(shù)措施。

表1 埋地鋼質(zhì)管道外防腐保溫層破損情況統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistics of damage of external anti-corrosion and thermal insulation layer of buried steel pipeline

（3）陰極保護(hù)系統(tǒng)覆蓋率低、運(yùn)行效果未達(dá)標(biāo)。實(shí)踐證明，陰極保護(hù)與防腐層聯(lián)合可以有效消除管道外腐蝕失效。通過采油六廠的試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，單井管道實(shí)施陰極保護(hù)，管道總體失效率降低40%～80%。按照內(nèi)腐蝕占比40%估算，陰極保護(hù)與防腐層聯(lián)合應(yīng)用幾乎可以消除外腐蝕失效。但是，目前陰極保護(hù)系統(tǒng)的應(yīng)用還存在陰極保護(hù)系統(tǒng)覆蓋率低、部分陰極系統(tǒng)運(yùn)行效果差，沒有實(shí)現(xiàn)外腐蝕的有效控制等問題。

依據(jù)現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)于土壤中等及以上腐蝕區(qū)域的管道推薦采用陰極保護(hù)。按照大慶油田中等以上土壤強(qiáng)腐蝕地區(qū)占比，油田陰極保護(hù)覆蓋率應(yīng)達(dá)到86.2%，而目前實(shí)施陰極保護(hù)的管道僅占29.9%，其中單井管道僅占12.6%。因此，強(qiáng)化陰極保護(hù)系統(tǒng)的建設(shè)是控制管道外腐蝕失效的技術(shù)措施。

（4）已建陰極保護(hù)系統(tǒng)保護(hù)效果未達(dá)標(biāo)。根據(jù)全油田統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，沒有陰極保護(hù)的管道外腐蝕失效率為0.274 km-1·a-1（圖5），實(shí)施陰極保護(hù)的管道外腐蝕失效率約0.1～0.12 km-1·a-1。實(shí)施陰極保護(hù)的管道外腐蝕失效率為未實(shí)施陰極保護(hù)管道的40%～45%，相當(dāng)于降低外腐蝕55%～60%，未達(dá)到保護(hù)度不低于85%標(biāo)準(zhǔn)推薦值。

圖5 2020年油田管道外腐蝕失效按照陰極保護(hù)方式統(tǒng)計(jì)Fig.5 Statistics of external corrosion failure of oilfield pipeline in 2020 according to cathodic protection mode

因此，強(qiáng)化陰極保護(hù)系統(tǒng)的運(yùn)行管理，確保系統(tǒng)有效運(yùn)行，是外腐蝕控制的重要措施。

2.3 管道內(nèi)腐蝕

（1）管輸介質(zhì)復(fù)雜，增大管道內(nèi)腐蝕失效率。目前老區(qū)油田由于各種驅(qū)油技術(shù)和增產(chǎn)措施的實(shí)施，造成介質(zhì)復(fù)雜多樣，增加了內(nèi)腐蝕失效率，導(dǎo)致老區(qū)集輸管道和注水管道內(nèi)腐蝕失效率明顯高于外圍油田。據(jù)統(tǒng)計(jì)：老區(qū)油田管道內(nèi)腐蝕失效率平均為0.41 km-1·a-1，外圍油田管道內(nèi)腐蝕失效率平均為0.08 km-1·a-1，老區(qū)和外圍油田11-15 年集輸管道和注水管道內(nèi)腐蝕失效率見圖6。管道失效率排列順序：摻水＞注水＞集油。

圖6 老區(qū)和外圍油田11-15年集輸管道和注水管道內(nèi)腐蝕失效率對(duì)比Fig.6 Comparison of internal corrosion failure rate of gathering and transmission pipeline and water injection pipeline in old area and peripheral oilfields in 2011-2015

（2）多種腐蝕形式共存是內(nèi)腐蝕失效增加的誘因。以注入管道為例，注入管道內(nèi)腐蝕失效占比為45.5%。在注入系統(tǒng)中，微生物腐蝕、氧腐蝕和垢下腐蝕共存，導(dǎo)致老區(qū)油田注入系統(tǒng)內(nèi)腐蝕失效增加。腐蝕產(chǎn)物定量分析結(jié)果見表2，其中FeCO3、FeS 是細(xì)菌腐蝕表征，F(xiàn)e3O4、Fe2O3、FeOOH 為氧參與腐蝕的表征。

