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[摘 要]油田掺水管道的穿孔泄漏现象较为普遍，管道穿孔泄漏后即造成了环境污染，同时也给采油队的生产管理带来了安全隐患，维修班天天堵漏，但仍然天天有漏，针对掺水管道穿孔泄漏频繁，掺水管线使用寿命短这个问题，通过现场对掺水管线腐蚀原因进行调查认为掺水管道主要是钢管外腐蚀，腐蚀位置集中在几个点；而不是整条管道均匀分布，导致这种现象的发生其主要原因是管道初次穿孔修复后防腐遭到破坏，管道腐蚀加速，穿孔周期缩短，不但增加了生产单位的工作量，同时也影响了管线的使用寿命。
[关键词]掺水管道 腐蚀 防护
中图分类号：TE98 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0107-01
1 现状调查
目前油田上掺水管道普遍采用c22钢管，由聚乙烯黄夹克起防水，防腐，保温作用，黄夹克管分二种，由于管线在运输，施工，下沟，等环节达不到标准，管道在投产后黄夹克已受到一定的损伤. 由于黄夹克的损伤和焊接质量等因素部份管线在5年后开始穿孔，穿孔后管线采用补焊方法，补焊后无防水防腐措施，钢管接触土壤，泄漏出的污水进入黄夹克套内，使局部管线失去了防水，防腐的能力，管线的腐蚀加剧，缩短了掺水管线的使用寿命.
从现场调查发现，初次穿孔的掺水管线，钢管外壁平滑，腐蚀较轻，穿孔位置多发生在焊接处或管体有砂眼。
第一次管线穿孔后，该部位附近管线会陆续出现穿孔，并且周期缩短，钢管表面开始腐烂，随着时间的推移，成为频繁穿孔处，此时钢管表面凹凸不平，管线强度下降，补焊较为困难，为了维持生产采用局部换管措施。
调查30条报废管线，平均使用年限为10年，从报废管线回收现场发现，管线腐蚀较为严重集中在几个部位，[即穿孔处]大约占管线长度的10-20%，而黄夹克无破损处管线腐蚀较轻。
2 管线腐蚀机理
2.1 防腐层局部剥离的危害机理
2.1.1 防腐层的作用
管道防腐层与钢管表面剥离后，使剥离层正下方的防腐层得不到应有的保护，水和腐蚀性介质由外部土壤通过防腐层的缺陷和固有的微孔渗入，造成钢管表面的腐蚀。虽然有些地域土壤排水性较好且随季节周期性干燥，干燥土壤一定的屏蔽作用，而剥离的防腐层又阻止不了多雨季节渗入管道表面的水及其溶液的蒸发，从而加剧了该区域管道的腐蚀程度，随着腐蚀产物生成又迫使防腐层与管体进一步剥离，形成较大的腐蚀环境，最终导致管道减薄穿孔。
2.1.2 应力腐蚀
应力腐蚀是指由于外加应力或残余应力与腐蚀介质联合作用导致的材料破坏现象，通常以SCC表示之。
一是碱性环境。有关实验及现场调查均表明：阴极反应过程会引起碱性物质在管道外表面聚集，这类物质由NaOH、Na2CO3、NaHOO3溶液组成，溶液中的Na+及土壤中原有的Ca2+、Mg2+和水中含溶解氧渗入与防腐层剥离的钢管表面后，发生反应
二是酸性环境，来自空气、水或腐烂植物所产生的CO2溶于水后，活性碳酸所产生的氢离子以及在阴极保护过程中钢管表面的析氢反应。
由此可见，即便在碱性很强的土壤环境中，对于施加阴极保护的钢管表面氢的析出是不可避免的，只是量的大小不同而已。
2.2 管道防腐层局部剥离的原因
防腐层的剥离，是指钢管表面与防腐层之间的粘结力丧失。造成埋地管道防腐层局部剥离的成因，归纳起来，主要有以下几点。
2.2.1 防腐层老化
