高寒地区油田管道腐蚀泄漏分析及对策研究.pdf

.*.材防腐17第8 期高寒地区油田管道腐蚀泄漏分析及对策研究王松（大庆油田有限责任公司文化集团，黑龙江大庆，1 6 3 41 6）摘要】针对高寒地区低温环境、地下水土酸盐碱含量高等独特地理环境，以及油气介质、制造缺陷、施工质量、第三方施工等原因易造成油田管道腐蚀，根据埋地钢质管道外防腐检测数据统计，腐蚀中焊缝位置占2 2%，管体位置占7 8%。本文从环境、时间相关的危害因素、管道本体固有危害因素、第三方相关危害因素分析管道发生腐蚀的原因，从提高施工设计标准、严格防腐管道制造要求、加强施工质量过程管控、强化埋地管道运行管理和实施埋地管道一体化服务等方面减少腐蚀问题，为提高油田管道使用寿命提供了借鉴和指导。【关键词】高寒地区；油田管道；腐蚀泄漏；完整性管理；一体化运行；对策研究1引言随着我国某油田多年的开发建设，各类管道敷设超过2 0 万公里，管道体量大、运行年限长、管网密度大，虽然为油田高产、稳产提供了有力保障，但近年来因腐蚀泄漏造成的管道失效情况频发，尤其是高寒地区，受低温环境、管道埋深、地下水土酸盐碱含量高等影响，管道失效远大于常温土壤干燥的其他地域，根据某油田埋地钢质管道外防腐检测数据统计，腐蚀中焊缝位置占2 2%，管体位置占7 8%，给油气生产带来不良影响，需要加快解决此类问题。本文对高寒地区油田管道运行存在的腐蚀问题进行详细阐述，剖析油田管道漏点形成的原因，并与国内长输管道对标分析，提出了油田管道完整性管理的对策，为减少油田管道腐蚀泄露事故发生提供指导。2油田管道漏点形成的原因2.1与环境、时间相关的危害因素生产运行中的油、气、含油污水等管道不可避免地承受着内、外两方面因素的影响。内部因素主要是输送介质的振动冲刷、温度、压力、介质自身的腐蚀性，2 。外部因素主要是雨水侵蚀、潮湿空气等环境温度 3 ，高寒地区气候的昼夜温差大引起的温度骤变产生了膨胀力造成防腐保温层破损，以及意外停井造成管道冻堵胀裂。同时，由于低洼地带较多，地下水土酸盐碱含量较高，独特的地理环境造成管道损害比地势高、土壤干燥的地域更为严重，如下图1 所示。图1 埋地管道开挖验证2.2管道本体固有危害因素(1)设计阶段成因分析油田管道设计等级低，管道壁厚较薄，外壁防腐保温结构为防腐底漆+沥青防腐胶带内带+聚氨酯泡沫+塑料外护层，在卸车或地面拖拽造成外护层结构破损，沥青防腐胶带缠绕防腐易存在气泡、泥土异物等，导致土壤中水、空气等腐蚀介质进入管道主体。小口径管道焊缝不设计内防腐，输送介质直接作用在内壁焊缝上，易发生腐蚀泄漏。同时，受限于项目投资经费不够，部分集输管道项目未设计牺牲阳极保护。(2）采购阶段成因分析集输管道由油田内部、外部多家制造单位生产，制造质量控制能力存在差异，有的管材进场作者简介：王松，（1 9 8 3-)，工程师，毕业于黑龙江工程学院机械设计制造及自动化专业，大学本科学历，从事油田场站施工技术和管理工作。178一2023年第2 6 卷材料防腐石油和化工设备前自身存在缺陷，有的在制管过程中产生管道焊缝缺陷、有的在制造过程中损伤了管体母材。此外有的制造单位盲目生产，旧管留存较多、存放时间长，黄夹克管端防水帽受高寒地区环境温度影响破损，已起不到防水作用。（3）施工阶段成因分析一是工艺安装方面。目前，油田管道焊接方法主要是焊条电弧焊，焊接质量完全依赖焊工水平，因焊工水平参差不齐，造成焊接质量不稳定，部分焊缝质量低标准 3 ，4。