大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠油田管理部

依據(jù)完整性管理工作總體部署，大慶油田某廠先后承擔(dān)了股份公司完整性管理檢測(cè)評(píng)價(jià)和修復(fù)試點(diǎn)、全流程試點(diǎn)等探索性工作，以完整性管理試點(diǎn)工程為契機(jī)，開展了管道檢測(cè)與修復(fù)、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)、陰極保護(hù)維修、高風(fēng)險(xiǎn)管道治理工程等失效治理工作，探索管道失效治理方法和模式。

完整性管理是指管理者不斷根據(jù)最新信息，對(duì)管道和站場(chǎng)運(yùn)營(yíng)中面臨的風(fēng)險(xiǎn)因素進(jìn)行識(shí)別和評(píng)價(jià)[1]，并不斷采取針對(duì)性的風(fēng)險(xiǎn)減緩措施，將風(fēng)險(xiǎn)控制在合理、可接受的范圍內(nèi)，使管道和站場(chǎng)始終處于可控狀態(tài)，預(yù)防和減少事故發(fā)生，為其安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供保障[2]。而管道失效治理工作，作為管道完整性管理的重要載體，是有效降低管道失效率的重要措施保障。實(shí)際上由于管道中所存儲(chǔ)的原油和水介質(zhì)成分復(fù)雜，使得腐蝕性增強(qiáng)，容易發(fā)生點(diǎn)蝕，而點(diǎn)蝕對(duì)于管道具有潛在的致命威脅[3]。管道失效治理主要包括失效成因分析、管道風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)、管道完整性檢測(cè)和管道修復(fù)更換等。

1 現(xiàn)狀調(diào)查

某廠薩中開發(fā)區(qū)位于大慶油田長(zhǎng)垣薩爾圖油田中部，始建于1960年10月，開發(fā)面積161.25 km2，管線共計(jì)3萬余條，近2×104km，是大慶油田建廠最早、規(guī)模最大、產(chǎn)量最高的采油廠。目前，管道運(yùn)行10年以上管線占總量的55%，其中油集輸和注入管道占97%，規(guī)模龐大。

通過2016—2019年管道內(nèi)外腐蝕失效率對(duì)比可知，2018年管道穿孔最為嚴(yán)重，到2019年有所下降，管道外腐蝕穿孔率從0.18 km-1·a-1下降到0.14 km-1·a-1；管道內(nèi)腐蝕穿孔率從0.1 km-1·a-1下降到0.08 km-1·a-1，見圖1。

圖1 腐蝕失效率對(duì)比Fig.1 Comparison of corrosion failure rates

各系統(tǒng)管道中，摻水管道、集油管道和注入管道，占總管道數(shù)的95%以上，從管道失效率來看，摻水管道穿孔率要高一些，注入管道其次，集油管道最低。

2 失效分析

Ⅰ類管道和Ⅱ類、Ⅲ類管道，依據(jù)管道運(yùn)行及具體取樣情況實(shí)施差異化的失效分析工作。

2.1 Ⅰ類管道穿孔失效調(diào)查與成因分析

Ⅰ類管道選取某條供凈化油外輸管線，從失效調(diào)查、外防腐層破損檢測(cè)、焊縫直接開挖檢測(cè)、外防腐層電絕緣性能檢測(cè)和陰極保護(hù)效果測(cè)試等方面，開展了失效分析工作。

（1）管道穿孔失效調(diào)查。西部供輸油站外輸油管道2005年投產(chǎn)，全長(zhǎng)16.6 km，輸送介質(zhì)為原油，管道規(guī)格Ф377 mm×7 mm，外防腐層為玻璃鋼，強(qiáng)制電流陰極保護(hù)。投產(chǎn)運(yùn)行6年后管道發(fā)生穿孔，11年后管道穿孔次數(shù)大幅度上升，2019年穿孔15次；計(jì)算腐蝕速率超過0.5 mm/a，最高達(dá)到1.17 mm/a，說明沿線土壤腐蝕性很強(qiáng)，見表1。

（2）管道外防腐層破損檢測(cè)。采用人體電容法對(duì)管道全線防腐層進(jìn)行破損點(diǎn)測(cè)試和評(píng)價(jià)。共檢出破損點(diǎn)91處，管道檢測(cè)長(zhǎng)度16.6 km，計(jì)算破損點(diǎn)處密度高達(dá)5.48 km，參照國(guó)標(biāo)GB/T 19285《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護(hù)工程檢驗(yàn)》三層PE外防腐層破損點(diǎn)密度分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，測(cè)試段外防腐層破損點(diǎn)密度等級(jí)為3級(jí)，等級(jí)較差。

