长庆油田地面管道泄漏原因分析及防治对策

长庆油田地面管道泄漏原因分析及防治对策

孙艳红 ,张,君 ,朱加庆

长庆油田分公司第四采油厂化子坪作业区，陕西 延安 717407

摘要：现阶段，由于油田进入水驱后期，产出液的含水量每年升高，成分变化频繁，腐蚀影响因素也越来越复杂，导致原油的泄漏事故频发。在某些油田当中，因为生产废水的盐度高、腐蚀离子浓度高、溶解氧浓度高，对媒介有很强的腐蚀作用；加之地层多层叠加开采共享地表，造成了油管的结垢腐蚀问题。通过对管道泄漏原因的系统研究，得出了以下结论：在腐蚀评估、管材选择、防腐技术、路由选取、泄漏检验、水工保护等方面采取手段，能够减少管道的运作风险，提高其使用时间，保证油田不断发展。

关键词：管道泄漏；安全环保；防治对策；防腐；

1管道防腐及泄漏情况

长庆油田多数油区位于黄土高原上，此地区雨量较小，蒸发量较大，且气候干旱，土壤电阻率普遍在50Ω·m以上，腐蚀性较弱。2009年以前油田地面管道外防腐以再生橡胶、环氧煤沥青为主，此后外防腐以环氧粉末为主，大致上能够达到正常管线外防腐的需要。因为油田开发前期原油的含水率比较低，而管道运输流体媒介的腐蚀性又比较弱，因此对于运输原油的管道没有采取内防腐处理。当传输媒介是水时，钢质水管道因有相当腐蚀性离子而始终使用EP改性环氧涂料做内防腐涂层。为了减轻管线腐蚀速率，长庆油田于2008年起在腐蚀穿孔严重的注水管道上试行环氧玻璃纤维衬里（HCC）工艺，取得了良好的成效。2010年后，在每个采油厂逐步开展含水油管道HCC技术的测试，跟踪测试结果，取得了较好成效。对破漏管道做了归纳，就破漏数量而言，出油管道和采出水管道的破漏数量最大，分别为34%和31%。在破漏频率方面，采出水管道与清水管道的破漏频率均最大，分别达到0.2km-1与0.06km-1。

2管道泄漏原因分析

油田破漏管道的研究表明，造成漏失的原因有腐蚀穿孔，原料弊端，第三方破坏，自然外力，实施品质和运营维护。通过数据我们发现油田管道破漏90%以上为腐蚀穿孔，腐蚀穿孔是管道破漏产生的主要原因；剩下各因素所占比重相对不大，然而其后果是非常严重的。

（1）采出水矿化度较高，容易引起管道的电化学腐蚀。长庆油田地层水类型具体是以CaCl2为主，同时有Na2SO4、NaHCO3等水型，地层水中通常拥有较高硫酸盐还原菌、腐生菌等细菌，当中Cl-浓度在10~100g/L时,会对金属材质产生较大危害。硫化物浓度在10~200mg·L-1左右，系统腐蚀性加强。整体矿化度在2×104~15×104mg/L之间，比别的油田高得多，矿化度高还会加重系统腐蚀。溶解氧浓度在0.5~1.0mg/L左右，加速水体中金属离子氧化。硫酸盐还原菌，腐生菌和铁细菌通常在105~106个/毫升左右，细菌有腐蚀系统的能力。上述原因均造成地层水对设施及管材腐蚀性加大。

（2）多层系重叠研制共用系统导致垢下腐蚀比较严重。长庆油田当前总共开发延9、延10、长1、长2等10余套层系，只有长4+5、长6、延9与延10配伍，别的层系都不配伍。受多层系叠合开发方式政策的影响，不一样开发方式层位的井处于相同井场内，出油管道没有分层集输，造成出油管道结垢，结蜡现象严重，坑蚀，点蚀现象严重。

（3）由于站外的清水回路由原来的清水回路改为注采污水回路，造成了管道的严重腐蚀和损坏。伴随油田开发综合含水率的提高，油田的采出水量也在持续增长。为实现对采出水的高效运用，一些清水井改为对采出水进行注水，然而由于没有采取对应的内部防腐对策，再加上长庆油田的采出水是高盐化度的水，水中存在着很多的硫酸根还原菌和腐生菌，这些性质的水很容易对设施、管道产生腐蚀，导致清改污站的外部管网出现严重的腐蚀、破损、泄漏现象。

（4）外界摧毁。该区域的生态环境十分薄弱，土壤侵蚀严重，地质灾害经常出现，由于地质状况造成的滑坡、崩塌等原因，使输油管线的拉断、断裂等现象时有发生。以2015年陕北地区3-5月出现了超过80%的漏油事故为例，该地主要是由于冬季和春季不同季节的气温变化，引起土壤温度场的变化，容易引起应力的改变，从而引发了管道破裂和漏油。此外，现阶段陕北陇东地区的退耕还林与梯田创建规模不断增大，导致管径的选取受到约束，这也是一个重要原因。

