徐强① 吴建彬 高亚雄
长庆油田分公司第三采油厂盘古梁采油作业区 陕西省靖边县 718500
摘要：近年来盘古梁作业区部分管道出现使用年限短，腐蚀、结垢严重的情况，管线使用年限大大减少，严重制约作业区正常生产，且加大了安全环保风险。本文就是要分析造成这一问题的原因进行分析探讨，并制定有效的措施，延长管道使用年限。
关键词：管线使用年限；腐蚀；结垢
一、基本概况
盘古梁作业区目前共有各类原油集输管道387条408Km，其中服役年限大约10年的占30%，大于5年小于10年的占40，小于5年的占30%。2015年共更换管线28条，30.5Km，管线的更换大多是腐蚀和结垢引起的。且部分管线使用寿命仅仅一年左右，迫切需要采取措施，延长管线使用寿命。
盘古梁作业区2015年输油管道共发生97次破漏，部分造成较大范围的泄漏，一方面造成巨大的运行、成本压力；另一方面带来巨大的环保、舆论压力，尤其是新环保法实施后，矛盾越来越突出。
二、管道腐蚀结垢特点及影响因素
2.1管道腐蚀
2.1.1管道腐蚀特点
盘古梁作业区输油管线破漏绝大多数是因为腐蚀引起的，且破漏位置主要出现在管体。
图1 管线破损原因分类 图2 管线破损位置分类
盘古梁作业区输油管线大部分为20#钢材，管道的腐蚀全部表现为内腐蚀，主要是由于输送介质含有腐蚀性成分引起的，腐蚀表现为全管断的腐蚀，腐蚀呈现坑点状，在侏罗系油藏尤为明显，只要出现一次破漏，后面破漏将会频繁。
2.1.2管道腐蚀影响因素
（1）输送介质性质：管道腐蚀表现为高含水介质腐蚀速率大于低含水井，侏罗系大于三叠系。侏罗系原油硫化氢含量高，大大加速了管线的腐蚀速率，管线寿命最短的只有一年。
表1 部分腐蚀严重管线寿命统计表
（2）温度，物质在水溶液中的扩散速度加快和电解质水溶液的电阻降低，这些都会加速腐蚀电池阴阳两极的电极过程。有研究表明温度升高10℃，腐蚀速率提高30%。离井场越近，温度越高，管线的腐蚀速率越快，越容易破漏。
2.2管道结垢
2.2.1管道结垢特点
盘古梁作业区单井管线结垢主要部位为加热炉出口，一般在离加热炉300米外，结垢迅速减轻或消失。一般而言，含水越高结垢越严重。
2.2.2管道结垢影响因素
（1）温度对结垢的影响。
盘古梁作业区单井管线结垢以碳酸盐为主，当温度升高时碳酸氢钙分解产生碳酸钙沉淀，而且温度越高沉淀越多。
图3 溶解度随温度变化曲线
从上图中看出碳酸盐、硫酸盐溶解度随温度升高迅速降低。从现场实际实际情况看，确实如此，一般结垢都发生在加热炉出口300米内，且越靠近加热炉管线结垢越严重。
（2）地层水配伍性对结垢的影响。
在地层水中往往含有氯化钡、硫酸钠等可溶性盐，但两种可溶性盐的混合会产生硫酸钡沉淀，而且这种反应是十分剧烈的。2013年前盘古梁作业区盘二转油点结垢严重达到3mm/月，经化验为硫酸钡锶垢，且经过调整加药等一系列手段后未能见效。后发现新一管线结垢严重，通过分析盘42-29井嫌疑较大。后把盘42-29井改为拉油点后结垢明显减轻。怀疑盘42-29井套破导致地层水窜层，验套后发现果真套破。
结合上述影响因素，盘古梁作业区存在以下问题是导致管线腐蚀结垢问题突出的关键原因：
1、输送介质含水高，介质腐蚀性成分多，造成管线易腐蚀。
2、为防止结蜡随意提高原油输送温度（有些井组输油温度达到70℃以上）大大加速了管线的腐蚀速度。
3、原油输送温度过高，导致碳酸盐分的沉淀，是造成管线的结垢的主要原因。
4、随着套破井增多（因其隐蔽性，只有很少的部分被发现），导致硫酸钡锶垢的形成。
5、常规的加药对治理腐蚀、结垢效果并不理想。
以上是盘古梁作业区管线腐蚀、结垢的特点和造成管线结垢的主要影响因素。
三、治理对策
3.1采用内防腐技术
盘古梁作业区输油管道腐蚀主要为内腐蚀，内防腐实现了管线与输送介质的分离，将管线内壁保护起来实现了防腐。
冯71-85管线2011年投产，2013年管线因腐蚀频繁破漏，管线寿命仅2年；随机对管线进行了更换并进行了内防腐，2014年管线清垢时，打开管线中发现管线涂层完好，管线未有任何腐蚀迹象，直接验证了内防腐在防止管线内腐蚀的显著效果。因此在管线更换时应该加大内防腐的应用。
3.2阴极保护防腐
阴极保护技术是电化学保护技术的一种，其原理是向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流，被保护结构物成为阴极，从而使得金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制，避免或减弱腐蚀的发生。