表1 管道穿孔統(tǒng)計(jì)及腐蝕率計(jì)算Tab.1 Pipeline perforation statistics and corrosion rate calculation

（3）管道焊縫直接開挖檢測(cè)。根據(jù)管道修復(fù)、檢測(cè)及失效調(diào)查結(jié)果，在外防腐層破損缺陷處發(fā)現(xiàn)嚴(yán)重的腐蝕坑，腐蝕坑連成片。根據(jù)開挖結(jié)果顯示，普遍存在外防腐層未做補(bǔ)口的現(xiàn)象，如圖2、圖3所示。

圖2 管道未做補(bǔ)口照片F(xiàn)ig.2 Picture of unpatched pipeline

圖3 管體腐蝕及防腐層失效照片F(xiàn)ig.3 Picture of tube corrosion and corrosion coating failure

（4）管道外防腐層電絕緣性能檢測(cè)。采用交流衰減法對(duì)管道全線防腐層進(jìn)行測(cè)試和評(píng)價(jià)，管道絕緣電阻率測(cè)試評(píng)價(jià)為3級(jí)，采用電流-電位法抽檢2段外防腐層。按照國(guó)標(biāo)GB/T 19285《埋地鋼質(zhì)管道腐蝕防護(hù)工程檢驗(yàn)》外防腐層電阻率分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，測(cè)試段外防腐層電阻率測(cè)試等級(jí)為4級(jí)（最差），其中4級(jí)管段長(zhǎng)度占全長(zhǎng)36%。

（5）管道陰極保護(hù)效果測(cè)試。采用近參比方法對(duì)管道沿線陰極保護(hù)電位進(jìn)行測(cè)試。測(cè)試結(jié)果表明，管道起點(diǎn)至大約750 m的管段的陰極保護(hù)電位能達(dá)標(biāo)，其余管段均不達(dá)標(biāo)。部分陰極保護(hù)電流將流向大地，管道中保護(hù)電流降低，導(dǎo)致陰極保護(hù)效果下降，致使管道失效。

綜上所述，Ⅰ類管道失效根本原因是外防腐層絕緣性能差，誘因是管道建設(shè)過程中未做焊道補(bǔ)口，或在處理事故過程中未做防腐層修復(fù)。

2.2 Ⅱ類、Ⅲ類管道穿孔失效調(diào)查與成因分析

選取腐蝕穿孔最為嚴(yán)重的108隊(duì)、205隊(duì)和503隊(duì)為調(diào)查分析對(duì)象，從失效調(diào)查、管道預(yù)制及施工質(zhì)量抽檢、陰極保護(hù)應(yīng)用狀況、管道外防腐保溫層調(diào)查、土壤環(huán)境腐蝕性、失效管段腐蝕速率計(jì)算和腐蝕產(chǎn)物微觀分析等方面，開展了失效分析工作。

（1）管道穿孔失效調(diào)查。3個(gè)小隊(duì)的調(diào)查表明，108隊(duì)管道失效內(nèi)腐蝕占比98.47%，205隊(duì)管道失效內(nèi)腐蝕占比88.85%，503隊(duì)管道失效外腐蝕占比84.78%；Ⅱ類、Ⅲ類管道失效的情況較Ⅰ類管道更加復(fù)雜，內(nèi)外均不同程度存在腐蝕。

（2）新建管道預(yù)制及施工質(zhì)量抽檢。抽查2組防腐保溫管，8項(xiàng)指標(biāo)3項(xiàng)不合格，最差的低于產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)要求的40%，詳見表2。

對(duì)部分新建管道施工質(zhì)量進(jìn)行了抽查檢測(cè)。2019年進(jìn)行施工質(zhì)量抽檢，破損率2.1 km-1，相比于2016年抽檢防腐保溫層破損率9.42 km-1，雖有改善，仍然超標(biāo)。

（3）管道陰極保護(hù)應(yīng)用狀況調(diào)查。據(jù)調(diào)查，Ⅱ類管道陰極保護(hù)覆蓋率14%，Ⅲ類管道陰極保護(hù)覆蓋率12.1%，大多數(shù)Ⅱ類、Ⅲ類管道未實(shí)施陰極保護(hù)。

對(duì)某轉(zhuǎn)油站4個(gè)計(jì)量間站間管道進(jìn)行了陰極保護(hù)電位測(cè)試，結(jié)果表明，轉(zhuǎn)油站一端陰極保護(hù)均未達(dá)標(biāo)，保護(hù)率僅為50%，詳見表3。

