杜明慧 谷海亮 王莎

摘要：塔河油田采出液具有“五高一低”的特征，隨著油田注水、注氣等各類(lèi)工藝的開(kāi)展，油田采出液性質(zhì)變化較大，具有較強(qiáng)的結(jié)垢性和腐蝕性[1]，集輸管線腐蝕情況嚴(yán)峻。近年來(lái)通過(guò)管線治理等一系列手段，管線刺漏現(xiàn)象得到了有效遏制，但仍存在部分潛在風(fēng)險(xiǎn)。本文通過(guò)對(duì)近年來(lái)塔河油田集輸管線的刺漏原因及形勢(shì)分析，總結(jié)在目前治理手段下存在的刺漏風(fēng)險(xiǎn)及問(wèn)題對(duì)策，為塔河油田日后地面防腐工作提出相關(guān)思路和方法。

關(guān)鍵詞：腐蝕刺漏;原因分析;地面防腐;指導(dǎo)原則

1 集輸管線刺漏形勢(shì)認(rèn)識(shí)

近年來(lái)，塔河油田通過(guò)投用非金屬管線、內(nèi)穿插治理等手段，地面防腐工作克服了生產(chǎn)系統(tǒng)老化、腐蝕工況復(fù)雜等困難，集輸系統(tǒng)腐蝕刺漏得到有效遏制。但從統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來(lái)看，腐蝕刺漏形勢(shì)仍未根本扭轉(zhuǎn)。以塔河某采油廠為例，其整體腐蝕刺漏數(shù)量下降率高達(dá)35.57%，但站間管線及非金屬管線刺漏頻發(fā)，上升率15.81%。整體腐蝕刺漏中由于腐蝕因素引起的刺漏占比52.63%，非腐蝕因素刺漏占比47.37%。刺漏總數(shù)很大一部分由非腐蝕因素引起，控制非腐蝕因素，降低該部分的管線刺漏，是今后控制集輸管線刺漏的首要任務(wù)。

2 刺漏原因分析

2.1 非腐蝕因素分析

2.1.1 玻璃鋼管材失效

塔河油田前期建造的注水干線多采用低壓玻璃鋼材質(zhì)，以減緩油田水對(duì)管線造成的腐蝕。但隨著近年來(lái)管材失效現(xiàn)象嚴(yán)重，部分管線累計(jì)刺漏次數(shù)高達(dá)30余次（表1-1）。刺漏的主要類(lèi)型為管材本體失效（裂縫），其次為接頭處法蘭滲漏、外力施工破壞等。

分析管線失效可能的原因?yàn)椋?/p>

1）長(zhǎng)期高溫運(yùn)行，加速材質(zhì)老化。聯(lián)合站外輸油田水溫度約65℃，玻璃鋼管線耐溫性較差，當(dāng)長(zhǎng)期在該溫度下運(yùn)行其理化性能與材料強(qiáng)度明顯下降;

2）油田水礦化度高，加速材質(zhì)老化。油田水礦化度在20萬(wàn)左右，對(duì)玻璃鋼產(chǎn)生較強(qiáng)滲透和溶脹作用，降低玻璃鋼的強(qiáng)度[2]，加速管線老化，縮短使用壽命;

3）注水泵震動(dòng)強(qiáng)烈產(chǎn)生共振損傷。玻璃鋼管線抗震抗壓性差，引起材質(zhì)本體損壞;

4）下游需水量波動(dòng)，對(duì)法蘭接頭等薄弱節(jié)點(diǎn)沖擊力較強(qiáng)，沖擊壓力易造成法蘭和接頭處刺漏.

2.1.2 鋼骨架連續(xù)復(fù)合管失效

塔河油田部分集輸管線采用鋼骨架連續(xù)復(fù)合管，其采用低碳鋼絲纏繞并焊接成管狀鋼網(wǎng)骨架作為增強(qiáng)體，鑲嵌在由管材級(jí)聚乙烯成型的管壁中間形成的復(fù)合增強(qiáng)結(jié)構(gòu)，具有耐溫、耐壓、耐腐蝕的特性，被主要應(yīng)用于注水干線上[3]。但隨著投用年限增加，管線刺漏均呈現(xiàn)明顯應(yīng)力開(kāi)裂特征，且刺漏點(diǎn)集中，管線平均投用年限5年。

分析管線失效可能的原因?yàn)椋?/p>

1）鋼骨架復(fù)合管通常采用熱熔焊方式進(jìn)行連接，熱熔套內(nèi)的金屬加熱絲成為失效源頭。同時(shí)，鋼骨架復(fù)合管端頭焊接后裸露的增強(qiáng)鋼絲也成為腐蝕薄弱點(diǎn)[4]，發(fā)生連接失效引發(fā)刺漏;

