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
翟博文;杨博;张巧生
【摘要】近几年来,油田管道泄漏事件时有发生,主要是因为油田开发水驱后期,采出液含水率逐年上升,组分不断变化,腐蚀因素日趋复杂;部分油田采出水矿化度高,腐蚀性离子和溶解氧含量高,介质腐蚀性较强;多层系叠合开发共用地面系统,导致管道垢下腐蚀严重;此外,自然外力和第三方破坏也成为管道泄漏的重要原因.对管道泄漏原因进行系统分析的结果表明,从腐蚀评价、管材选取、防腐工艺、路由选择、泄漏检测、水工保护等方面采取措施,可降低管道运行风险,延长使用寿命,确保油田可持续发展.%In recent years,the oil pipeline leakage occurs frequently.The reasons mainly include following aspects:in the late period of oilfield development water flooding,water content in produced liquid is rising year by year,components are changing constantly and corrosion factors becomes increasingly complex;partofthe oilfield produced water has the higher degree of salinity,corrosive ions,dissolved oxygen content and has high-corrosive medium;multilayer development and common surface gathering system can also cause pipeline corrosion under the scale.In addition,the natural forces and the third party damage are also become important reasons of pipeline leakage.By systematic analysis of the pipeline leakage reasons,measures such as corrosion evaluation,pipe material selection,anti-corrosion technology,routing,leak detection,the hydraulic protection and so on can be taken.These measures can reduce the risk of pipeline operation,prolong service life and ensure the sustainable development of the oilfield.
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2017(036)004
【总页数】3页(P70-72)
【关键词】管道泄漏;安全环保;防治对策;防腐;水工保护;阴极保护
【作者】翟博文;杨博;张巧生
【作者单位】西安长庆科技工程有限责任公司;西安长庆科技工程有限责任公司;西
安长庆科技工程有限责任公司
【正文语种】中文
长庆油田位于鄂尔多斯盆地内，地跨陕、甘、宁、晋、蒙五省区。

该油田属于典型的低渗、低压、低丰度的“三低”油气藏，多井低产、滚动开发，点多面广、地形复杂是其典型特点。

开发40多年来，已建成各类管道5×104km，其中油气管道
3×104km，供（注）水管道2×104km，且材质以钢质管道为主，各类管线服役
年限统计见表1。

根据统计，服役10年以上集输管道占25.28%，供（注）水管
道占17.43%。

油田开发区域内生态脆弱，敏感保护目标众多且保护范围逐年扩大，涉及多条河流、水库及水源保护区、各类自然保护区，共计约2 000 km管线处于保护区内，随着修订后的新“两法”实施，对此类区域污染事故的执法力度明显加大，企业面临巨大的法律风险。

长庆油田大部分油区地处黄土高原，该区域降雨少、蒸发量大，气候干燥，土壤电阻率一般大于50Ω·m，腐蚀性较弱。

2009年以前，油田地面管道外防腐主要采
用再生橡胶和环氧煤沥青，之后外防腐采用环氧粉末，基本可满足正常运行管线的
外防腐需求。

由于油田开发初期原油含水率较低，管道输送流体介质腐蚀性也相对较弱，对输送原油管道未采用内防腐措施。

输送介质为水的管道，由于其含有一定量的腐蚀性离子，因此钢质水管道一直采用EP改性环氧涂料作为内防腐涂层。

2010年以来，
随着油田开发进入中后期，原油含水率逐渐升高，管道输送流体介质腐蚀性增强，内腐蚀明显。

为缓解管线腐蚀速率，长庆油田从2008年开始在腐蚀穿孔较严重的注水管道对环氧玻璃纤维内衬（HCC）技术进行了试点，效果较好。

2010年以后，逐步在各采油厂进行含水油管道HCC技术试验，并对试验结果进行了跟踪，效果良好。

对破漏管道进行了统计，从破漏次数看，出油管道、采出水管道破漏次数最多，分别占破漏比例的34%和31%。

从破漏频率看，采出水管道和清水管道破漏频率最高，分别为0.2 km-1和0.06 km-1。

对油田破漏管道进行分析研究发现，泄漏主要原因包括腐蚀穿孔、材料缺陷、第三方破坏、自然外力、施工质量及运营维护等。

据统计，油田管道破漏中腐蚀穿孔占到90%以上，是导致管道破漏的主因；其余因素比例相对较小，但造成的后果却
十分严重。

（1）采出水矿化度高，易造成管道电化学腐蚀。

长庆油田地层水水型主要以
CaCl2为主，兼有Na2SO4、NaHCO3等水型，地层水中普遍含有较高硫酸盐还原菌、腐生菌等细菌，其中Cl-浓度在10～100 g/L，对金属材质造成较大威胁。

硫化物浓度约为10～200 mg/L，增强了系统的腐蚀性。

总矿化度2×104～
15×104mg/L，远高于其他油田，高矿化度也加剧了系统腐蚀。

溶解氧浓度约为0.5～ 1.0 mg/L，加快了水体对金属离子的氧化作用。

硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌每毫升一般约为105～ 106个，细菌对系统具有一定的腐蚀能力。

这些原因
都导致地层水对设备和管材的腐蚀性增加。

（2）多层系叠合开发共用系统，造成垢下腐蚀严重。

长庆油田目前共开发延9、延10、长1、长2等10余套层系，除长4+5、长6、延9与延10外，其余层系均不配伍。

由于多层系叠合开发政策，不同开发层位油井位于同一井场，出油管道未分层集输，导致出油管道内结垢、结蜡严重，产生严重的坑蚀和点蚀。

（3）站外清水系统改注采出水，管网腐蚀破损严重。

随着油田开发综合含水率上升，油田采出水量不断增加，为了有效利用采出水，部分清水井转注采出水，就近将已建清水管网改注采出水，但未采用相应的内防腐措施，加之长庆油田采出水为高矿化度水，水中含有大量硫酸盐还原菌和腐生菌，这种特性的水极易造成设备和管线的腐蚀，以致清改污站外管网腐蚀破漏严重。

