论文部分内容阅读
摘要：海洋采油厂所属油水井地处渤海湾畔的极浅海地带，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了作者的建议。
关键词：油气集输 管线 腐蚀 防护
1 前言
海洋采油厂所属油水井地处渤海湾畔的极浅海地带，对埋地管道的腐蚀性极强。在油田集输设备的管理过程中，油水管线的地面维护工作量最大，由于海洋采油厂所处地理环境条件的影响，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
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。针对穿孔频繁、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）。
3 油气集输管线穿孔原因及预防对策
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。
埕岛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。由于埕岛油田采出液含砂量高达0.04%（体积比），对管道磨损严重。
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。
3.3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。
（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。
（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。
3.6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，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。
4 几点建议
针对以上分析，埕岛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。
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.
作者简介：乔小刚（1980.12-），男，工程师，长期从事油气集输技术管理工作。
关键词：油气集输 管线 腐蚀 防护
1 前言
海洋采油厂所属油水井地处渤海湾畔的极浅海地带，对埋地管道的腐蚀性极强。在油田集输设备的管理过程中，油水管线的地面维护工作量最大，由于海洋采油厂所处地理环境条件的影响，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
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。针对穿孔频繁、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）。
3 油气集输管线穿孔原因及预防对策
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。
埕岛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。由于埕岛油田采出液含砂量高达0.04%（体积比），对管道磨损严重。
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。
3.3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。
（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。
（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。
3.6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，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。
4 几点建议
针对以上分析，埕岛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。
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.
作者简介：乔小刚（1980.12-），男，工程师，长期从事油气集输技术管理工作。