表2 腐蝕產(chǎn)物定量分析Tab.2 Quantitative analysis of corrosion products

（3）內(nèi)防腐層的失效和缺失是導(dǎo)致內(nèi)腐蝕失效的主要成因。調(diào)查研究發(fā)現(xiàn)，注（入）水管道內(nèi)腐蝕失效均與內(nèi)涂層缺陷相關(guān)。涂層缺陷導(dǎo)致腐蝕性介質(zhì)與管壁接觸，引起管道內(nèi)壁腐蝕；管道腐蝕進(jìn)一步加劇涂層起泡、剝離、脫落，進(jìn)而造成管道腐蝕失效（圖7）。因此，確保注（入）水管道內(nèi)涂層完整有效是控制內(nèi)腐蝕失效的主要措施。

圖7 注入管道涂層失效及腐蝕情況Fig.7 Failure and corrosion of the coating of the injection pipeline

小口徑注（入）水管道目前沒有實(shí)施內(nèi)補(bǔ)口，焊縫處沒有防腐措施，介質(zhì)與管道內(nèi)壁直接接觸，產(chǎn)生腐蝕失效。因此，需要開展包括內(nèi)堆焊、風(fēng)送擠涂、內(nèi)穿插等內(nèi)腐蝕控制技術(shù)研究，形成經(jīng)濟(jì)合理的控制焊縫處管道失效的技術(shù)措施。

集輸管道一直采用裸管輸送，未做內(nèi)防腐，內(nèi)腐蝕失效已占管道失效總量的61.5%。由于集輸管道口徑小、數(shù)量大、腐蝕成因復(fù)雜，采取涂層防腐措施成本巨大，因此需要開展集輸管道內(nèi)腐蝕主要成因的分析研究，以確定經(jīng)濟(jì)合理的內(nèi)腐蝕控措施。

3 失效治理分析

基于失效現(xiàn)狀和成因分析，按照全生命周期完整性管理思路，按照建設(shè)期和運(yùn)行期兩個(gè)階段研究管道失效治理對(duì)策。

3.1 措施

對(duì)采用整體或局部分段更換的管道，加強(qiáng)新建管道產(chǎn)品及施工質(zhì)量管理，加大陰極保護(hù)技術(shù)應(yīng)用力度。

（1）強(qiáng)化新建管道產(chǎn)品管理。一是開展防腐管道預(yù)制各工藝環(huán)節(jié)的質(zhì)量監(jiān)控，確保管道防腐預(yù)制產(chǎn)品滿足設(shè)計(jì)要求。二是針對(duì)目前防腐管道的質(zhì)量抽檢數(shù)量距離標(biāo)準(zhǔn)要求差距較大，需加大防腐管道的質(zhì)量監(jiān)督抽檢力度。

（2）進(jìn)一步細(xì)化施工過程中質(zhì)量檢驗(yàn)，規(guī)范質(zhì)量檢驗(yàn)過程記錄。針對(duì)目前施工過程中質(zhì)量檢驗(yàn)過程記錄不健全、無法體現(xiàn)具體施工過程的監(jiān)管內(nèi)容（如新建管道竣工資料中，對(duì)于施工過程的質(zhì)量檢查，只體現(xiàn)結(jié)果，無質(zhì)量控制過程詳細(xì)信息），需細(xì)化施工過程中質(zhì)量檢驗(yàn)，規(guī)范質(zhì)量檢驗(yàn)過程記錄等，進(jìn)一步提高建設(shè)期防腐管道施工質(zhì)量。

（3）強(qiáng)化基線檢測(cè)。由甲方在施工完成后的半年到一年內(nèi)，組織開展新建管道的基線檢測(cè)，消除施工過程造成的外防腐層損害。

（4）加大陰極保護(hù)技術(shù)應(yīng)用力度。一是強(qiáng)化陰極保護(hù)系統(tǒng)的應(yīng)用，二是強(qiáng)化新建陰極保護(hù)系統(tǒng)的檢測(cè)評(píng)價(jià)，確保新建陰極保護(hù)系統(tǒng)的完整性和有效性。