（4）自然外力破坏。

油区生态环境脆弱，水土流失严重，地质灾害频发，因地质条件引起的滑坡、崩塌等导致管道在运行过程中经常发生管体拉断、破损。

例如2015年在陕北发生的多起原油泄漏事件，3—5月份占到80%以上，其重要原因是黄土高原冬春季节气温变化，导致土层温度场改变，易产生应力变化，造成管线断裂泄漏。

另外，近几年陕北陇东地区退耕还林和梯田建设面积逐年扩大，造成管线路由选择受限也是其中因素之一。

（5）第三方破坏。

油区社会环境复杂，管道线路标识经常遗失或被损毁，导致其他项目在已建管道周边施工作业时无法判断管道的存在，频繁造成机械损坏。

个别地段管道埋深未达到设计深度要求，导致管道开挖或农业生产时被损坏。

另外，不法分子打孔盗油造成管道破损也十分严重。

（6）施工质量不佳及运营维护不当。

施工是工程质量的关键因素，施工队伍施工质量参差不齐，如果对管道焊口处理不当，在焊缝处易集中形成腐蚀原电池，出现“大阴极小阳极”结构，加速电化学腐蚀。

另外，对管道和输油设备的定期维护、更换、检测、评估体系不完善，导致隐患难以及时发现，甚至事后发现，也是管道泄漏的原因之一。

通过对长庆油田地面管道泄漏原因统计分析可知，含水油或采出水管线泄漏以腐蚀穿孔为主，第三方破坏在管线事故原因中占有的比例不可忽略[1]，具体分析统计
情况见表2。

（1）开展管线腐蚀评价。

根据相关规范，应用管道腐蚀检测及安全评估技术，对服役年限较长的管道开展腐蚀性评价，获得管道剩余强度和剩余寿命预测[2]。

同
时以检测报告结论为依据，综合考虑管道沿线水文地质、城乡规划、环境敏感区以及高后果区等因素，对隐患管道分三类进行治理：①对治理管道进行停输，内壁清洗干燥后，实施内防腐涂层或衬里技术；②对治理管道进行停输，对管段局部更换或局部进行路由调整；③对治理管道沿原路由进行整体更换，或对局部路由进行优化调整。

（2）针对性选择管道材质。

管道材质的选择遵循技术实用、性能稳定、安全第一、立足国内、节约投资的原则。

根据输送介质确定管材选用类别：输送介质为含水油和净化油时，以金属材质为主；输送介质为采出水时，以非金属材质为主。

金属管材选取首先保证满足管道要求的强度、刚性、抗开裂、止裂性能和可焊性，局部更换选用的管材与原母材保持一致，处于穿跨越段、高后果区等特殊地段管线可适当提高设计系数。

对于含硫化氢原油，根据检测结果，计算硫化氢分压后再选择管材。

同时，针对金属管材暴露的腐蚀严重程度、内防腐技术和阴极保护技术的局限性，可借助非金属管材的技术特点，在集输系统进行试验，积累具有应用前景的非金属管材[3]。

（3）采用内防腐技术。

长庆油田水质具有高含氧、高含氯离子和高矿化度等特点，另外，原油含水率的不断升高带来的高腐蚀状况已严重影响了管道的正常运行和使用寿命。

针对此情况，通过对管道内腐蚀评价后采取相应的内防腐技术可以减小腐蚀速率。

内防腐技术需进行多方案综合比较确定，跟踪使用效果，做到“推广一批，试验一批，储备一批”。

（4）采用阴极保护技术。

管道与其他阴极保护系统内管道交叉、同沟或近距离并行敷设时，应根据管道阴极保护检测数据进行干扰防护，可以采用在干扰管段附近安装锌阳极作为接地极，对管道进行排流防护。

当管道与110 k V以上交流输变
电通道交叉（交叉角度小于55°）或并行（间距小于50 m）时应对管道进行交流
干扰防护，交流干扰防护可以采用安装固态去耦合器的方式进行交流干扰防护。

（5）加强管道路由选择及水工保护。

针对黄土高原地形起伏较大、地貌比较破碎，以及水土流失严重的特点，管道选线时要综合考虑设计、施工、维护及周边环境影响等各方面因素，使选择的线路水力条件最佳，施工难度相对较小，运行维护较为方便，尽量不受城镇规划扩展和地方道路建设的影响。

所选择路由应消除应力集中和边坡不稳定对管线造成的隐患。

同时，要加强地貌恢复和环境整治等方面的防护措施，将水工保护与水土保持相结合，实现“保持回填土、疏导地表水、稳管护底、护坡护岸”。

各类管道是油气田地面系统中的重要组成部分，管道能否正常运行关系到油气田能否正常安全生产。

由于长庆油田地处湿陷性黄土地区，部分管道位于环境敏感区域，且灾害性自然环境对管道运行安全影响大，这些都是管道安全运行的不利因素，一旦管线泄漏将对周围居民及环境造成安全隐患。

另外，随着新“两法”修订后的颁布实施，国家及地方政府对环境质量和生态环境保护提出了更高的要求。

管道腐蚀问题是不可避免的，对管道隐患的主要威胁因素进行监测、检测、检验，最终达到持续改进、减少和预防事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的[4]。

【相关文献】
[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.
[3]赵小兵．非金属管材在油田集输系统的应用探讨[J].油气田地面工程，2010，29（8）：55-56.
[4]蒲明．中国油气管道发展现状及展望[J]．国际石油经济，2009（3）：27-33.。