付安庆，袁军涛，李轩鹏，陈子晗，李文升,，吕乃欣，范 磊，李 磊，李厚补，马卫锋，曹 峰，尹成先,，冯耀荣

(1.中国石油集团工程材料研究院有限公司，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室 陕西 西安 710077)(2.西安三环石油管材科技有限公司 陕西 西安 710077)

0 引 言

随着我国油气资源开发向“深、低、海、非”方向发展，油气开发和生产工况环境日益复杂苛刻(如高温、高压、高含H2S/CO2、细菌等)，加之部分油气田开发进入中后期，大量采用酸化压裂、CO2驱、空气泡沫驱、聚合物驱等增产技术引入了新的腐蚀问题，导致油气管道腐蚀泄漏问题非常突出，严重影响油气资源安全高效开发和输送。油气田地面管道是油气田地面系统各单元之间的联通线，具有点多线长面广、管径不一、结构复杂、输送介质腐蚀性高、管道腐蚀失效频发等特点。油气田地面管道材质主要有金属管(碳钢、不锈钢等)、非金属管(玻璃钢、柔性复合管等)、复合管(金属-金属、金属-非金属、非金属-非金属)，地面管道主要采用缓蚀剂、涂层、双金属复合管、非金属管等防腐技术。据统计，我国陆上某A油田地面管道近90%失效是腐蚀引起的，陆上某B油田地面管道97%失效是腐蚀造成的，海上某C油田海底管道近50%失效是腐蚀引起的。“11·22”黄岛输油管线因腐蚀失效导致爆炸事故给石油天然气工业的安全生产和运行再次敲响了警钟，自2015年新的《环境保护法》和《安全生产法》颁布以来，油气管道腐蚀失效不仅造成油气损失等经济问题，更重要的是引起环境和安全问题，油气管道腐蚀防护也受到了前所未有的关注和重视。

本文围绕油气田地面管道内腐蚀现状及防腐技术，从油气田不同类型材质地面管道典型腐蚀失效案例入手，分析内腐蚀特征及其研究情况；然后重点介绍了我国油气田地面管道在内腐蚀控制技术和内腐蚀治理技术的原理、研究进展、现场应用效果等，最后分析了油气田地面管道内腐蚀面临的难题和挑战。

1 油气田管道典型内腐蚀失效案例

1.1 碳钢管道失效

1.1.1 碳钢管道腐蚀穿孔失效

某天然气公司采用符合GB/T 9711—2011的Φ406.4 mm×7.1 mm L360M焊接钢管作为液化天然气输送管道，管道运行温度为-15～25 ℃，运行压力为3.6 MPa。2017年管线铺设完成，经强度和严密性试验后，闲置约1 a，2018年该管线投产后不足1 a，在管道6点钟方向连续出现2次腐蚀穿孔，穿孔位置间隔1.5 m左右，管道内壁局部腐蚀宏观形貌如图1所示。

图1 L360M管道内壁局部腐蚀宏观形貌

管道内壁沉积大量的Fe2O3腐蚀产物，在失效位置管道壁厚出现明显减薄，并在周围观察到明显蚀坑。其失效原因为管道强度、严密性试验结束后，管道内的积水未及时清理干净，导致管道发生局部腐蚀，随后在天然气输送过程中导致腐蚀产物在管道6点钟方向堆积，腐蚀产物的沉积进一步加速了蚀坑内的自催化局部行为，进而引起管道急速失效。在实验室内的模拟天然气管道全寿命周期内的腐蚀行为，结果表明，在腐蚀产物沉积条件下，管道内壁的点蚀生长速率高达5.42 mm/a。

1.1.2 碳钢管道应力腐蚀开裂失效

某油田集气支线采用符合GB/T 9711—2011的Φ406.4 mm×8 mm L360QS无缝钢管输送含硫天然气，管道平均运行压力为5.27 MPa，焊接工艺为氩弧焊打底，手工焊盖面。该管线建设投产运行3 a在环焊缝部位发生多起开裂，如图2所示。管道设计时考虑抗硫环境为SY/T 0599—2006 SSC 1区(955 mg/m3)，实际运行中H2S含量远超过设计值，约为2 184～8 201 mg/m3。环焊缝开裂为脆性断口，开裂区呈现多源特征，源区开裂面内侧有轻微放射状花样，且放射状花样收敛于环焊缝内表面，说明裂纹起源于环焊缝内表面，在断口源区和扩展区发现较多S元素。其失效的根本原因是高含H2S湿气造成的硫化物应力腐蚀开裂(SSC)，其次是管道采用弹性敷设，管道整体受到较大的弯曲应力。现场和实验室检测分析结果表明：约有20%的环焊缝存在错边和圆形缺陷，环焊缝6点钟位置最大残余应力为346 MPa，环焊缝现场服役3 a后相对未服役冲击功下降20%～50%，抗拉强度平均下降10%左右，硬度平均升高17.8%，这主要是在H2S作用下氢致损伤造成环焊缝性能退化。

图2 L360QS无缝钢管环焊缝在高含湿H2S环境中的应力腐蚀开裂

1.2 2205双相不锈钢管道失效

1.2.1 2205双相不锈钢管道腐蚀穿孔失效

某高压气田采气管线材质为2205双相不锈钢，规格Φ273 mm×11 mm，环焊缝采用氩电联焊焊接，氩弧焊焊丝型号为AWS ER2209，手弧焊焊条型号为AWS E2209，2013年关井停产后管线长期处于停输状态，未清管吹扫，积水中氯离子浓度70 060 mg/L，不含硫化氢。停输4 a后试压发现，该管线在低洼处存在穿孔点，位于环焊缝9点钟方向，如图3所示，恰处于管内积水的水线位置，另一侧水线虽未穿孔但也出现明显腐蚀坑，管体内壁未见腐蚀。其穿孔失效是由环焊缝内腐蚀所致，引起腐蚀的主要原因为水线及水线以下管体和焊缝因氧气和二氧化碳等腐蚀介质的浓度差导致水线附近电极电位升高，耐蚀性相对较差的焊缝在水线附近优先发生腐蚀，积水中高浓度的氯离子破坏了不锈钢的钝化膜，而长期积水使腐蚀环境恶化加速腐蚀。