3.2 對(duì)策

（1）強(qiáng)化管道檢測(cè)評(píng)價(jià)。進(jìn)一步規(guī)范管道檢測(cè)評(píng)價(jià)報(bào)告的內(nèi)容，在檢測(cè)評(píng)價(jià)報(bào)告中應(yīng)給出管道維修維護(hù)的建議，對(duì)于不需要維修維護(hù)的管道，應(yīng)給出管道的再檢周期。同時(shí)，強(qiáng)化檢測(cè)評(píng)價(jià)結(jié)果對(duì)維修維護(hù)計(jì)劃制定的指導(dǎo)作用，進(jìn)一步規(guī)范完整性管理技術(shù)的應(yīng)用。

（2）強(qiáng)化管道外防腐修復(fù)質(zhì)量監(jiān)督檢查。發(fā)揮一線員工對(duì)管道修復(fù)質(zhì)量監(jiān)督的作用，根據(jù)屬地管理，由管道維修所屬單位員工實(shí)施管道修復(fù)質(zhì)量監(jiān)督。由技術(shù)支持單位，按照已經(jīng)發(fā)布的完整性管理手冊(cè)中的有關(guān)管道維修維護(hù)作業(yè)文件，編制適宜于管道維修過程質(zhì)量監(jiān)督的工作表單，以便于在維修工程質(zhì)量監(jiān)督過程中應(yīng)用。

（3）開展管道內(nèi)腐蝕檢測(cè)評(píng)價(jià)與內(nèi)修復(fù)。開展管道內(nèi)腐蝕修復(fù)技術(shù)應(yīng)用，分別采用管體內(nèi)腐蝕補(bǔ)強(qiáng)、內(nèi)穿插非金屬管、風(fēng)送擠涂?jī)?nèi)防腐層等修復(fù)技術(shù)，進(jìn)行管道管體及防腐層維修。

（4）強(qiáng)化已建陰極保護(hù)系統(tǒng)保護(hù)效果評(píng)價(jià)。對(duì)于Ⅰ類管道采用密間隔法進(jìn)行保護(hù)電位測(cè)試評(píng)價(jià)；對(duì)于Ⅱ類管道和Ⅲ類管道采用同步通斷法和極化探頭法進(jìn)行保護(hù)電位測(cè)試評(píng)價(jià)。對(duì)保護(hù)效果未達(dá)標(biāo)的系統(tǒng)，根據(jù)成因，分別對(duì)陰極保護(hù)系統(tǒng)或被保護(hù)管道實(shí)施相應(yīng)維修。

4 結(jié)論

（1）大慶油田管道失效率高于股份公司規(guī)定的失效控制指標(biāo)，其中油田老區(qū)管道失效率顯著高于外圍油田管道，老區(qū)油田是管道失效治理的重點(diǎn)區(qū)域。

（2）腐蝕失效占比99%，是油田管道主要失效形式，因此加強(qiáng)腐蝕控制是失效治理的重要技術(shù)措施。

（3）聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等系統(tǒng)中管輸介質(zhì)對(duì)管道的腐蝕作用增強(qiáng)，油氣水系統(tǒng)管道內(nèi)腐蝕占比61.5%，注入（水）系統(tǒng)管道內(nèi)腐蝕占比45.5%。因此，需要強(qiáng)化內(nèi)腐蝕控制措施的實(shí)施。

（4）油田中等腐蝕以上區(qū)域占比86.5%，管道外防腐層失效嚴(yán)重，陰極保護(hù)覆蓋率低、運(yùn)行效果未達(dá)標(biāo)是管道外腐蝕失效的主要成因。聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等驅(qū)油技術(shù)實(shí)施后原油集輸和注（入）水系統(tǒng)管輸介質(zhì)腐蝕作用明顯增強(qiáng)，細(xì)菌、氧、垢下腐蝕等多種腐蝕形式共存，管道內(nèi)防腐層失效和缺失是導(dǎo)致內(nèi)腐蝕失效的主要成因。

（5）在建設(shè)期強(qiáng)化新建管道產(chǎn)品及施工質(zhì)量管理，并加大陰極保護(hù)技術(shù)應(yīng)用力度，可提升新建管道本質(zhì)安全。通過運(yùn)行期強(qiáng)化已建管道檢測(cè)與修復(fù)，以及強(qiáng)化已建陰極保護(hù)系統(tǒng)保護(hù)效果評(píng)價(jià)，可消減運(yùn)行期管道風(fēng)險(xiǎn)。