两种阴极保护法：外加电流阴极保护和牺牲阳极保护。
（1）、牺牲阳极阴极保护是将电位更负的金属与被保护金属连接，并处于同一电解质中，使该金属上的电子转移到被保护金属上去，使整个被保护金属处于一个较负的相同的电位下。该方式简便易行，不需要外加电源，很少产生腐蚀干扰。
（2）、外加电流阴极保护是通过外加直流电源以及辅助阳极，是给金属补充大量的电子，使被保护金属整体处于电子过剩的状态，使金属表面各点达到同一负电位，使被保护金属结构电位低于周围环境。
3.3控制输油温度
输油温度过高一方面加剧了管线的腐蚀速率。另一方面造成了碳酸盐的沉淀，造成管线的结垢。
单井管线的清蜡应该以投清蜡球清蜡为主，最好实现冷输，若是原油蜡质析出较多，导致推球困难，考虑提高投球频次，或适当进行加温，建议将输油温度尽量控制在45℃以下。外输管线以下游站点接收温度确定外输温度，下游站点接收温度控制在25℃至30℃之间。
3.4非金属管材防腐
非金属复合防腐技术是通过各种原、辅料选择与配比，采用纳米改性方法，治理结垢、酸蚀、有机醇腐蚀、高压、弯应力等关键技术，解决高含水油井地面系统管材防腐技术发展的瓶颈问题。盘古梁作业区在新一井组至盘二转油点使用柔性复合管，使用至今运行正常。
3.5防止采出水不配伍带来的影响
目前盘古梁作业区全部实现了侏罗系、三叠系原油集输系统分系统运行，但是部分套破井可能带来的风险不能忽视，对于结垢严重系统，应该分析结垢来源，找出造成结垢的油井，消除套破井影响，从根本上消除造成结垢的根源。
表3 套破井治理后结垢情况统计
四、经济效益评价及结论
4.1经济效益
4.1.1内防腐
以Φ60×3.5管道计算，内防腐单价约为2万元/Km，管道成本约为10万元/Km，不计算管线泄漏带来的损失。若管线寿命为10年，延长2年寿命即可收回成本；管线寿命为5年，延长1年寿命即可收回成本；管线寿命为2年，延长5个月寿命即可收回成本。
4.1.2控制输油温度
不考虑降低输油温度延长管线寿命的效益，光从节能方面来计算：
目前盘古梁作业区年用气量在3000万方左右，直接用于原油加温的占到50%左右，原油初始温度大约为20℃，目前输油温度平均为60摄氏度，若将平均输油温度控制在45℃，则每年节约用气量563万方。
降低温度的前提是确保管线通球畅通，由于管线变形等因素每年大约导致50条管线通球不畅，按照每条管线治理成本2万元（特车、更换变形段管线、人工等），每年需发生费用100万元左右。
4.2结论
（1）、盘古梁作业区管线破漏绝大多数是管线内腐蚀造成的，内防腐效果、效益明显。
（2）、盘古梁作业区管线结垢主要受温度和地层水配伍性影响。
（3）、控制温度既是减缓管线结垢、腐蚀，延长管线寿命的要求，也能取得巨大的节能降耗收益。
（4）、清蜡应更多的应用投球的方式，而非提高输油温度的方式。
五、下步治理措施
5.1制定单条管线治理措施
各个井组含水、油品性质、管程不同，需要采取不同的方式进行管线的治理。具体思路如下：
（1）、高含水、油品粘度低的井组：采取冷输、投球的方式减缓腐蚀、结垢速度。
（2）、油品较为粘稠、需要加温：将温度控制在45℃左右，管线采用内防腐工艺，同时配合投球。
（3）、油品粘度受温度影响大，需要较高温度外输的：在侏罗系低中含水井组较常见，此类井组管线，外输温度控制在70℃以下，同时根据管线结垢情况定期对管线距离井场300米内进行物理清垢。管线采用内防腐，但是由于物理清垢导致防腐层破坏，在管线离井场150米处安装阳极油管保护器（阳极油管保护器保护范围一般在300米左右），采用阴极保护防腐。
图7 管道内防腐+阳极保护示意图
5.2严把施工关施
严把管道施工关：在施工过程一要确保管线埋深，管线埋深达到标准是降低管线运行温度的关键；二要内外防腐达标；三要管线焊接质量好，管线通球正常。
作者简介：
徐强：1985年11月出生，助理工程师，2008年毕业于中国石油大学华东，应用物理专业，现为长庆油田公司第三采油厂盘古梁采油作业区技术室工程组技术员。
论文作者:徐强①,吴建彬,高亚雄
论文发表刊物:《基层建设》2016年2期
论文发表时间:2016/5/31
标签：管线论文; 盘古论文; 作业区论文; 温度论文; 管道论文; 阴极论文; 寿命论文; 《基层建设》2016年2期论文;