2）鋼骨架復(fù)合管柔性高、剛度低，可能存在彎曲變形現(xiàn)象，長(zhǎng)期經(jīng)過(guò)介質(zhì)沖刷造成局部壓力高，產(chǎn)生爆管現(xiàn)象;

3）管線輸送介質(zhì)腐蝕性較大，且管線外部環(huán)境干燥，可能存在材質(zhì)老化現(xiàn)象。

2.1.3 其它因素

塔河油田集輸管線多穿越棉田、水渠、胡楊林等環(huán)境敏感區(qū)域，由于隊(duì)伍施工挖斷、農(nóng)民挖水渠挖斷、春耕機(jī)械碾壓造成的管線刺漏數(shù)量逐年上升，同時(shí)也存在內(nèi)穿插管線因損傷外層鋼管，承壓降低導(dǎo)致內(nèi)穿管爆管的現(xiàn)象。

2.2 腐蝕因素分析

2.2.1 站間管線刺漏分析

以塔河某采油廠為例，近一年發(fā)生站間管線刺漏約20次，刺漏集中區(qū)域其管線基本采用無(wú)溶劑環(huán)氧涂層作為內(nèi)防材料，刺漏形態(tài)為裂縫及孔洞。

分析管線刺漏的原因?yàn)椋?/p>

1）刺漏管段內(nèi)可能存在涂層起泡、脫落現(xiàn)象（重要原因）

外輸介質(zhì)中CO2及H2S含量較高，介質(zhì)含水，在一定的溫度和壓力下，水和CO2會(huì)滲透過(guò)涂層，進(jìn)入到管線基體表面[5]。CO2溶于水形成碳酸，降低pH值， 使管線發(fā)生腐蝕，反應(yīng)中放出氫氣，使涂層起泡、脫落;

2）管線外輸介質(zhì)含水波動(dòng)較大，含水波動(dòng)造成沉積與積液，存在沖刷腐蝕;

3）管線首次刺漏后涂層受損，附著力逐漸降低，使該處涂層和基體分離，防腐效果變差。

2.2.2 單井管線刺漏分析

單井管線輸送介質(zhì)受單井特殊工況影響，介質(zhì)性質(zhì)發(fā)生變化，主要表現(xiàn)為溶解氧含量、介質(zhì)含水等的變化[5]。以塔河某采油廠為例，存在特殊工況的單井管線刺漏占比高達(dá)81.82%。

分析主要原因在于注水、注氣等特殊工況可能帶入部分溶解氧造成氧腐蝕，同時(shí)此類(lèi)井生產(chǎn)后期經(jīng)常高含水，pH偏低，介質(zhì)腐蝕性較大。

其次，部分單井管線刺漏部位均位于管線下方，刺漏處綠豆大小，典型點(diǎn)腐蝕特征。分析管線內(nèi)殘存積液（油水混合物），緩慢腐蝕管線導(dǎo)致刺漏。

2.2.3 管線投用年限影響

對(duì)管線投用年限進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)管線投用年限在4～8年之間的管線易發(fā)生刺漏，站間管線表現(xiàn)尤為明顯。

分析主要原因在于管線輸送介質(zhì)腐蝕性強(qiáng)（產(chǎn)出油田水平均礦化度20萬(wàn)，平均pH值6.2，溶解氧含量在0.1mg/L左右波動(dòng)），易形成酸性/含氧腐蝕環(huán)境，使金屬管線腐蝕變薄，穿孔刺漏。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

通過(guò)對(duì)集輸管線刺漏形勢(shì)分析及原因探索，取得了以下結(jié)論及認(rèn)識(shí)：

1、刺漏形勢(shì)方面：集輸管線的刺漏形勢(shì)已由腐蝕因素刺漏逐步向非腐蝕因素刺漏轉(zhuǎn)變;

2、腐蝕因素方面：①非腐蝕因素中主要考慮非金屬管材失效嚴(yán)重現(xiàn)象，應(yīng)該加大對(duì)非金屬管材試用性的研究，制定詳細(xì)的分類(lèi)原則;②腐蝕因素控制最重要的部分在于控制源頭介質(zhì)，降低其含氧量，該因素可人為干預(yù)，實(shí)現(xiàn)可控;

3、其它方面：現(xiàn)場(chǎng)管理導(dǎo)致的刺漏存在一定占比，該因素可通過(guò)嚴(yán)肅管理等一系列手段消除。

參考文獻(xiàn)：

[1] 趙震，黃雪峰，劉強(qiáng).塔河油田地面集輸處理系統(tǒng)腐蝕穿孔原因[J].腐蝕與防護(hù). 2013，34（5）：442-445.

[2] 韓陽(yáng)，張江江，羊東明.塔河油田非金屬管材應(yīng)用與認(rèn)識(shí)[J].中國(guó)高新技術(shù)企業(yè).2013（14）：43-44.