图3 2205双相不锈钢管道在高浓度Cl-地层水中水线腐蚀穿孔

1.2.2 2205双相不锈钢管道应力腐蚀开裂失效

某油田天然气处理站集气汇管底部的排污接管本体端面出现腐蚀坑，渗透检测发现坑底存在枝状裂纹，如图4所示。该接管材质为2205锻件，壁厚约45 mm，运行压力14 MPa，运行温度约40 ℃，输送介质为湿天然气，Cl-浓度约为60 000 mg/L，含砂。其发生腐蚀和开裂的首要原因是材料质量问题，即存在大量非金属夹杂物和有害析出相造成材料韧性和耐蚀性下降，次要原因是腐蚀环境恶化，即含水率上升、Cl-浓度增大和积水积砂促进腐蚀发生，最终在两者共同作用下产生腐蚀坑，并以坑底非金属夹杂物为裂纹源，发生枝状开裂失效。

图4 2205双相不锈钢接管在高浓度Cl-污水中应力腐蚀开裂

1.3 双金属复合管失效

1.3.1 双金属复合管腐蚀穿孔失效

某海上油田X65+316L双金属复合管海底管道铺设完成放置6个月后，发现海水倒灌致使复合管内发生腐蚀，衬层(316L)靠近堆焊层(625合金)处存在大量腐蚀坑，蚀坑深度最大达9.37 mm，如图5所示。材料理化分析(化学成分、金相组织)发现X65+316L复合管的化学成分和金相组织符合技术规格书的要求，但是堆焊层与内衬层连接处存在明显的化学成分浓度梯度和组织差异，这使得靠近堆焊层的内衬层一侧存在较高的点蚀敏感性和电偶腐蚀敏感性。与DNVGL-ST-F101中关于316L、625合金耐原海水腐蚀的描述相符合，316型奥氏体不锈钢不耐原海水腐蚀，浸泡试验表明原海水会诱发316L不锈钢的局部腐蚀，一旦316L内衬层穿透后，原海水进入内衬层与基管的夹层空间，在缝隙和电偶的双重加速作用下，腐蚀速率提高1～2个数量级，从而导致基管的快速溶解。因此，原海水是导致X65+316L复合管腐蚀的主要原因，并且进入内衬层与基管夹层中的原海水难以通过气体吹扫或液体置换而排出，滞留海水严重缩短复合管的剩余寿命(预估为1～2 a)，对复合管后期运行造成极大威胁。

图5 X65+316L双金属复合管焊缝部位内腐蚀失效

1.3.2 双金属复合管开裂失效

某气田集气干线为L415+316L双金属复合管，规格Φ508 mm×(14.2+2.5)mm，管道设计压力为16 MPa，运行压力一直保持在13 MPa以内，焊接工艺为钨极氩弧焊+手工电弧焊。该集气干线投产运行75 d后在环焊缝部位发生开裂，如图6所示。失效管段碳钢基管无明显塑性变形，属脆性开裂，覆层被撕开，有明显塑性变形，环焊缝开裂扩展区开口方向与基管坡口角度一致。从失效环焊缝金相及显微硬度试验中可以看出，复合管环焊缝过渡焊组织出现了较多马氏体，是典型的硬脆组织，硬度值超过350 HV10。该失效环焊缝在根焊、过渡焊、封焊、填充焊分别采用了不同的焊材，特别是在过渡焊(不锈钢材质)上面进行填充焊(碳钢材质)，使得在过渡焊和填充焊相熔的区域，形成了中合金焊缝，这种中合金焊缝在快速冷却下，极易产生硬脆的马氏体组织，这在金相组织和硬度测试中得到验证。因此，复合管环焊缝开裂主要是由于环焊缝中过渡焊存在高硬度的马氏体组织导致的。

图6 L415+316L双金属复合管环焊缝开裂失效

2 油气田地面管道内腐蚀研究问题及建议

油气田地面管道常用的管材有普通碳钢、耐蚀管材、双金属复合管、非金属管、涂层管等，但从长度比例上来看，主要还是普通碳钢管道，而且失效形式主要为局部腐蚀穿孔。通过对我国油气田大量地面管道失效进行分析和规律统计，总结了碳钢管道局部内腐蚀穿孔研究需要关注的几个热点问题。

2.1 管道内腐蚀穿孔

油气田地面管道内腐蚀失效90%以上发生在4～8点钟(特别是6点钟左右)位置，主要表现为局部腐蚀(穿孔)。很多实验室挂片模拟试验往往不能还原现场局部腐蚀穿孔，而且大多数实验室模拟结果为轻度均匀腐蚀，与现场实际严重不符。分析原因主要因为实验室模拟试验试样表面状态、试样几何形状、介质流型流速、腐蚀性介质含量、试验周期等与现场存在差别。尽管腐蚀性介质(H2S、CO2、Cl-、SRB等)是引起腐蚀的根本因素，但决定性因素是管道底部沉积物(油泥、泥沙、腐蚀产物等)，其腐蚀失效形式是沉积物下的局部腐蚀。因此，对于油气田地面管道腐蚀失效实验室模拟，除首先考虑腐蚀介质含量外，更重要的是需要考虑保留试样原始表面状态、表面覆盖沉积物(油泥、泥沙、腐蚀产物等)，重点控制覆盖沉积物的结构、组分、比例、厚度。此外，在可能的情况下，设计更大尺寸的腐蚀挂片试样，同时试验周期考虑延长，在15～30 d的基础上，增加到60、90、180 d等。

