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长庆油田地面管道泄漏原因分析及防治

对策

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