部分项目需要抢投，需要在冬季低温时组织施工，虽然采取焊前预冷、焊后缓冷等技术措施，但因工期紧张，不能保证稳定的施工质量。二是焊后防腐方面。设计图纸要求补口部位喷砂除锈达到Sa2.5级，实际在施工现场难以保证，集输管道都是在野外施工喷砂设备需要全过程配合除锈，除锈按面积结算存在潜亏，而且需要搭配柴油发电机组，建设单位一般不予承认费用，通常采用手工机械除锈，除锈效果不好。三是无损检测方面。按现行要求检测比例较低，一般设计文件规定的油田管道检测比例仅为5%或1 0%等，检测比例低，导致部分管理人员和操作人员存在侥幸心理，对焊接过程质量管控不到位。四是下沟回填方面。由于管道管径较小，现场下沟时采用撬棍撬管下沟方式，容易造成管道防腐层损坏，回填时不注意清理石块砸坏聚氨酯泡沫保温管道外层，导致土壤或空气中腐蚀性介质进入管道外壁，引起腐蚀。（4）运行阶段成因分析油田管道投产后未定期进行使用性评价，运行时间长后很容易出现漏点。同时，工程移交后部分使用单位未进行阴极保护管理和牺牲阳极检测，没有定期测试电位测试桩和更换阳极，牺牲阳极保护作用未能发挥。2.3第三方相关危害因素管线运行过程中，存在其他施工项目因挖掘机操作失误造成的管道受到外伤破损而泄露情况。部分管道受到重载车辆的碾压造成断裂。管线埋设深度较浅并且多在油田老区施工，不同施工单位在同一区域交叉作业时，容易造成管道防腐层损坏导致土壤或空气中腐蚀性介质进入管道外壁引起腐蚀。3提高油田管道完整性管理的对策3.1提高施工设计标准一是优化管道选材。针对埋地管道运行压力循环导致的金属疲劳以及环境造成管道外腐蚀问题，应结合油田不同区块的施工和运行环境，充分考虑油气中烃、硫、CO,等含量特点，在设计阶段适当提高管道材质等级和壁厚，增强埋地管道的抗腐蚀能力，延长运行时间。二是改变焊接方式。将手工焊条电弧焊，逐步改为“自动焊+氩电联焊”的方式。参照长输管道作业模式，在作业条件能满足的情况下，多应用管道自动焊接技术，减少人为因素，有效提升管道焊接质量稳定性。三是提升防腐要求。目前，除了硬质聚氨酯泡沫保温管道外，油田小口径埋地管道防腐多为2PE，建议针对油田开发特点，将部分小口径埋地管道改为3 PE防腐，提高抗腐蚀能力。另外，完善焊接补口方式，将焊后缠绕沥青防腐胶带方式，改为应用辐射交联聚乙烯热收缩带，经过加热收缩与管道贴合更加紧密，能够有效阻止水、空气与管道本体接触。3.2严格防腐管道制造要求在原材料使用前进行预实验，解决不同批次异氰酸、组合聚醚原材料性能不稳定和不同批次环氧粉末材料存在的熔融温度不统一的问题。采取优化调整原材料配比、保证原材料温度、提高生产环境温度等措施，解决秋冬季生产硬质聚氨酯泡沫保温管道易出现的发泡不充分问题。加强供应商考核、严格入库验收等措施，解决原材料钢管本体质量缺陷、厚度偏差较大、椭圆度不佳等问题，全面提高制造质量。3.3加强施工质量过程管控优化焊接管控，采用先进的焊接技术代替原有人工焊条电弧焊施工方式，规范实施坡口打磨、组对、焊接作业；严格防腐补口作业，优化防腐工艺，加强管道除锈、防腐、补口质量管控，提高管道接头处耐蚀性能，及时修复管道施工过程中发现的防腐破损，减少腐蚀隐患。3.4强化埋地管道运行管理埋地管道的定期检验，参照压力管道定期检验规则一长输(油气)管道（T S G D 7 0 0 3）、在用集输油气管道定期检验方案的有关检验(上接1 7 6)179第8 期王松高寒地区油田管道腐蚀泄漏分析及对策研究项目及相关技术标准执行检测。