2.2 管道防腐选材

在油气田地面管道选材设计中，涉及到的常见碳钢管材有16Mn、20#、20G、L245、L360等，在油田现场服役不同年限发生腐蚀失效后，这几种碳钢管材的腐蚀性能差异受到关注。很多研究往往通过对比这几种碳钢在化学成分、微观组织、力学性能、晶粒度等参数存在的差别分析其存在的腐蚀差异性。实际上，根据这几种碳钢管材现场服役情况和实验室模拟试验结果来看，其腐蚀性能存在一定的差异，但没有实质性倍数和数量级的区别，而且就目前的研究分析来看，很难找到这些碳钢腐蚀性能与以上参数的内在联系。

此外，油田现场地面管道腐蚀穿孔频发，而实验室失效分析结果往往是管材各项指标合格，既然管材合格为什么发生穿孔，这也是油气田现场技术人员关注的一个问题。管材是否合格主要是按照GB/T 9711标准判断，该标准主要规定了几何尺寸、化学成分、微观组织、力学性能、表面状态等进行判定，标准并没有对管材(局部)腐蚀速率做要求，因为每个油田(区块)的环境千差万别(CO2、H2S、Cl-、温度、流速等)，很难给出统一的、具体的数值标准。建议可参考NACE TM 0177抗硫标准，选一个统一的相对极端的环境工况进行管材(局部)腐蚀速率评价，作为推荐性参考；也可结合各油田实际腐蚀介质环境，制定包括腐蚀速率要求的企业标准或者订货技术条件。

2.3 管道腐蚀与流速关系

流速对油气管道的腐蚀行为及机理影响非常复杂，涉及到介质相态、流速大小、流型、相含率、管道几何形状、管道表面状态等。对于油田的原油管道，其流速普遍偏低，某油田统计了2008～2011年期间原油管道腐蚀穿孔与流速的关系：流速<1 m/s，腐蚀穿孔次数1 457次；流速1～2 m/s，腐蚀穿孔次数269次；流速>2 m/s，腐蚀穿孔次数30次。另一某油田统计了2017～2021年期间集油管道腐蚀穿孔与流速的关系：流速<0.8 m/s，腐蚀穿孔次数2 274次；流速0.8～2 m/s，腐蚀穿孔次数411次；流速>2 m/s，腐蚀穿孔次数83次。某些油田由于其产量降低，部分原油管道采用间歇式输送(“歇”的状态管内流速为0 m/s)，现场发现这类管道腐蚀非常严重。结合以上油田现场统计的原油管道腐蚀穿孔频次与流速的关系可以得出，流速越小对应的腐蚀穿孔次数越多，主要是因为在低流速状态下，管道内流体处于层流，且流速越低，油水分离越严重，管道内的固体物沉积越充分[1]。以上解释仅适用于较低流速的油田原油管道，对于高流速、高含砂的原油和天然气管道不适用。

2.4 管道腐蚀与Cl-关系

油田地面管道发生腐蚀后，往往将失效原因归结为高Cl-地层水引起的，认为Cl-含量越高，腐蚀速率越高，发生腐蚀穿孔的速度越快。碳钢的腐蚀与Cl-是相关的，但是不是正相关或线性相关尚不明确。F.M.Sani等人[2]探究NaCl对于碳钢在CO2腐蚀环境中Cl-浓度对腐蚀速率的影响，研究发现腐蚀速率先增加后减小，因而不能将碳钢管道的腐蚀穿孔失效都归结为高含Cl-的地层水。对于不锈钢管道，Cl-浓度与不锈钢点蚀击破电位之间呈对数正相关[2]，Sunaba等人探究了Cl-浓度对于13Cr、超级13Cr以及15Cr不锈钢腐蚀速率的影响，结果表明在180 ℃时几种材料随着氯离子浓度(>1 000 mg/L)增加均匀腐蚀速率增加；但是在150 ℃除了13Cr腐蚀速率随着氯离子增加而增加外，超级13Cr和15Cr腐蚀速率几乎与氯离子浓度不相关[3]。此外，点蚀是在金属上产生小孔的一种极为局部的腐蚀形态，经常发生在具有自钝化性能的金属或合金上，即钝化膜破坏后引起的局部腐蚀。对于Cl-对碳钢引起的腐蚀可能用局部腐蚀更为合适，局部腐蚀的出现主要与腐蚀环境及表面产物膜防护作用密切相关。建议对油田地面管道常用的管材，如16Mn、20#、20G、L245(不同热处理状态)、L360(不同热处理状态)、不锈钢(316L、2205)等管材在某一特定温度及CO2、H2S环境下，测试不同Cl-浓度(0.5×104、1×104、3×104、5×104、7×104……17×104mg/L)下的腐蚀速率，特别是局部腐蚀和点蚀速率，为油气田地面管道选材和评价提供数据支持。

2.5 管道缓蚀剂评价

实验室评价缓蚀剂通常采用配置的模拟地层水(无其他药剂)，而现场管道内的地层水(往往还加有阻垢剂、破乳剂、杀菌剂等药剂)与实验室配置的模拟地层水存在差异，在缓蚀剂与阻垢剂、破乳剂、杀菌剂配伍的前提下，这些药剂对缓蚀剂的缓蚀率是正影响(+)、无影响(0)、还是负影响(-)，以及影响程度目前尚不清楚。建议考虑取现场管道地层产出水(含一种或者多种药剂)与实验室配置的模拟地层产出水(无其他药剂)同时开展缓蚀剂的缓蚀率对比评价，看是否有影响及影响程度。其次，建议开发“一剂多效”的油田化学助剂，可以减少加注的频次和不配伍的风险。

在进行缓蚀剂筛选评价试验时，SY/T 5273等缓蚀剂评价标准均有2个指标，缓蚀率指标(>80%)或者腐蚀速率指标(< 0.076 mm/a)。缓蚀剂评价指标的选择需要结合实际情况：一种情况是空白腐蚀速率特别高时，加注缓蚀剂后腐蚀速率很难达到< 0.076 mm/a，建议采用缓蚀率指标；另一种情况是空白腐蚀速率特别低时，加注缓蚀剂后缓蚀率很难达到>80%，建议采用腐蚀速率指标。在缓蚀剂评价筛选时，缓蚀剂的缓蚀率或腐蚀速率达标，但发生了严重的局部腐蚀，建议缓蚀剂评价标准中将局部腐蚀速率作为评价缓蚀剂的指标。