（4）失效管段腐蝕速率計(jì)算。通過現(xiàn)場(chǎng)截取腐蝕管段，測(cè)量管道實(shí)際局部腐蝕速率（表4），結(jié)果表明，聚驅(qū)管段腐蝕速率為0.343 mm/a已達(dá)穿孔程度；三元注入管道腐蝕速率為0.29 mm/a；水驅(qū)摻水管道腐蝕速率為0.111 mm/a?，F(xiàn)場(chǎng)腐蝕情況見圖4。

圖4 失效管段內(nèi)腐蝕照片F(xiàn)ig.4 Pictures of internal corrosion in failure pipeline section

（5）腐蝕產(chǎn)物微觀分析。將截取的3段腐蝕管段切割成Φ25 mm的小試樣，進(jìn)行掃描電鏡觀察、能譜微區(qū)成分分析和X射線衍射分析等，分析結(jié)果如下：

表2 防腐保溫層抽檢結(jié)果Tab.2 Results of spot check on anticorrosive insulation layer

表3 陰極保護(hù)電位測(cè)試結(jié)果Tab.3 Test results of cathodic protection potential

表4 管道腐蝕率計(jì)算結(jié)果Tab.4 Calculation results of pipeline corrosion rate

3種驅(qū)替方式的腐蝕管段，都存在腐蝕坑，微觀下觀察，蝕坑底部產(chǎn)物由多孔的腐蝕產(chǎn)物和相對(duì)致密的雜質(zhì)構(gòu)成，同時(shí)元素分析可知，蝕坑底部S、Cl、Ca等元素共同參與了垢下蝕坑底部的腐蝕過程，所形成腐蝕產(chǎn)物不斷膨脹、破裂、剝離，直至最終管道穿孔。存在少量硫化物，結(jié)合Wranglen.G理論[4]可知，硫化物等難溶性產(chǎn)物的出現(xiàn)，破壞了表面的連續(xù)性和完整性，誘發(fā)點(diǎn)蝕，腐蝕坑不斷擴(kuò)大，同時(shí)腐蝕產(chǎn)物及破損缺陷表面都有Cl-。由LIN等[5]研究可知，Cl-極易被缺陷、夾雜物界面吸附，聚集的Cl-與氧化膜作用形成鐵的可溶性氯化物，表面膜局部溶解，夾雜物周圍基體表面的鈍化膜破壞區(qū)域不斷擴(kuò)大，這種點(diǎn)蝕的誘發(fā)及擴(kuò)展，形成了電鏡下觀察到的微觀點(diǎn)蝕形態(tài)，見圖5。

圖5 失效管段微觀形貌照片F(xiàn)ig.5 Microscopic pictures of failure pipeline section

由X射線衍射分析可知，水驅(qū)摻水管線產(chǎn)物中，氧化產(chǎn)物Fe3O4和Fe2O3占比82%，SiO2占比13%；聚驅(qū)摻水管道產(chǎn)物中，氧化產(chǎn)物Fe3O4和Fe2O3占比37%，CaSiO3和FeCO3占比44%，Na2SO4占比19%；三元注入管道產(chǎn)物中，氧化產(chǎn)物Fe3O4和Fe2O3占比81%，CaSiO3、FeCO3和SiO2占比12%，Na2SO4占比7%。

從目前分析測(cè)試數(shù)據(jù)可知，影響3種驅(qū)替方式腐蝕管道穿孔的主要產(chǎn)物為氧化產(chǎn)物和垢，主要影響因素為氧和垢。

（6）綜合分析。建設(shè)期管道防腐保溫層預(yù)制和施工質(zhì)量不合格；運(yùn)行期管道陰極保護(hù)覆蓋率低，運(yùn)行效果差，防腐保溫層破損點(diǎn)多；管道輸送介質(zhì)復(fù)雜，氧、細(xì)菌和垢引起嚴(yán)重內(nèi)腐蝕。管道與沉積水直接接觸的內(nèi)底板及內(nèi)壁是腐蝕最嚴(yán)重的部分，主要腐蝕形式為電化學(xué)腐蝕［6］。由于油水密度差的存在，原油中所夾帶的水分經(jīng)長(zhǎng)時(shí)間沉降在罐底形成沉積水，文獻(xiàn)[7-8]表明大量的SO2、H2S、CO2等有害物質(zhì)溶于水后具有極強(qiáng)的腐蝕性，從而引起電化學(xué)腐蝕。

3 失效治理

依據(jù)上述管道失效原因，從管道更換、檢測(cè)、外修復(fù)、內(nèi)修復(fù)、試點(diǎn)工程、陰極保護(hù)維修等方面[9-10]，開展了管道失效治理，特別是2019年，加大了治理力度。

