西部某油田油水集輸管道輸送介質為含水原油和污水,其中含水原油輸送管道運行溫度為25~70 ℃,運行壓力為0.1~2.5 MPa,污水輸送管道運行溫度為35~65 ℃,運行壓力為2~32 MPa。管道材料主要為普通低碳鋼,包括20號、20G、L245等。隨著運行年限的增長,管道逐漸出現內腐蝕穿孔泄漏問題,這不僅嚴重影響了油田正常生產,還造成了較大的安全環保問題。
針對西部某油田集輸管道內腐蝕問題,調研和分析了當前油氣田管道主要的內腐蝕控制技術,開展了技術經濟比選和現場試驗及評價,確定了適用于該油田的金屬集輸管道內腐蝕控制策略。
1. 概況
1.1 腐蝕介質
水是導致油水集輸管道腐蝕關鍵,分離前采出液含水率為15%~90%,管道含水率整體較高,給管道腐蝕創造了條件。同一區塊不同油層和單井采出液成分存在差異,主要區塊采出水（混合污水）的理化性質及腐蝕速率如表1所示。采出液pH為6.53~7.32,處于中性范圍。Cl-質量濃度為24 910~118 051 mg/L,總礦化度為39 363~65 404 mg/L,采出液以CaCl2水型為主,部分單井采出液為MgCl2水型和Na2SO4水型。采出水特別是處理后污水普遍含硫,質量濃度為6~36 mg/L。根據硫酸鹽還原菌（SRB）測試結果,污水及后續流程處理水中普遍含SRB,部分區塊單井采出液含SRB,取樣點SRB含量為20~300個/mL。采用腐蝕掛片裝置對各區塊介質的腐蝕性進行監測,大部分區塊的裝置為嚴重和極嚴重腐蝕程度,僅個別區塊的裝置腐蝕速率較低。
1.2 失效特征
管道失效形式為內部腐蝕穿孔[1],失效主要集中在管道中下部。管道內部特別是管道底部普遍存在垢質和泥沙沉積物,失效表現為垢下局部腐蝕穿孔。經X射線衍射（XRD）分析,腐蝕產物及沉積物主要成分為FeS, Fe2O3、FeOOH（鐵的氧化物）, CaCO3、BaSO4、SrSO4等（垢質）及SiO2（泥沙沉積物）,典型腐蝕穿孔管道內外表面宏觀形貌及腐蝕產物成分如圖1所示。
1.3 失效影響因素
影響管道腐蝕的因素眾多,主要包括含水率,Cl-質量濃度,S2-質量濃度和SRB含量,pH,礦化度及結垢,溫度等,其對管道腐蝕影響如下。
（1）介質含水率：油田整體處于開發中后期,油水集輸管道輸送介質含水率普遍較高,油水分層及油水介質處于水包油狀態,管道內壁可直接接觸游離水介質,水不可避免對管道全線產生腐蝕[2]。
（2）Cl-質量濃度：油田采出水中Cl-質量濃度普遍較高,一般腐蝕速率會隨著Cl-質量濃度升高而升高,Cl-對管道腐蝕起到加速作用[3-4]。
（3）S2-質量濃度和SRB含量：S2-來源一般有兩個,一是部分油田埋藏較淺,其環境適于SRB繁殖,儲層受注水影響導致SRB大量繁殖產生S2-,S2-隨采出液進入管道；二是地面集輸系統中,SRB大量繁殖,不斷產生S2-。雖然采出水中SRB含量相對較低,但在垢下、死水區等位置SRB會聚集繁殖,濃度很高。S2-和SRB是導致管道腐蝕的直接因素[5-8]。
（4）pH：pH直接影響S2-對管道的腐蝕[9]。當pH較低時,H+會參與腐蝕反應,腐蝕速率大幅提高；當pH升高時,結垢的風險升高,甚至產生結垢堵管失效。另外,水處理工藝對采出液pH也有一定的要求。