3 油气田地面管道内腐蚀控制技术

3.1 地面管道选材

油气田地面管道的选材一般考虑介质特性、运行工况、服役寿命和环境特点等因素，经技术经济比选后确定。油气田地面管道通常根据输送介质中H2S分压、CO2分压将工况分为常规(H2S分压<0.000 3 MPa,且CO2分压<0.05 MPa)、含CO2(H2S分压<0.000 3 MPa,且CO2分压≥0.05 MPa)、含H2S(H2S分压≥0.000 3 MPa,且CO2分压<0.05 MPa)、含H2S/CO2(H2S分压≥0.000 3 MPa,且CO2分压≥0.05 MPa)4大类，在此基础上，结合管道运行温度和压力，形成的油气田地面管道选材推荐如表1所示[4-5]。由表1可以看出，主要的管材包括碳钢、低合金钢、非金属和不锈钢等。由于非金属管的关键性能受管道运行温度和压力的影响比较显著，因此要充分考虑不同非金属材料的环境适用性[6]，在后面章节将进行详细描述。NACE MR0175/ISO 15156标准为碳钢、低合金钢及耐蚀合金在含H2S环境中抗硫化物应力腐蚀开裂选材提供了选材指导，但对于油气田地面管道失效，主要是腐蚀尤其是局部腐蚀所诱发的泄漏是油气田地面管道的主要失效方式。因此，对于碳钢和低合金钢管道而言，需要对腐蚀风险进行评估以确定是否需要加注缓蚀剂或者施加涂层来进行防腐。Ueda等[7]认为在低于150 ℃的CO2/H2S环境中，碳钢和低合金钢加上缓蚀剂，就可以有效地控制腐蚀。但是当“癣状腐蚀”和“台地腐蚀”等局部腐蚀显著时，无法通过缓蚀剂来控制局部腐蚀[8]，可选择使用耐蚀合金或双金属复合管。基于大量的试验研究和应用实践，我国西部油气田在温度高于60 ℃的含CO2工况中，推荐选用316L、2205或者以它们为衬层/覆层的复合管，但由于316L和2205在含H2S环境中的应用极限较低，它们在含H2S环境中的应用受到限制，则推荐用825合金来替代。

表1 油气田地面管道选材推荐表

3.2 缓蚀剂

缓蚀剂是油气田地面管道系统重要的内防腐技术之一，目前常用的缓蚀剂类型为吸附膜型，如喹啉季铵盐类、炔氧甲基季铵盐类、咪唑啉季铵盐类、咪唑啉曼尼希碱类，其缓蚀机理为分子中的N、P、S、O等带孤对电子的原子与铁形成配位键，吸附在金属表面，形成一种很薄的保护膜，从而抑制腐蚀过程。缓蚀剂在油气管道应用效果与现场腐蚀参数密切相关，温度、压力、流速、H2S含量、CO2含量、是否含氧、矿化度等环境因素对缓蚀剂的影响非常显著。当温度和流速较低时，主要选择咪唑啉缓蚀剂，在金属表面能形成致密的表面膜，具有优异的防腐性能；当温度升高或者流速较高时，流体脱附能力加剧，需选择吸附性能更强的缓蚀剂，例如曼尼希碱、喹啉季铵盐等；各类增产技术导致氧气进入井筒注采和地面管道系统，造成氧腐蚀，相对于H2S和CO2，含氧环境下常规缓蚀剂的吸附性能大大降低，因此，当地面管道系统中含氧时，一方面添加除氧剂与氧结合，降低氧分压；另一方面选择快速成膜的抗氧缓蚀剂，在氧腐蚀发生前与金属快速结合，形成有效的防护膜。此外，缓蚀剂的理化性能对其现场应用效果影响很大，如pH值、凝点、闪点、溶解性、乳化倾向、配伍性等，理化性能指标不合格往往会造成缓蚀剂起泡、分层、不溶解、不配伍、冻堵、无缓蚀作用等。

综上所述，缓蚀剂防腐是一个系统工程问题，缓蚀剂的理化性能和缓蚀率达标是基础，现场应用技术才是关键。缓蚀剂在油气田现场应用应从选型及评价、清管及预膜、加注工艺、缓蚀效果评价等方面出发，综合提升缓蚀剂现场应用效果。第一，对于缓蚀剂选型及评价，需要结合管输流体的特性及腐蚀参数，选择合适的缓蚀剂类型(水溶型、油溶型、水溶油分散型、油溶水分散型)，再依据SY/T 5273或SY/T 7025标准对缓蚀剂的理化性能和缓蚀性能进行评价；对于实验室评价缓蚀性能特别要注意模拟溶液的除氧、试验前后试样表面处理以及缓蚀性能评价指标等。第二，对于管道清管及预膜，需要重点考虑清管器的过盈量、清管次数及清出污物量、预膜缓蚀剂类型、预膜缓蚀剂用量、预膜速度等。第三，对于缓蚀剂加注工艺，首先需要考虑缓蚀剂加注点，直接影响目标管道的保护范围，缓蚀剂加注点尽量设置在碳钢管线的首端，气液混输时应兼顾考虑气液两相，同时加注点应考虑与其他药剂(杀菌剂、絮凝剂、破乳剂)的加注顺序，此外对于加注设备应选择与现场加量匹配的加药泵，气管线选择带有雾化器的加药装备。第四，缓蚀剂效果评价，缓蚀剂现场应用效果评价技术主要有腐蚀监测、腐蚀检测、水分析、缓蚀剂残余浓度等多种方法，其中腐蚀监测主要有腐蚀挂片、电阻探针、氢探针、FSM等；腐蚀检测主要有超声波、超声导波、氢通量等；水分析主要包括采出水腐蚀性分析、铁离子含量监测分析等；缓蚀剂残余浓度检测是通过红外光谱、紫外光谱等技术检测管线末端的缓蚀剂残余浓度，及时对缓蚀剂加量进行调整。以上方法均能间接或直接反应缓蚀剂的现场应用效果，但是往往单一的评价技术难以真实地评价缓蚀剂现场应用效果，因此必须多个方法相结合联用，综合评价缓蚀剂的现场应用效果。