管道服役一定年限后，其防腐层逐渐老化，表现为与钢管的粘接性、柔韧性、电绝性等一系列性能指标下降。导致防腐层老化的原因主要有三个方面：一是防腐层在与氧化性介质接触时发生氧化反应，从而导致其韧性指标下降，防腐层与钢管表面的粘结力丧失。二是由于埋地管道的防腐层长期处于潮湿的环境中，因为高分子材料本身所具有的渗水性，其大分子材料降解时发生的水解反应也是导致防腐层老化的一个重要原因。三是由于高分子材料在温度较高时易断链，对于加热输送的管线，距热泵站出口较近地段的防腐层长期处于较高温度中，高温使防腐层老化速度加快，老化程度加重，这一点已为在役管线所证实。我所管的油井杏11-5丙402井于2006年9月新換管线，2011年4月就出现了穿孔，距管线腐蚀位置50CM有一条居民供暖管线，曾出现长时间漏失，生产管线经浸泡外保温层损坏，内部铁管腐蚀漏失，造成油水外泄，污染环境。
2.2.2 防腐层的阴极剥离
阴极保护作为埋地管线的防腐蚀手段之一得到广泛的应用，它在防止钢管电化学腐蚀方面确实效果显著，同时阴极保护所带来的负面作用也早已为各国的防腐工作者所认同。其副作用之一是阴极反应的产物引起防腐层局部剥离。管道作为被保护的阴极，所施加的负电位为析氢反应提供了条件。
一般认为，通常铁在碱性环境中不析氢，但施加阴极保护后的钢管则不同，以沥青防腐层为例，其保护电位为0.8～1.2V（CSE），由此可见，即便在碱性很大的环境中，对于施加阴极保护后的钢管表面氢的析出也是不可避免的，只是量的大小不同而已。另外，钢管防腐层质量有别，氢的析出量大小也有所不同。同时我们在实验中发现：在正常的阴极保护电位下，处于中性介质中防腐层，其缺陷处有明显的析氢反应现象，而对于防腐层完好的部位则无此现象发生，一段时间以后，缺陷出现阴极剥离，继而在离缺陷处较远的部位也有防腐层隆起的现象，而该部位在试验前的检测中是完好的。这是造成阴极保护电流屏蔽的一个重要原因。
3 防护措施
埋地管道防腐层局部剥离现象发生率较高，原因较复杂，危害严重，为保障生产的安全运行，延长管道的使用寿命，应树立预防为主的观念，从埋地管线的设计、施工、运行管理等各个环节抓起，层层把关，以最大限度地控制埋地管道防腐层局部剥离的形成条件及危害程度。一般从以下几个方面提起注意：
一是在设计选材上，应根据管线的输送环境考虑管材的抗氢渗性能、抗碱脆性能，如高温回火的马氏体钢、不含镍的精炼钢或加有钼、铌、钒、钛等钢，抗氢致裂纹的敏感性较好。
二是在管线的阴极保护设计上，在规范允许的保护电位区限内，尽量不使保护电位偏负，以避免析氢剥离或碱脆现象发生，如适当缩短保护距离。在选择涂层时，应考虑其耐剥离性能。
三是严把施工质量关，主要包括管段在防腐厂的涂敷过程、防腐管的运输过程、现场补口及填埋等过程，都应严格按规范操作和检验，不留隐患。
四是对在役管线的运行管理上，应定期利用各种手段对管线的防腐层状况进行监测检查，对环境恶劣地段的管线重点监测，发现剥离，及早采取措施。有条件时可利用有关行业标准对在役管线进行阴极剥离试验，以判断管线防腐层的粘结性能。
五是对初次穿孔的管线，应采取换管做好二次防水和密闭，恢复管线的防水防腐功能。
4 结论
一是加强管线的防腐。
二是对初次穿孔的管线，采取换管做好二次防水和密闭，是减少穿孔和延长管线使用寿命的有效途径。
[关键词]掺水管道 腐蚀 防护
中图分类号：TE98 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0107-01
1 现状调查
目前油田上掺水管道普遍采用c22钢管，由聚乙烯黄夹克起防水，防腐，保温作用，黄夹克管分二种，由于管线在运输，施工，下沟，等环节达不到标准，管道在投产后黄夹克已受到一定的损伤. 由于黄夹克的损伤和焊接质量等因素部份管线在5年后开始穿孔，穿孔后管线采用补焊方法，补焊后无防水防腐措施，钢管接触土壤，泄漏出的污水进入黄夹克套内，使局部管线失去了防水，防腐的能力，管线的腐蚀加剧，缩短了掺水管线的使用寿命.
