李曉旭

（大慶油田第二采油廠第六作業(yè)區(qū)，黑龍江 大慶 163000）

0 引言

管道腐蝕問題為油田生產(chǎn)帶來了諸多的不穩(wěn)定因素，在一定程度上影響了油田生產(chǎn)效率和生產(chǎn)穩(wěn)定性，給企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益帶來了直接的影響[1]。同時(shí)伴隨管線腐蝕現(xiàn)象的不斷加劇，管線設(shè)備使用中存在承壓不足等安全隱患，極易發(fā)生斷裂穿孔等事故，如處理不及時(shí)發(fā)生大面積原油泄漏，對(duì)當(dāng)?shù)氐淖匀画h(huán)境破壞較為嚴(yán)重。

1 油田管道腐蝕原因分析

管道腐蝕的根本原因是管線本身材質(zhì)、質(zhì)量不過關(guān)以及管理失衡等問題。不同的管線鋪設(shè)環(huán)境對(duì)管線的材質(zhì)有著不同的要求，現(xiàn)階段我國油田行業(yè)在管線的材質(zhì)選擇上僅僅根據(jù)管線承壓需求選擇對(duì)應(yīng)的管線材質(zhì)，對(duì)管線的使用環(huán)境因素考慮較少。盲目選材，最終造成了管線腐蝕加劇使用壽命縮短。同時(shí)管線腐蝕狀態(tài)檢測(cè)檢查工作缺失，也是造成油田管線腐蝕現(xiàn)象加劇的重要原因。我國對(duì)管線腐蝕狀態(tài)檢測(cè)檢查技術(shù)的研究起步較晚，與西方國家相比在檢測(cè)手段以及檢測(cè)經(jīng)驗(yàn)上都存在一定差距。首先我國缺少科學(xué)完善的管線腐蝕現(xiàn)象的檢測(cè)管理制度，檢測(cè)工作存在一定缺失，檢查工作不到位，導(dǎo)致管線在發(fā)生初步腐蝕現(xiàn)象時(shí)，無法及時(shí)差距采取應(yīng)對(duì)措施，導(dǎo)致管線腐蝕現(xiàn)象的加劇[2]；其次，由于油田管線多數(shù)深埋地下，管線腐蝕的檢測(cè)對(duì)技術(shù)有較高要求，而現(xiàn)階段我國管線腐蝕現(xiàn)象的檢測(cè)檢查技術(shù)水平較低，不能對(duì)管線的腐蝕情況進(jìn)行精準(zhǔn)評(píng)定，無法注定適合解決方案。

2 油田管道防腐層主要的檢測(cè)技術(shù)

2.1 地面電位及電場(chǎng)技術(shù)

該技術(shù)是基于多頻管技術(shù)以及電流技術(shù)的融合性檢測(cè)技術(shù)，通過pcm發(fā)射機(jī)，對(duì)目標(biāo)管線發(fā)射電流信號(hào)，電流信號(hào)在經(jīng)過管線腐蝕點(diǎn)時(shí)，會(huì)產(chǎn)生對(duì)應(yīng)的環(huán)形電場(chǎng)，不同的腐蝕程度電場(chǎng)形狀會(huì)存在較大的差異，根據(jù)電場(chǎng)回饋情況可以實(shí)現(xiàn)對(duì)管線腐蝕狀態(tài)的精準(zhǔn)判斷。同時(shí)基于A子架設(shè)備可以實(shí)現(xiàn)對(duì)腐蝕位置的定位功能。

2.2 多頻管中電流技術(shù)