（1）管道更換工程。為解決管線腐蝕老化問題，避免因管線穿孔而造成不必要的危害，降低管道失效帶來的安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)，根據(jù)在用管道的使用年限、穿孔次數(shù)、所處區(qū)域、材質(zhì)等條件，結(jié)合生產(chǎn)單位實(shí)際情況，按照風(fēng)險(xiǎn)排序，優(yōu)先開展“雙高”管道更新的原則[6]，對(duì)廠腐蝕老化管道逐年進(jìn)行更換，預(yù)計(jì)更換各類管道836條，405.7 km，估算總投資1.2億元。截至11月底，已完成管道更換770條，371.11 km，基本完成預(yù)定目標(biāo)，對(duì)Ⅱ、Ⅲ類管道失效治理起到?jīng)Q定性作用。

（2）金屬管道檢測(cè)工程。2019年計(jì)劃?rùn)z測(cè)管道387條，長(zhǎng)度266 km，截至10月底已檢測(cè)420條，長(zhǎng)度210 km，檢測(cè)破損點(diǎn)560處，較好完成了預(yù)期目標(biāo)。

（3）金屬管道外修復(fù)工程。2019年依據(jù)檢測(cè)報(bào)告對(duì)腐蝕老化嚴(yán)重的管道進(jìn)行外修復(fù)，降低因管道泄漏對(duì)生產(chǎn)和周邊環(huán)境產(chǎn)生的影響。計(jì)劃修復(fù)管道653條，長(zhǎng)度433 km，截至10月底，已修復(fù)110條，長(zhǎng)度68.2 km，修復(fù)破損點(diǎn)160處。

（4）管道內(nèi)修復(fù)治理工程。對(duì)于穿越大醫(yī)院地區(qū)，屬于高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)域，腐蝕嚴(yán)重處理穿孔時(shí)無法開挖的外輸氣及返干氣線，采取管道內(nèi)修復(fù)技術(shù)，開展了6 km管道內(nèi)修復(fù)。

（5）管道和站場(chǎng)完整性試點(diǎn)工程。完成了Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類管道及站場(chǎng)完整性試點(diǎn)工程，完成了高后果區(qū)管段識(shí)別、陰極保護(hù)、陰極保護(hù)饋電試驗(yàn)、管道效果評(píng)價(jià)體缺陷不開挖檢測(cè)和防腐層漏點(diǎn)檢測(cè)，完成了數(shù)據(jù)采集、高后果區(qū)域識(shí)別和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)，新建管道基線檢測(cè)和腐蝕失效分析。

（6）管道陰極保護(hù)維修工程。全廠147套已建強(qiáng)制電流陰極保護(hù)系統(tǒng)，39套因故障停運(yùn)，運(yùn)行率73.5%。2019年對(duì)故障進(jìn)行排查、檢測(cè)與維修，對(duì)修復(fù)后的強(qiáng)制電流陰極保護(hù)系統(tǒng)進(jìn)行運(yùn)行調(diào)試，目前已檢測(cè)12套，維修8套陰極保護(hù)系統(tǒng)。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）失效成因分析表明，Ⅰ類管道失效根本原因是外防腐層絕緣性能差，誘因是管道建設(shè)過程中未做焊道補(bǔ)口，或在處理事故過程中未做防腐層修復(fù)；Ⅱ類、Ⅲ類管道失效原因主要是建設(shè)期管道防腐保溫層預(yù)制和施工質(zhì)量不合格，運(yùn)行期管道陰極保護(hù)覆蓋率低，運(yùn)行效果差，防腐保溫層破損點(diǎn)多，管道輸送介質(zhì)復(fù)雜，氧、細(xì)菌和垢引起嚴(yán)重內(nèi)腐蝕。

2）針對(duì)管道失效原因，結(jié)合近年來涂層、玻璃鋼、復(fù)合管等各種防腐材料在工程中的應(yīng)用情況，從管道更換、檢測(cè)、外修復(fù)、內(nèi)修復(fù)、試點(diǎn)工程、陰極保護(hù)維修等方面，開展了管道失效治理，取得了良好效果。

（3）管道失效治理工作具有“多接口、多界面、多系統(tǒng)、多部門”特點(diǎn)，是一項(xiàng)系統(tǒng)工程，需要全生命周期一體化運(yùn)行、鏈條式程序化管理，任何一個(gè)環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題都會(huì)影響治理效果。

（4）需要成立專項(xiàng)組織機(jī)構(gòu)，建立流程清晰、職責(zé)明確、有利考核、便于運(yùn)行的管理體系。