孤东油田油气集输系统管网穿孔影响因素分析:油田油气集输设计技术手册
时间：2019-05-16 03:19:10 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
摘要：孤东油田地处渤海湾畔的滩涂地带，环境对埋地管道的腐蚀情况影响极大，通过对集输管网穿孔的调查，分析管线穿孔的影响因素，并根据分析结果提出作者的建议。
关键词：油气集输 ， 管线，腐蚀，防护
Abstract: GuDong oil field is located in bohai bay beach area, environment of buried oil pipeline corrosion has great influence on gathering and transportation network through perforations of the investigation, this paper analyzes the influence factors of pipeline perforation, and according to the results of analysis of the author puts forward Suggestions.
Keywords: oil and gas gathering and transportation, pipeline, corrosion and protection
中图分类号：TE68文献标识码：A文章编号：
1前言
孤东油田地处渤海湾畔的滩涂地带，海拔低，地下水位高，土壤含盐量大，对埋地管道的腐蚀性极强。孤东油田所产原油粘度大，含砂量高达0.04%。在油田集输设备的地面管理过程中，油水管线的地面维护工作量最大，由于胜利油田土质条件的影响，特别是进入高含水期以来，采出液性质复杂，使得油气集输管线的管理难度愈来愈大，频繁的穿孔不仅给我们的生产管理难度带来很大的被动，而且经济上带来极大的浪费。
2管线腐蚀情况调查
金属腐蚀是金属与周围介质发生化学或电化学作用成为金属化合物而遭受破坏的一种现象，油田管道腐蚀主要是电化学腐蚀。
腐蚀是造成管道系统可靠性及使用寿命的关键因素，据统计，美国45%的管道损坏是由腐蚀引起的，前苏联24万km输气管线共发生事故1210次，其中外腐蚀517次，内腐蚀29次。
针对目前生产的穿孔频繁、管理难度大的管线，按管线类别、穿孔部位、穿孔原因等三大类对近两年的穿孔情况分别进行统计（表1、表2、表3）。
表1 2010-2011年油气集输管线穿孔情况统计表
表22010-2011年油气集输管线穿孔部位调查统计表
表22010-2011年油气集输管线穿孔原因调查统计表
3油气集输管线穿孔原因分析
集输管线的腐蚀与输送介质的含水率、含砂量、采出液性质、流速等有密切的关系，分析集输系统管线的穿孔情况，存在以下规律：管线穿孔主要集中在管线底部、焊缝、地下周边和应力较集中处等部位，主要穿孔原因是外腐蚀造成。
3.1集输管线的腐蚀多发生在管线的底部
（1）输送介质的影响：集输系统输送的介质主要是原油、天然气、水和少量其他物质的混合物，其中原油和天然气的腐蚀性最小，纯的碳烃化合物是没有腐蚀性的，水的腐蚀性最大，相对而言，采油污水性质比较均一且变化较小。
孤东油田污水水质分析说明，其腐蚀性较强，主要是受含盐量和Cl-的影响和控制，PH值、SO42- 含量对其腐蚀性也有影响，其他离子如Ca2+、Mg2+、HCO3-、CO32-等虽可改变污水的电性能，但由于其含较低影响相应较小。另外，温度对腐蚀的影响较大，温度每升高10℃,腐蚀速度增加一倍。
（2）含砂量影响。由于孤东油田采出液含砂量高达0.04%（体积比），对管道磨损严重。
（3）含水量影响。当含水低于60%时，管道内的油和水极易形成稳定的油包水型乳化液，因管线直接与油相接触，因此对管线的腐蚀较轻，而且含水低时，采出液的SRB较低细菌腐蚀较轻微。但含水高于60%时，管道内出现游离水，当含水继续升高时，游离水在管线底部形成水垫层，托起油包水乳化液。此时管道内底部为水，中部为油或油包水，顶部为伴生气。管线底部直接接触水，当水中含有CO2、SRB、或O2,底部的腐蚀必然严重的多。据有关资料显示，在管线不同位置挂片证实，管线底部的腐蚀速度是上部的2～70倍。
3.2主要穿孔部位在管线的焊缝及附近处
（1）金属成份影响在管线和焊缝、新旧管线连接部位，由于金属成份不一样，两者的电位差可达到0.275V，埋入地下后与土壤和水接触，产生氧化还原电池，使该处遭受腐蚀。
（2）被焊接的母材和焊条不匹配。在焊接过程中，由于被焊接的母材和焊条不匹配；坡口处有水、油污、和氧化物；焊接工艺不当等都可在焊缝处造成气孔和夹渣，在焊缝处易形成冷、热裂纹，使焊缝的强度和塑性显著降低， 使管线在焊缝处易腐蚀和断裂。