3.3 内防腐涂层

油气田管道内防腐涂层主要有液体环氧和熔结环氧粉末两大类，涂料性能、涂装施工、质量检验、现场补口等技术要求参见SY/T 0457—2019《钢制管道液体环氧涂料内防腐技术规范》以及SY/T 0442—2018《钢制管道熔结环氧粉末内防腐层技术标准》。内防腐涂层主要失效形式为涂层鼓包、涂层脱落、涂层针孔、涂层开裂4大类。内防腐涂层管道主要采用工厂单根预制形式，由于喷砂除锈、喷涂等工作在工厂开展，质量可检、可控，从源头保证了涂装质量。但内涂层管道现场连接施工直接影响涂层内防腐的连续性和完整性，因此，内防腐涂层现场补口已成为制约管道内防腐涂层技术发展应用的主要瓶颈。油气田管道内防腐涂层现场补口工艺如图7所示，以下重点介绍其技术特点。

图7 管道内涂层防腐现场补口工艺

3.3.1 内补口机补口技术

内补口机补口技术主要采用自动补口机对管道焊接完毕后的焊口部位进行内表面处理(焊缝余高及表面粗糙度)、涂料补口涂覆、内表面宏观摄像检测(外观形貌)和内涂层质量检测(涂层厚度检测和电火花漏点检测等)。自动补口机由具有不同功能的作业小车组成，如图7(a)所示。小车之间通过非固定方式连接，可在一定角度内摆动，实现整机过弯。功能全面的自动补口机能够携带动力和涂料，通过综合定位系统和摄像头人工控制，一次完成焊口定位、喷砂除锈、磨料回收、涂料喷涂、质量检测等一系列作业。内补口机补口相关技术要求可参照SY/T 4078—2014《钢制管道内涂层液体涂料补口机补口工艺规范》。目前该技术在油气田大口径管道(>DN200)方面应用较为成熟，但针对小口径管道(

3.3.2 耐蚀合金接头技术

耐蚀合金接头技术包括不锈钢接头技术和管端复合管技术。不锈钢接头技术是在工厂端先将碳钢管两端焊接不锈钢短节，再开展内涂层施工，现场采用不锈钢焊接方式进行连接。管端复合管技术是在工厂端先在碳钢管管端内壁复合一层耐蚀合金，再开展内涂层施工，现场采用双金属复合管焊接方式进行连接。管端复合管技术主要有机械复合和冶金复合，分别如图7(b)和图7(c)所示。机械复合是指在管道两端内衬一段不锈钢管短节，采用机械复合的方式将外层碳钢管与不锈钢复合，并在管端封焊。冶金复合是指在管道两端内壁堆焊一段耐蚀合金层，管端碳钢与耐蚀合金通过冶金结合方式复合。由于内涂层距离焊口仍有一定距离，可防止现场焊接高温对管道内涂层破坏。焊口附近采用耐蚀合金防腐，故无需进行内涂层补口。现场应用方面，相对常规碳钢焊接，该技术对焊接质量控制要求高，焊接效率较低；对于大口径管道或者弯头弯管，整体采用不锈钢接头连接或者选用不锈钢弯头弯管，材料成本较高。

3.3.3 内衬滑套技术

内衬滑套技术是在现场作业过程中在钢管焊口处安装内衬保护滑套，如图7(d)所示。滑套两端用管道专用胶连接，使内涂层与滑套完整连接；内置O型密封圈密封，防止腐蚀介质进入滑套和钢管之间环形空间发生腐蚀；滑套外表面的隔热层有效隔绝焊接高温对涂层的破坏。该技术采用常规碳钢焊接，焊接要求较低，但是内置滑套减小了管道焊口处内径，造成管道缩径，影响通球清管。

3.3.4 外接箍无损焊接技术

外接箍无损焊接技术是工厂端先在碳钢管两端分别焊接碳钢材质外接箍公头和母头，再对管道内壁整体进行内防腐层涂覆，无需预留焊接补口位置，如图7(e)所示。现场焊接作业时，将外接箍进行焊接，内部原碳钢管通过内置于母头的密封圈实现过盈密封，外接箍与原碳钢管道外壁之间形成一中空隔热层，隔热层可有效防止焊接高温对管道内涂层的破坏。该技术由于采用碳钢材质外接箍焊接的方式，管道无缩径，方便通球清管，常规碳钢焊接即可完成焊接作业，施工要求低。现场应用方面，当现场地形复杂时，钢管之间公头与母头对接要求较高，其长期服役密封性有待进一步验证。

3.4 非金属复合管

非金属管具有耐腐蚀、抗结垢结蜡、流体摩阻低、电绝缘、质量轻、使用寿命长等优势，已成为油田地面管道防腐的重要解决方案，在油气输送和注水等工程中得到广泛应用。据统计[9]，截止2020年底仅中国石油已应用各类非金属管超过40×104km，约占地面集输管道总量的13%，其中部分油田用量已超过20%。国内外油气田常用的非金属管可以分为塑料管、增强塑料管和内衬管三大类，具体分类情况如图8所示。

图8 油气田常用非金属与复合材料管的分类

塑料管通常采用热塑性塑料为基材，包括聚乙烯(PE)、氯化聚氯乙烯(CPVC)和聚丙烯(PPR)等，这类产品已大规模应用于市政给排水、天然气分输和建材等领域，在油田主要应用于一些站内低压环境(压力通常不超过1.6 MPa)，如站内加药、输水管线等，在管线内穿插修复用管中也有部分应用。增强塑料管是油田中用量最大、范围最广的非金属管。增强塑料管可分为增强热固性塑料管和增强热塑性塑料管2种类型。