（5）礦化度及結垢：采出水礦化度較高,在地面條件下,個別區塊采出水甚至處于過飽和狀態,需要摻淡水來防止采出水中鹽類結晶析出堵管。一般認為,礦化度的升高會增大腐蝕速率[10],同時高礦化度伴隨著高結垢風險。垢質對管道腐蝕具有明顯影響,致密的垢質能夠隔離腐蝕介質與管道內壁,保護管道,但疏松的垢質下會發生腐蝕,極大地提高管道腐蝕速率。
（6）溫度：碳鋼腐蝕速率與溫度明顯相關,油田集輸管道運行溫度處于高腐蝕速率溫度范圍內,且在工況溫度范圍內,腐蝕速率隨溫度升高而增大[11-12]。
2. 內腐蝕控制技術比選
2.1 內腐蝕控制技術
目前,主要的管道腐蝕防護技術如下。
（1）管道材料,如采用耐腐蝕合金鋼、非金屬管道或改變低碳鋼結構等方法來提升管道耐蝕性。油田應用較多的耐蝕金屬材料有不銹鋼、鎳基合金和雙金屬復合管等[13-14]；非金屬管道在油田中的應用也越來越廣泛[15],主要有玻璃鋼管、鋼骨架聚乙烯管道、柔性復合管、熱塑性塑料合金復合管等；抗硫鋼等低碳鋼主要通過改變管材組織結構來提升抗硫能力,一般與緩蝕劑配合用于含硫氣田集輸管道。
（2）對管輸介質進行清潔,去除腐蝕介質等,從而降低管道腐蝕速率。如在含硫油氣輸送管道中添加脫硫劑,消除介質中的H2S[16]。同時,部分油田采用了生物競爭法[17-18]和加注殺菌劑[19]來降低輸送介質中的SRB含量。
（3）添加化學藥劑,如緩蝕劑、pH調節劑等,通過隔離腐蝕介質與管道接觸[9]或改變介質腐蝕性來降低腐蝕速率。緩蝕劑、緩蝕阻垢劑在油氣田集輸系統中應用較廣泛,具有較好的緩蝕效果[20-21]。pH調節劑在油田集輸系統中應用較少,改變pH對結垢和污水處理影響較大,且會對集輸系統產生其他不利影響。
（4）隔離保護,使用內涂層或內襯層隔離管道和腐蝕介質,避免管道腐蝕。隔離防護主要有金屬鍍層,內涂層和非金屬內襯管等,目前油田應用較多的是內涂層[22-23]和非金屬內襯管[24-25],均具有較好的防腐蝕作用。
2.2 經濟性比選
在某油田WN區塊和HTG區塊已經開展了生物競爭法抑制SRB的試驗和應用[17],取得了一定效果。但這只能有限降低污水處理后續流程中的S2-和SRB含量,同時隨著激活劑的消耗,后續流程中仍存在SRB繁殖風險,需考慮其他腐蝕控制措施。
油田集輸管道具有距離短、數量多、管徑小、輸量少等特點,均未設置清管閥,同時管輸介質中氯離子含量高、礦化度高、易結垢。緩蝕劑在結垢、高含量Cl-環境中吸附效果差,且需要設置大量加注裝置,大大增加了維護工作量和費用,該方法多用于高產氣田集輸管道,在油田集輸管道中應用較少。金屬鍍層雖效果好,但其價格高、施工要求高,同時開孔、維護困難,且未在油區應用,因此也不推薦使用。