（5）不良的建筑品质和操作维护。施工是影响项目品质的一个重要因素，工作团队的实施品质存在着很大的差异，若是对管道焊接处的处理不合适，很容易在焊接处集中产生腐蚀原电池，从而形成“大阴极小阳极”的构造，提高了电化学腐蚀。除此之外，对管道和输油设施的按期维护、替换、检验、评价系统还不健全，造成了隐患很难被立即察觉，而且还有可能在事后发现，这也是造成管道泄漏的一个原因。

3管道泄漏防治对策

3.1开展管线腐蚀评价

依据有关标准，采用腐蚀测试与安全评价方法，对长期服役的管线进行腐蚀性能评估，得到管线的剩余强度与剩余寿命。并且，根据检验结果，结合管线沿线的水文地质、城乡规划、环境敏感区和高后果区，采取以下措施：①停止管线输送，对管线内壁进行清洁、干燥，然后采用内防腐涂层或内衬技术。②对修复后的管线停止输送，对管段实施部分替换，或对部分线路作部分调节；③按原有线路全部替换，或对部分线路实施完善和调节。

3.2针对性选择管道材质

根据技术实用，功能稳固，安全首要，立足于国内，节省成本的准则，进行了管材的选取。管道选择的种类是按照所传输的媒介来决定的：当所传输的媒介是有水份的或精炼过的油份时，主要是金属材料；当所用的媒介是开采出水时，主要是非金属材料。在选择钢管时，应优先确保钢管的强度、刚度、抗裂、止裂及焊接性，局部替换时，选取得钢管应维持原有的母材不变，对于穿越段、高后果区等特定区域的钢管，能酌情增大其规划系数。对含有硫化氢的原油，在选用管材之前，应依据测试结果，计算出其分压后再选材。与此同时，要考虑到金属管材所露出的腐蚀严重程度、内防腐技术以及阴极保护技术存在的限制，能利用非金属管材的技术特征，在集输系统中展开实验，从而累积出可以推广使用的非金属材料。

3.3采用内防腐技术

长庆油田水质含氧高、氯盐高、盐化度高，加之原油含水量持续增加导致的高腐蚀问题已经成为制约油气输送管线安全稳定运作的瓶颈。因此，在对输油管线内部腐蚀进行评估的基础上，提出了降低输油管线腐蚀速度的措施。要对内防腐技术展开多计划总体对比，并对其应用成效进行追踪，最终达到“宣传一批，测验一批，储备一批”的目的。

3.4采用阴极保护技术

当管道和别的阴极保护系统内的管道交叉、同沟或相邻并联时，要以管道阴极保护检验数据为依据，做好干扰预防工作，能通过在干扰管段周边装置锌阳极作为接地极，对管道实施排流保护。在管道与110kV以上交流输变电通道交叉（交叉角小于55°）或并行（距离小于50m）时，要对管道实施交流干扰预防，能通过装置固态去耦合器来展开交流干扰预防。

3.5加强管道路由选择及水工保护

在黄土高原上，由于地势起伏较大，地况比较破碎，同时还存在着严重的土壤侵蚀，因此，在进行管道选线的时候，要将规划、实施、维护及周围环境的影响等不同方面都考量进去，从而让所选取的线路具有最好的水力条件，具有较低的工作难度，比较容易操作和维护，并尽可能地避免受到城市规划扩张和当地道路创建的影响。布线时，应尽量避免因应力集中而引起的边坡失稳产生的潜在危险。此外，要强化地貌复原和环境治理等方面的预防对策，把水工保护与水土保持有机地融合起来，达到“保持回填土、疏导地表水、稳管护底、护坡护岸”的目的。

结语

多种管线在油气田地表系统中起着举足轻重的作用，管线的正常运转直接影响着油气田的安全生产。长庆油田所处的黄土区为湿陷性黄土区，一些输油管道处在环境敏感区，同时，灾害环境也会对输油管道的安全运作产生较大的影响，它会导致输油管道发生泄漏，给周边居民和环境带来极大的威胁。此外，在经过修改后的新“两法”颁布落实之后，中央和各地政府对于环境品质、生态环境保护的规定也越来越高。管道腐蚀的问题是难以防止的，要对管道中存在的主要威胁因素实施监控、检验、测试，最后实现不断改善，降低和防止事故的发生，以更经济、更科学的方式来保障管道的安全运作。

参考文献：

[1]李大全．成品油管道泄漏扩散分析及危害后果评价[D].成都：西南石油学院，2005.

[2]冯志刚．输油管道的腐蚀检测与剩余强度评价[D]．成都：西南石油大学，2007.