增强热固性塑料管是以热固性树脂(环氧树脂、不饱和聚酯树脂等)为基体，采用玻璃纤维为增强材料制备而成。目前国内油田常用产品类型包括玻璃钢管(玻璃纤维增强热固性树脂管)和塑料合金复合管(即以塑料为内衬的玻璃钢管)。增强热塑性塑料管以热塑性塑料(PE、PEX等)为基管，采用有机纤维、钢丝/带为增强材料制备而成。目前国内油田常用的产品包括钢骨架增强聚乙烯复合管(包括连续和定长2种形式)和柔性复合高压输送管(有机纤维增强热塑性塑料、RTP管)。增强塑料管的使用压力相对较高，部分管材已达32 MPa以上，可广泛用于地面集输、注水等管线。

内衬管包括两种形式，即以非金属作为内衬的钢管和以不锈钢为内衬的玻璃钢管。非金属内衬包括PE、陶瓷、复合材料等，以此为内衬的钢管主要用于井下油管；以不锈钢为内衬的内衬管主要应用于地面油气集输。

油田应用较多的非金属管为玻璃钢管、塑料合金复合管、钢骨架增强聚乙烯管和柔性复合高压输送管等，不同管之间的优缺点对比见表2。

表2 不同类型非金属管的优缺点对比

虽然非金属管具有优异的耐腐蚀性能，但在应用过程中，仍然发生一些失效事故。特别是非金属管的多样性、材料的复杂性以及现场工况条件的差异性，使得非金属管暴露出一些突出的问题。据统计[10]，非金属管的失效类型以管体失效、接头失效和机械损伤为主；按非金属管材类型统计，玻璃钢管失效比例最高(50%)，其次为塑料合金复合管(占26%)；按失效类型分析，管体泄漏失效比例最高(49%)，其次为接头泄漏失效(31%)。从失效原因来看[11]，玻璃钢管的失效多是因树脂缺失、螺纹参数不合格、运输及施工过程中的机械损伤导致的，塑料合金复合管则多是由于内衬材料与输送介质不相容所致，钢骨架复合管和柔性复合管则多是因管材耐温性与现场工况不匹配所导致的。由此来看，非金属管材在耐温性、与油气相容性、施工规范性等方面存在的问题较为突出。除此之外，连接部位失效(如断脱、泄漏等)也是非金属管在应用过程中主要的失效风险，是当前亟需解决的关键问题。

3.5 双金属复合管

双金属复合管作为一种兼具耐蚀性和经济性的复合管材，既有碳钢(外层)优良的经济性，又有耐蚀合金(内层)优异的耐腐蚀性。据报道[12-14]，双金属复合管相对耐蚀合金纯材管成本降低50%～70%，已在石油天然气、化工、海底管道等工业领域得到推广应用[15]。根据双金属界面结合方式的不同，双金属复合管分为机械结合复合管(衬里复合管)和冶金结合复合管(内覆复合管)[15-16]。目前，双金属复合管主要应用在中石油塔里木高温高压气田、中石化普光气田、中海油崖城等，应用产品大多数为机械复合管，仅普光大湾区、崖城13-4气田有少量冶金复合管件的应用。

机械复合管通常基层为碳钢无缝管，内衬层为耐蚀合金焊管，采用液压、爆炸水压、滚压等生产工艺，具有生产工艺简单、成本低的特点；但由于基层与衬层结合方式为机械结合，结合强度仅为几个MPa，在实际使用过程时易产生内衬层塌陷、鼓包等问题，同时由于层间间隙的存在，在对接焊时需要在管端内层堆焊10 cm左右，以避免焊缝处气孔的产生，一定程度上增加了焊缝的数量，降低了焊缝的可靠性。

冶金复合管包括冶金复合板焊管与冶金无缝复合管两类，市场主流产品为冶金复合板焊管，板材选用爆炸或轧制冶金复合板，进而通过JCOE或UOE等成型方式生产直缝焊管或通过卷管机生产螺旋焊管，适宜生产中大规格复合管，受限于成型技术无法生产Ф160 mm以下规格；冶金无缝复合管则可采用离心浇铸、内堆焊、压熔锚合等多种不同生产工艺，目前尚未形成大规模生产线，仅内堆焊工艺制造的冶金复合管件有少量应用。与机械复合管相比，冶金复合管具有结合强度高的优点，其生产工艺较为复杂、效率较低、成本较高等不足。

针对油气地面管道用双金属复合管的焊接问题，其现场焊接工艺经过了多年的发展逐步成熟。早期应用的机械复合管从开始的309封焊-316L打底-309过渡-碳钢盖面的工艺，逐步发展为309封焊-316L打底-309过渡-不锈钢盖面的工艺，以上工艺由于涉及不同焊材的熔合，易造成封焊、根焊或盖面处硬度的超标，因此早期的机械复合管焊缝容易产生开裂。经现场实践和实验室工艺研究，现在机械复合管多采用端面内堆焊的方式，而焊接工艺也由原来的多种焊材变为采用单一镍基焊材焊接的方式，与早期焊接工艺相比，采用堆焊-镍基合金焊接的方式可靠性更高。冶金复合管由于层间不存在间隙，不需要机械复合管管端内堆焊的工艺过程，采用镍基合金打底-过渡-填充-盖面的方式，可有效保证环焊接的可靠性和焊缝质量。四川油建、新疆油建、管道局等施工单位已针对该焊接工艺开发了自动焊接设备，大幅提高了现场作业效率。