3.5实施埋地管道一体化服务目前油田埋地管道由多个企业制造、不同单位施工、检测和运维不统一，零散管控不利于质量责任落实。采用管道“二接一”自动化生产线，如下图2 所示，大幅提升了管道预制效率和质量。以一个工程为试点，开展油气田埋地管道设计、制造、施工、检测、运维一体化运行服务，推行质量包保责任制，减少管道腐蚀老化问题，延长管道运行时限。图2 管道“二接一”自动化生产线井下塌压力当量密度，以便调整钻井液密度与性能。4）此类超深长水平井套管安全下入方案的制定应当综合考虑井眼轨迹变化、井眼清洁控制、井壁稳定性、扶正器类型等影响因素，可参考邻井通井摩阻系数，实时监测井下摩阻系数，判断是否达到转入下套管工况的指标参数，为现场施工提供参考依据。参考文献1李文哲,文乾彬,肖新宇,唐梁,冯伟,李倩,刘素君.页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术 J.天然气工业,2 0 2 0,40(0 9):9 7-1 0 4.2康海涛，白俊成,蔡云平,张涵池.马深1 井超深小钻孔井眼4结论高寒地区地理环境、气候导致埋地管道腐蚀程度较高，与长输管道对比分析，减少油田管道腐蚀需要从设计、管道制造、施工过程和运行管理等方面进行全面提升，实施埋地管道一体化服务，对保障油田安全稳定生产，提升管道本质安全，延长管道的使用寿命，更好地为油田稳产保驾护航。参考文献1翟博,文杨博,张巧生.长庆油田地面管道泄漏原因分析及防治对策 .油气田地面工程,2 0 1 7,3 6(0 4):7 0-7 2.2葛小海.萨中油田埋地管道腐蚀原因分析与对策 .油气田地面工程,2 0 1 8,3 7(0 7):8 5-8 8.3庞栋.输气管道内腐蚀分析与对策 J.中国设备工程,2 0 2 2,(1 3):1 52-1 54.4庞栋.埋地油气管道腐蚀原因分析及对策探讨 .中国石油和化工标准与质量,2 0 1 8,3 8(1 1):3 4-3 5.5南松玉.油田金属管道和容器腐蚀原因分析及对策 .全面腐蚀控制,2 0 2 2,3 6(0 4):3 1-3 2.收稿日期：2 0 2 3-0 5-2 1 修回日期：2 0 2 3-0 7-1 3准备及套管下入技术 J.石油钻采工艺,2 0 1 6,3 8(0 5):58 3-58 7.DOI:10.13639/j.odpt.2016.05.008.3谭元铭，段海波，李若莹，黄薇.川西地区水平井下套管复杂情况分析及改进措施 J.探矿工程（岩土钻掘工程),2 0 1 8,45(1 2):1 6-1 9+2 3.4李振川,姚昌顺,胡开利,兰祖权.水平井井眼清洁技术研究与实践 .新疆石油气,2 0 2 2,1 8(0 1):48-53.5高永德,董洪铎,胡益涛,陈沛，程乐利.深水高温高压井钻井液当量循环密度预测模型及应用 J.特种油气藏,2 0 2 2,2 9(0 3):1 3 8-1 43.6范光第,黄根炉,李绪锋,王丽.水平井管柱摩阻扭矩的计算模型 .钻采工艺,2 0 1 3,3 6(0 5):2 2-2 5+1 1.基金项目：中石化石油工程技术服务有限公司项目“川西海相三开制井关键钻井技术先导试验金”（编号：SG19-87X）收稿日期：2 0 2 3-0 2-1 1 修回日期：2 0 2 3-0 6-0 1