目前,在油氣田集輸管道應用較多的內腐蝕控制技術主要有耐蝕合金管、雙金屬復合管[4]、非金屬管道和普通碳鋼+內涂層或非金屬內襯管[26]。表2是耐蝕合金管、非金屬管道、內擠涂和內穿插技術比較。耐蝕合金管強度高、防腐蝕效果好,但費用高昂,造價是普通碳鋼管材的9~10倍,一般用于高產、高含H2S和CO2油氣田集輸管道,在常規油氣田集輸管道中應用效益差。雙金屬復合管在某些油田也有應用,其制造和施工質量對其耐蝕性影響較大,曾出現過內層塌陷、焊縫處泄漏等問題[27],同時造價高,效益差。非金屬管道目前在油氣田集輸管道中應用越來越廣泛,特別是隨著技術不斷發展進步,柔性復合管、熱塑性塑料內襯玻璃鋼復合管等管材不斷推陳出現。非金屬管道具有防腐蝕性能好、質量輕、內壁光滑、價格適中等優點,但缺少質量控制及檢測方法,存在管體抵御外部載荷強度低、制造、運輸、存儲和安裝質量要求高、建成后不易開孔等問題。內擠涂和內穿插技術近幾年廣泛應用在油田集輸管道,內擠涂技術是通過在線風送擠涂技術在管道內壁涂敷環氧涂層,可在新建或在役管道中應用,一次施工距離可達3~5 km,具有防腐蝕效果好、施工費用低、涂層附著力強、施工方便,短距離集輸管道可一次全線施工等優點,缺點是對管道內壁質量要求高、施工后不宜增加支管、開孔等。內穿插技術是在金屬管道內部穿插非金屬管形成內襯層,一次施工距離為200~500 m,具有防腐蝕效果好、內襯管可少量承壓等特點,施工費用相對內擠涂稍高,缺點包括檢測及治理控制方法少,襯管與管道為機械結合,易發生坍塌、不宜開孔和連接支管等問題。
2.3 內腐蝕控制思路
針對西部某油田集輸管道和輸送介質特點,結合內腐蝕控制技術和經濟比選結果,確定適用于輸送高礦化度、高含水和含硫介質的中小口徑、短距離集輸管道內腐蝕控制思路如下。
（1）新建管道：推薦使用非金屬管道,必須使用金屬的管道采用內擠涂技術涂敷涂層。
（2）在役管道：對泄漏頻繁且經檢測評價無修復價值的在役管道進行換管,更換為非金屬管道或普通碳鋼+內擠涂管道。經評價或補強后評價強度合格的管道采用內擠涂或內穿插技術進行防腐蝕。
（3）采取措施降低介質中的SRB,從而降低S2-含量,提升水質。
3. 現場應用情況
2019年油田開展了管道高失效率區塊治理試點工程,對內擠涂、內穿插和新型非金屬管道進行試驗應用和評價,共完成了23.8 km管道內擠涂、14.0 km管道內穿插、7.6 km 32 MPa柔性高壓復合管,3.2 km聚乙烯內襯玻璃鋼復合管的現場試驗和評價。評價結果表明,這些管道在油田適用性良好,截止目前均未出現失效等問題,充分證明了這些技術在油田集輸管道應用中的可行性。
2021年,油田在WN區塊開展了無泄漏示范區建設試點工程,該區塊95%以上管道失效均為碳鋼管道內腐蝕穿孔泄漏。結合油田內腐蝕治理相關成果,在污水處理系統中進行了生物競爭法抑制SRB試驗,制定了以非金屬管道、內擠涂和內穿插為主的管道內腐蝕控制方案,具體方案如表3所示,目前已完成約50 km高失效集輸管道的治理,管道失效率大幅降低。
4. 結論
（1）西部某油田集輸管道在結垢、Cl-、S2-和SRB影響下產生嚴重的垢下局部腐蝕,嚴重影響管道安全平穩運行。
（2）油田集輸管道具有數量多、管徑小、距離短、輸量少等特點,從技術和經濟性方面考慮,推薦采用非金屬管道、內擠涂和內穿插等技術控制管道腐蝕問題。
（3）不同油田集輸管道輸送介質、運行條件、失效機制均不相同,其他油氣田應根據自身特點優選內腐蝕控制方案。
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