为解决现有冶金复合技术工艺复杂、成本高的问题，工程材料研究院基于对冶金复合技术的科研攻关及大量试制，开发了基于径向力约束的冶金无缝双金属复合管真空爆炸复合+无缝管成型的制备技术，并通过其界面元素互扩散行为和碳化物析出行为阐明了其界面强化机制，该技术突破了现有爆炸复合工艺对管材的局限，可实现基层碳钢无缝管与内覆层耐蚀合金无缝管的冶金结合，避免了复合板焊管的直焊缝或螺旋焊缝问题，解决了复合板焊管无法生产小口径的难题，实现了冶金无缝双金属复合管的低成本生产制造。产品综合性能满足API Spec 5LD—2015、GB/T 37701等相关标准要求，基层与内覆层结合强度超过300 MPa，优于现行标准要求(200 MPa)，产品生产成本低于冶金复合板焊管，在中小口径(<Ф219 mm)复合管方面具有显著的优势。该产品已在长庆油田示范性应用3.2 km，应用产品为L245N+316L管道，应用产品规格为Ф89 mm×(4.5+1.5)mm和Ф159 mm×(5+1.5)mm。

与碳钢、碳钢+缓蚀剂、耐蚀合金无缝管相比，虽然双金属复合管一次性投资较高，但从管道的全生命服役周期来讲，对于设计年限超过10 a的管道选用双金属复合管具有一定的经济性，特别是考虑到苛刻的高腐蚀环境造成碳钢油气管道腐蚀穿孔泄漏造成的油气损失、管道维修、环保和安全风险等，采用双金属复合管不仅可以大幅提高油气田地面管道的服役寿命，同时可保障油气管道安全稳定运行，实现降本增效。

4 油气田地面管道内腐蚀治理技术

油气田地面管道根据缺陷评价结果，对不可接受的管道本体或防腐层缺陷进行修复，常用的方法有：夹具注环氧、堆焊、打补丁、打套袖、纤维复合材料/PE涂层修复、带压封堵、换管等。目前，部分管道修复技术评价方法及指标不健全，主要根据经验和各自企业标准，尚未形成统一的国家或行业标准。

4.1 内穿插修复技术

内穿插修复技术即为在原管道内插入一条聚乙烯(PE)管，形成内衬非金属管与原碳钢管道合二为一的“管中管”复合结构，达到修复旧管道并延长使用寿命的目的，如图9所示。内衬管穿插方式主要有2种：第1种，“U”型穿插，内衬管与原管之间有间隙，内衬管采用空气加压复原，胀贴到钢管管壁，内衬管自身支撑力低，易发生塑性变形造成堵塞管道；第2种，“O”型穿插，通过过盈配合将PE管记忆性能恢复，与钢管内壁紧紧结合，该种内穿插方式相对较好[17]。内穿插聚乙烯管修复技术具有良好的经济性，一般情况下穿插费用仅为新建管道的50%，一次修复管道的距离可达1～1.2 km，使用温度范围为-60～60 ℃。修复后管道既具有碳钢管道的机械性能，还具有非金属管耐腐蚀性能，使用非开挖技术对地下管线进行修复对环境扰动小，同时适用于旧管线修复及新建管线铺设[18]。但内穿插PE管修复技术存在抢维修难和弯头无法通过等不足。

图9 非金属管内穿插修复技术原理及内穿插方式

对于特殊严苛工况时，如需更耐高温，可选用耐高温聚烯烃管(HTPO)，是乙烯和辛烯共聚物，可适应于<75 ℃长期服役工况；如需高抗渗透性，可选用高阻隔聚乙烯管(HBPE)，HBPE添加了EVOH乙烯醇聚合物的阻隔材料，抗气体渗透性能较PE提高了4个数量级，经济性与PE相差不大。无论是HDPE，还是HTPO和HBPE，同样存在过弯头能力弱、逐根焊接效率低等不足，在地形起伏落差大的油田区块难以有效应用[19]。为了应对上述问题，进一步发展出了内穿插承压复合软管修复技术，具有承压高(最高24 MPa)、施工距离长(2～2.5 km)、过弯头能力强(一次通过4D和5D弯头)、施工速度快(300～400 m/h)、口径范围宽(DN50～800)等特点，适用于长距离、多弯头、高坡度及中高度腐蚀的钢质管道修复和防腐。

4.2 风送挤涂修复技术

风送挤涂修复技术的原理为：挤涂球和封堵球2个球之间携带涂料，在空压机推动下前进，使管道内壁形成连续均匀的复合防腐层结构，如图10所示。其优点在于一次性修复距离长(1.2～1.5 km)、抢维修容易、弯头不需要断管、费用较低(约为新建管道的45%)。但是同样存在对管道内壁清洗要求高、修复强度低、通风养护时间长等问题。

图10 风送挤涂修复技术原理示意图

风送挤涂修复技术最为关键的环节之一是原管道的内表面处理。首先，对管道内壁进行机械清洁，根据管道的实际管径和积垢程度选择清管器；其次，对管道内壁进行化学清洗，其基本步骤为清洁水夹注冲洗、除油、酸洗、漂洗、钝化和保护等；第三，对管道进行干燥，可使用干空气法或真空法，具体参照SY/T 4114—2016《天然气管道、液化天然气气站(厂)干燥施工技术规范》；第四，对管道内壁进行喷砂除锈，选用的磨料应符合SY/T 0407—2012《涂装前钢材表面处理规范》，除锈等级不低于Sa 2.5，管道除锈后与涂覆时间间隔不超过4 h。

早期的风送挤涂工艺为三层结构，在挤涂涂料前，先在管道内壁挤涂一层高强度聚合物水泥砂浆层，起到填平、封堵和阻隔的作用；然后中间层为无溶剂环氧过渡层，起到偶联结合的作用；最外层为无溶剂防腐层，主要起防腐作用[20]。某油田管道采用三层结构风送挤涂修复技术修复后的管道运行1 a后断管取样检测，发现涂层表面光滑平整，无腐蚀起泡、裂纹和针孔，硬度3H级，涂层和水泥砂浆之间，水泥砂浆和外部金属之间均结合紧密无孔洞，水泥砂浆与金属层结合力达到0.25 MPa。