電位電場(chǎng)檢測(cè)技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)對(duì)管線高度腐蝕點(diǎn)的檢查工作，但無法對(duì)關(guān)鍵的整體腐蝕情況作出片段。多頻管技術(shù)電流技術(shù)是電場(chǎng)技術(shù)的衍生技術(shù)，該技術(shù)可以有效彌補(bǔ)電網(wǎng)技術(shù)對(duì)管線整體腐蝕情況監(jiān)察能力過弱的弊端。該技術(shù)通過pcm機(jī)發(fā)射電流信號(hào)，并在末端安置電流信號(hào)接收器以及分析電腦系統(tǒng)。中央電腦根據(jù)回饋信號(hào)強(qiáng)弱波動(dòng)情況對(duì)管線防腐層狀態(tài)進(jìn)行綜合的分析評(píng)定，判斷管線的防腐層狀態(tài)。同時(shí)該系統(tǒng)還可以對(duì)檢測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行自動(dòng)儲(chǔ)存，為了日后的復(fù)檢工作提供對(duì)應(yīng)的參照數(shù)據(jù)。該技術(shù)是利用不同狀態(tài)下的管線防腐層導(dǎo)電性能差異進(jìn)行防腐層狀態(tài)檢測(cè)。在檢測(cè)電流存在較大衰減趨勢(shì)時(shí)，說明管線的防腐層狀態(tài)良好，反之則需要進(jìn)行二次防腐處理。

2.3 管地點(diǎn)位技術(shù)

該技術(shù)是利用管線防腐狀態(tài)對(duì)電壓產(chǎn)生的影響進(jìn)行防腐狀態(tài)判斷，通過逐段檢測(cè)管線的隔點(diǎn)電位值進(jìn)行測(cè)量，判斷管線的腐蝕狀態(tài)。一般測(cè)量距離間隔應(yīng)與4～6m之間，測(cè)量數(shù)值處于0.6～0.7V范圍內(nèi)，說明管線防腐狀態(tài)正常，如超過正常值之外，需要多管線進(jìn)行進(jìn)一步的檢查，確定其防腐存在的問題。該技術(shù)優(yōu)缺點(diǎn)分明，優(yōu)點(diǎn)位檢查速度快、成本低，可以在短期內(nèi)實(shí)現(xiàn)大面積的管線測(cè)量工作。缺點(diǎn)是檢測(cè)結(jié)果較為模糊，僅能對(duì)管線防腐狀態(tài)做出大致判斷，在風(fēng)險(xiǎn)異常時(shí)，需要進(jìn)行更為細(xì)致的技術(shù)檢驗(yàn)。

3 油田管道防腐維護(hù)的有效措施

3.1 提高油田管線防腐工作意識(shí)

由于我國石油開發(fā)區(qū)域的自然環(huán)境比較惡劣，這就非常容易使油田管道受到腐蝕和損壞，所以，應(yīng)該對(duì)油田管道進(jìn)行定期維護(hù)，并且相關(guān)部門還應(yīng)該對(duì)此項(xiàng)工作進(jìn)行重視，可以成立 一個(gè)維護(hù)小組，對(duì)油田管道的點(diǎn)位進(jìn)行定期測(cè)試，從而使油田管道的總體情況得到了解，當(dāng)異常出現(xiàn)后，應(yīng)立即采取維護(hù)措施，避免出現(xiàn)更為嚴(yán)重的資源和經(jīng)濟(jì)損失。除此之外，還應(yīng)該對(duì)油田管道進(jìn)行維護(hù)，每年最好例行4次維護(hù)，從而使油田管道的整體質(zhì)量得到提升，并使油田管道防腐層出現(xiàn)腐蝕的概率降低，提升油田管道的使用壽命。

3.2 加強(qiáng)對(duì)油田管道防腐層的質(zhì)量控制工作

在對(duì)油田管道進(jìn)行建設(shè)的過程中，應(yīng)該對(duì)油田管道的防腐層質(zhì)量進(jìn)行嚴(yán)格要求，還應(yīng)該特別注意管道之間的交接處，要使對(duì)接質(zhì)量和防腐工作得到保證，從而使油田管道防腐層不會(huì)因腐蝕而產(chǎn)生損壞，在對(duì)油田管道進(jìn)行防腐的過程中，可先使用瀝青涂層，然后在瀝青涂層上加覆氨酯泡沫，形成保溫層，最后對(duì)其進(jìn)行防水處理，在此過程中，應(yīng)該認(rèn)真對(duì)待每一個(gè)過程，從而保證石油管道防腐層的質(zhì)量，最終從質(zhì)量方面對(duì)問題進(jìn)行有效的解決。