油田集输管道输送的介质为油气水，具有较强腐蚀性，加之输送环境不同、运行年限延长等因素，管道易发生腐蚀刺漏失效。油田管道腐蚀问题极大影响了油气安全生产，并造成重大经济损失，同时也会严重影响生态环境。因此，有必要对埋地管道刺漏失效原因进行全面系统的分析，总结管道失效规律，有针对性地采取现场监测措施和腐蚀控制措施。

西部某油田处于高寒、高矿化度地区，已建埋地管道超过2万公里，年失效刺漏次数达1000余次，严重影响了油田的安全生产运行。2020年该油田管线共失效1144次。

统计结果显示：金属管道和非金属管道失效占比分别为70.1%和29.9%，金属管道失效次数较多；管道失效模式以穿孔刺漏为主，共计943次，占比82.4%；原油集输与处理系统和注入系统是管道失效的主要系统，分别占总失效次数的68.6%和25.4%。

腐蚀是埋地管道发生刺漏失效的主要原因，在943次刺漏失效事故中，由内腐蚀、外腐蚀造成的管道穿孔分别占63.4%和34.3%。

NO.1 管道内腐蚀原因分析

1 影响因素

管道运行年限

随着管道运行年限的延长，管壁均匀腐蚀减薄越严重，发生刺漏穿孔的概率就越大。图1为管道运行年限与失效次数的关系。由图1可见：该油田运行10年以上管道发生刺漏失效的次数占总失效次数的72.8%。管壁长期腐蚀减薄是刺漏穿孔的直接原因。

图1 管道运行年限与失效次数的关系

管道缺陷

现场腐蚀穿孔大多位于输送管道焊缝、弯头、三通、阀门、接头、缩颈等薄弱部位，如图2所示。腐蚀穿孔集中在这些部位的主要原因是这些部位存在制造与施工缺陷，易产生应力集中，在局部应力和冲刷腐蚀等因素的共同影响下，这些部位更容易腐蚀穿孔。

图2 管道薄弱部位

输送介质

图3为输送介质与失效次数的关系。输送油气水、污水净化水和油水的管道的失效次数较多，分别占总失效次数的60.4%、21.6%和11.4%。

图3 管道输送介质与失效次数的关系

该油田大部分区块进入开发中后期，采出液中含水量高。对现场10个区块采出液进行取样分析，结果表明采出液矿化度较高，均含Cl-、SO42-、HCO3-等腐蚀性离子成分，易引起管道均匀腐蚀减薄和局部点蚀穿孔；水中还含有较多Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等离子，这些离子会形成大量CaCO3、MgCO3、BaSO4等沉积垢。因此，管道易发生垢下腐蚀。另外，火驱、CO2驱、空气驱、化学驱、烟道气驱等采油工艺的现场应用，也使得采出液中含O2、CO2等腐蚀性化学介质，输送介质腐蚀性增强，造成输送管道腐蚀穿孔。

细菌腐蚀

对现场10个区块采出液水样进行硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）、铁细菌（FOB）测试，结果表明10个水样中均含硫酸盐还原菌和腐生菌，8个水样中含铁细菌，这说明细菌在该油田管道输送介质中普遍存在。硫酸盐还原菌代谢活动释放H2S，腐生菌释放CO2，铁细菌加速电子转移，均会加速管道腐蚀。

2 内腐蚀防护措施

现场调研发现，该油田大部分区块未采取添加腐蚀抑制剂、杀菌剂和涂覆内涂层等有效防腐蚀措施对内腐蚀进行控制，导致管道长期腐蚀减薄甚至穿孔。

少量注水站虽采取了添加咪唑啉类缓蚀剂对内腐蚀进行抑制，但仍存在诸多问题，如储药罐为敞开式，加药过程引入氧气降低了缓蚀剂的缓蚀效果；现场加药方式为多种药剂混合搅拌添加，加药工艺不合理，未考虑不同药剂的配伍性，使得缓蚀剂使用效果有限；同时，未采取有效的监控手段对现场腐蚀穿孔严重管道进行腐蚀监测，未对管道剩余寿命进行有效评估和评定，使管道存在较大安全隐患。

NO.2 外腐蚀原因分析

1 腐蚀环境

该油田外腐蚀严重区块地下水位高，多为盐碱地，土壤的含盐量、含水率都高，低洼处常年存在地层积水，土壤腐蚀严重，如图4所示。

图4 地表积水、积盐现状

对现场水、土壤进行取样分析。结果表明，水和土壤中微生物种类繁多，含有硫酸盐还原菌、铁细菌、腐生菌等细菌，细菌生长繁殖会破坏防腐蚀层并加速管道局部腐蚀穿孔。

2 外腐蚀防护措施

该油田稠油注采合一管道采油阶段温度为70~100 ℃，注汽阶段温度为150~300 ℃，在高-低温交替影响下管道外防腐蚀层会加速老化，平均寿命为5~10年。该油田防腐蚀层破损严重的埋地管道未得到有效修复，也未对其施加阴极保护等外腐蚀控制措施，因此埋地管道外腐蚀严重。

新建埋地管道施工时，管道外防腐蚀层常因为磕碰造成破损，使埋地后管道金属裸露在土壤环境中，发生持续性外腐蚀。另外，管线失效抢修时，更换的管道往往无外防腐蚀层或质量较差，腐蚀问题得不到根本解决。

3 管道缺陷

管道焊缝、阀门、三通、弯头等部位的施工工艺不合格会使管道产生缺陷。塑料合金管、钢骨架复合管、玻璃钢管和柔性复合管等非金属管道对变化的工况适应性不强，在管线运行压力变化、温度变化、土壤剪切力、施工工艺等因素影响下，非金属管道转换接头局部易形成应力集中，造成接头处出现断裂现象。

防护措施与建议

管道内外腐蚀穿孔是造成西部某油田输送管道失效的主要原因。管道运行年限长、管道制造与施工导致的缺陷、环境介质腐蚀性强、多种细菌加速腐蚀、缺乏有效的腐蚀防护措施、施工过程不规范均是该油田管道内外腐蚀的重要原因。

针对管道内外腐蚀提出以下建议：

(1) 分析刺漏失效管节失效原因。对现场失效管节进行取样，通过开展管道失效原因分析，明确内外腐蚀主要影响因素，为建立有针对性的防治措施提供数据支持。

(2) 建立腐蚀控制措施，对腐蚀进行有效控制。针对具体工况选择耐蚀性管材，涂覆适用性强的防腐蚀涂料、镀层，建立阴极保护系统；结合现场工况，建立合理的药剂加注工艺，添加缓蚀剂、阻垢剂、除氧剂、絮凝剂及杀菌剂等直接或间接抑制腐蚀的药剂。 

(3) 建立现场腐蚀监测系统。针对现场工艺条件，采用腐蚀挂片、电化学探针、超声测厚等手段建立管道在线腐蚀监测系统，实现腐蚀实时监测，根据腐蚀监测结果定期进行管道完整性检测和维护，对腐蚀严重管道进行针对性治理，有效降低腐蚀造成的危害。