由于三层结构中的聚合物水泥砂浆层厚度较厚，对于小口径管道造成严重缩径，后期多采用环氧玻璃纤维(HCC)涂层，涂覆道数根据不同的防腐等级选择，一般情况下，普通级为2道，加强级为3道，特加强级为4道[21-22]。某油田地面管道采用HCC涂层进行风送挤涂防腐，共挤涂3道，累计现场应用超过130 km的管道，经过1～3 a运行无腐蚀穿孔发生，进行断管取样检测，管道内壁光滑平整，涂层无腐蚀起泡、裂纹和针孔等。

4.3 局部修复补强技术

纤维复合材料补强技术是油气管道常用的局部修复技术之一，目前在现场应用存在较多的产品和施工质量问题，如分层、脱粘、空鼓、开裂等。针对该技术存在的问题，工程材料研究院在原材料和施工工艺两方面进行了改进提升，在原材料改造方面，结合最新的化工产品，研发了高强度填充材料、绝缘底胶和层间胶粘剂新修集体系；在施工工艺改进方面，开发了带锈转化表面处理技术，预浸料复合材料修复技术和修复层均匀加压固化技术。此外，针对修复质量评价指标，建立了系统的管道复合材料修复补强检验评价指标体系和检验方法[23]，形成了Q/SY 05033—2018《油气管道复合材料修复补强检测评价方法》。该产品在长庆油田、青海油田、西部管道、陕西省天然气等单位得到了良好应用，修复效果良好。纤维复合材料局部修复技术性能优异、施工简单、相对换管治理综合费用节省90%。

此外，对于已发生局部腐蚀泄漏的管道，在现有纤维复合材料补强技术的基础上研发了管道不停输快速堵漏技术，即先对管道进行降压运行，然后对泄漏部位进行湿法除锈，再进行速凝金属胶堵漏，最后进行高强纤维补强，如图11所示。其中速凝金属胶材料是修复的核心技术之一。速凝金属胶材料为A和B组分，这2种组分充分混合之后，具有较强的粘黏性，固化20 min之后即可达到封堵效果。该技术主要针对油气田腐蚀穿孔管线进行应急抢险堵漏作业维修，可对管道本体及环焊缝穿孔进行修复，具有成本低、响应时间短、安全可靠性高、环境污染小等特点。某油田管道采用该技术完成了7次堵漏作业，管线设计压力6.4 MPa，运行压力2.8 MPa。管线在堵漏修复后进行了通球憋压试验(≤4 MPa)，管线投入使用后运行状况良好。

图11 带压堵漏快速抢修技术

5 油气田地面管道内腐蚀面临的挑战

1)管道腐蚀问题越来越严重。第一，随着我国大部分油气田开发进入中后期，一方面，管线服役年限增加，综合含水升高，腐蚀加剧；另一方面，油田增产技术(压裂、CO2驱、空气泡沫驱、多元热流体等)引入了新的腐蚀介质(O2、细菌等)导致腐蚀严重。第二，我国油气资源向“深、低、海、非”方向进军的过程中，复杂苛刻的作业和生产工况导致腐蚀加剧，特别是近年来我国页岩气开发过程中采用“千方砂、万方液” 进行大规模压裂施工，由于压裂液的重复使用，页岩气井筒及地面生产系统带入氧和大量细菌，导致地面管线腐蚀问题异常突出，这对于采用同样作业工艺的页岩油和致密油需要关注井筒管柱及地面生产管线的腐蚀问题。

2)管道选材投资未从管道运行的全生命周期出发，仅考虑了一次性的绝对投资成本。从某种意义来讲，地面管道防腐选材不仅仅是一个技术问题，更是一个投资和经济问题，油气田地面管道工程建设投资相对较少，这就从根本上决定了无论是低腐蚀还是高腐蚀环境，都只能选择普通碳钢，目前我国绝大部分油气田地面管线常用的普通碳钢管有20#、20G、L245、L360等。随着油气田开发进入中后期，管道腐蚀穿孔频发，引起的漏油、停产和维修造成经济损失、环境影响和安全风险，因此，管道选材的综合成本除了考虑一次性投资外，还需要结合管道的服役工况环境和年限评估因腐蚀穿孔产生的直接和间接成本。

3)管道泄漏监测技术和小口径管道内检测技术缺乏现场适应性。针对管道泄漏监测的技术种类很多，如次声波法、负压波法、红外成像法、分布光纤法、瞬态模型法、流量平衡法等，部分技术在油气长输管道应用较为成熟。对于油气田地面管道，由于其压力低、输送介质复杂、点多面广、配套技术成本控制严格等特点，目前的泄漏监测技术不同程度存在成本高、适应性差、误报率、定位不准确等问题。大口径(>DN200)的长输管道和油气田集输管道漏磁内检测技术已经非常成熟，但是油气田有大量的小口径管道(

4)管道内防腐技术性能指标不达标、现场施工质量不过关、运维管理不规范。对于目前油田地面管道使用最为普遍的碳钢，防腐情况主要有3种：无任何防腐措施、加注缓蚀剂、加内涂层。第一，对于无任何防腐措施的管道，即在源头设计时未考虑防腐，如果中后期腐蚀严重，一般只能进行局部的修复和更换；第二，对于加注缓蚀剂的管道，往往存在缓蚀剂选型、实验室评价、质量控制、加注工艺、现场评价等方面的问题，导致缓蚀剂现场应用效果不明显；第三，对于采用内涂层防腐的管道，往往由于成本因素导致选用的涂层质量不高，长久防腐性能无法保证，其次是涂层管道的接头连接(焊接和非焊接)设计欠合理且现场施工质量不高，经常发现涂层防腐管道比无任何防腐措施的管道失效更快更严重。总体来讲，管道的内防腐技术一定要做好源头设计、合理选型、质量控制、运维管理、在线及后评价。否则一旦发生腐蚀，防腐措施很难有效，治理措施很被动。