（3）焊接工艺影响。金属焊接时，熔池内的金属在高温的作用下（温度高达1900～2400℃），不断的融化、冷却、结晶，而且焊缝附近的金属管材（热影响区也受温度的影响，不断发生固态相变，使金属晶体结构发生变化。如果焊接工艺不当，在热影响区奥氏体晶粒粗化出现粗大的魏氏体、马氏体M-A组元，产生裂纹。
3.3外腐蚀是造成穿孔的主要原因
（1）外腐蚀影响。因管道外防腐破坏而形成外腐蚀是造成管道腐蚀的主要原因。集输管网的外防腐全部采用了石油沥青防腐，防腐质量的好坏直接影响管线的使用寿命。因此搞清防腐过程和防腐机理对于今后的生产管理具有十分重要的意义。
（2）外防腐层施工质量差。防腐层外没有缠聚氯乙烯工业薄膜。包布敷在沥青层外可以抑制细菌对石油管线的侵蚀。延缓沥青的老化，对保护管道作用重大。从现场发生情况看，管线修补后易疏漏此工作。
（3）管道环形焊缝处现场防腐质量差。管道焊接施工后，环形焊缝处的防腐绝缘层需要在现场施工，如不严格掌握，质量容易发生问题。从现场发生情况看，在管道环行焊缝防腐层现场补口、补伤处防腐层毁坏较多。主要问题是接口处沙土杂物等清理不彻底，沥青加热温度不符合要求，导致沥青与管体粘接不好，薄厚不均，施工条件如环境温度、湿度等达不到要求。
（4）防腐层与管材表面结合不牢。由于管道防腐前除锈不彻底，现场补口时沙土及油污清除不净或防腐底漆选择不当等原因，导致沥青与管材表面粘结不牢，使管道整体严重腐蚀。
3.4管子吊装、运输、储存过程中的损坏
运输可能造成防腐层的摩擦、碰撞破坏。特别是钢丝绳直接与管线接触，而在吊装管子时危害更大。从目前发生情况看，管线运输过程中，多是采用钢丝绳吊装，这样就直接损害管线防腐层。另外在存放时防腐层易被管线支架破坏或被上部管线压坏。
3.5管道下沟及回填过程中的损坏
管道焊接后，下沟作业时，管道在地面上拖拉和钢丝绳或机械设备直接与防腐层接触对其产生损伤。根据统计数据，此种情况占用腐蚀穿孔的30%。管道下沟后，回填过程控制不严，特别是石头较多的地段，石头砸在防腐层上造成防腐绝缘层的损伤。此种情况多发生在外输管线铺设。管道下沟时防腐层碰撞石头或直接放置在突出的石头上对防腐层损害较大。土壤回填后，在沉降压实时也易造成管线顶部沥青防腐层开裂。
3.5管道热油运行的影响
在对防腐绝缘层的检查中发现，进出站管段防腐绝缘层比中间站管段劣化严重。究其原因与输油温度有关。例如脱水加热炉以后管线温度达80℃以上，首先石油沥青经常期高温作应，结构内高分子化合物不断挥发，加速了防腐绝缘层的老化速度；其次温度的变化，涂敷在管道外的防腐绝缘层也会与管道钢材一起发生膨胀和收缩，防腐材料与金属材料的膨胀系数不同，输油温度交替变化导致防腐层与金属管体的剥离。
3.6管道防腐层材料的影响
（1）防腐层结构影响。现在运行管道防腐层结构是三油三布，属于一般防腐结构。石油沥青吸水率高，不耐细菌腐蚀，易备植物根茎穿透，温度较高时又容易老化（一般沥青防腐层的工作温度为—20～70℃），这些对防腐绝缘层性能都会产生不良影响。因此，防腐材料的选型应引起我们的高度重视
（2）土壤中氧含量影响。由于土壤中氧含量的不同，形成氧浓差电池引发腐蚀。在同一土壤的不同深度、两种土壤的交界处、埋地管线靠近出土端的部位，由于管道，的不同部位氧的浓度不同，在贫氧部位管道的自然电位低，是腐蚀的阳极其阳极的溶解速度明显大于其余表面的阳极的溶解速度，故遭受腐蚀。
（3）应力腐蚀影响。管线在加工、施工或使用过程中，会使管线各部分的变形和应力不均匀变形和应力大的部位，其负电性增强，常成为腐蚀原电池的阳极而遭受腐蚀。管线施工和使用温度不同时，由于金属的热膨胀性而使埋地管线的曲管段（弯头）、三通等处将遭受较大的热膨胀弯矩的作用，当位移收到限制时，也将遭受较大的应力，也易产生应力腐蚀。
4几点建议
针对以上分析，孤东油田集输系统的管网应在管线防腐方面注意以下几点：
（1）确保防腐层施工质量，尤其是焊缝的补口和补伤的施工质量，杜绝野蛮施工。
（2）加强管道防腐检漏工作，及时安排管道防腐层大修。
（3）强化生产的平稳操作，减少水击和空泡作用对管线的损坏。
（4）新施工的污水管线在满足生产需要的前提下，尽量选用耐腐蚀的非金属管材。对旧有的污水管线，可采取内衬耐蚀材料的方法进行修复。合理选择药剂控制细菌腐蚀。
（5）对站内管网采取强制阴极保护，对联合站间的管线采取牺牲阳极保护，对∮529油外输线和∮426气外输线采取强制阴极保护。
参考文献
[1] 俞蓉蓉等.地下金属管道的腐蚀与防护.石油工业出版社.1998.11.
[2] 潘家华等.油罐及管道强度设计.石油工业出版社.1986.4
[3] 杨筱蘅等.输油管道设计与管理.石油大学出版社.1996.8
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