从现场调查发现，初次穿孔的掺水管线，钢管外壁平滑，腐蚀较轻，穿孔位置多发生在焊接处或管体有砂眼。
第一次管线穿孔后，该部位附近管线会陆续出现穿孔，并且周期缩短，钢管表面开始腐烂，随着时间的推移，成为频繁穿孔处，此时钢管表面凹凸不平，管线强度下降，补焊较为困难，为了维持生产采用局部换管措施。
调查30条报废管线，平均使用年限为10年，从报废管线回收现场发现，管线腐蚀较为严重集中在几个部位，[即穿孔处]大约占管线长度的10-20%，而黄夹克无破损处管线腐蚀较轻。
2 管线腐蚀机理
2.1 防腐层局部剥离的危害机理
2.1.1 防腐层的作用
管道防腐层与钢管表面剥离后，使剥离层正下方的防腐层得不到应有的保护，水和腐蚀性介质由外部土壤通过防腐层的缺陷和固有的微孔渗入，造成钢管表面的腐蚀。虽然有些地域土壤排水性较好且随季节周期性干燥，干燥土壤一定的屏蔽作用，而剥离的防腐层又阻止不了多雨季节渗入管道表面的水及其溶液的蒸发，从而加剧了该区域管道的腐蚀程度，随着腐蚀产物生成又迫使防腐层与管体进一步剥离，形成较大的腐蚀环境，最终导致管道减薄穿孔。
2.1.2 应力腐蚀
应力腐蚀是指由于外加应力或残余应力与腐蚀介质联合作用导致的材料破坏现象，通常以SCC表示之。
一是碱性环境。有关实验及现场调查均表明：阴极反应过程会引起碱性物质在管道外表面聚集，这类物质由NaOH、Na2CO3、NaHOO3溶液组成，溶液中的Na+及土壤中原有的Ca2+、Mg2+和水中含溶解氧渗入与防腐层剥离的钢管表面后，发生反应
二是酸性环境，来自空气、水或腐烂植物所产生的CO2溶于水后，活性碳酸所产生的氢离子以及在阴极保护过程中钢管表面的析氢反应。
由此可见，即便在碱性很强的土壤环境中，对于施加阴极保护的钢管表面氢的析出是不可避免的，只是量的大小不同而已。
2.2 管道防腐层局部剥离的原因
防腐层的剥离，是指钢管表面与防腐层之间的粘结力丧失。造成埋地管道防腐层局部剥离的成因，归纳起来，主要有以下几点。
2.2.1 防腐层老化
管道服役一定年限后，其防腐层逐渐老化，表现为与钢管的粘接性、柔韧性、电绝性等一系列性能指标下降。导致防腐层老化的原因主要有三个方面：一是防腐层在与氧化性介质接触时发生氧化反应，从而导致其韧性指标下降，防腐层与钢管表面的粘结力丧失。二是由于埋地管道的防腐层长期处于潮湿的环境中，因为高分子材料本身所具有的渗水性，其大分子材料降解时发生的水解反应也是导致防腐层老化的一个重要原因。三是由于高分子材料在温度较高时易断链，对于加热输送的管线，距热泵站出口较近地段的防腐层长期处于较高温度中，高温使防腐层老化速度加快，老化程度加重，这一点已为在役管线所证实。我所管的油井杏11-5丙402井于2006年9月新換管线，2011年4月就出现了穿孔，距管线腐蚀位置50CM有一条居民供暖管线，曾出现长时间漏失，生产管线经浸泡外保温层损坏，内部铁管腐蚀漏失，造成油水外泄，污染环境。
2.2.2 防腐层的阴极剥离
阴极保护作为埋地管线的防腐蚀手段之一得到广泛的应用，它在防止钢管电化学腐蚀方面确实效果显著，同时阴极保护所带来的负面作用也早已为各国的防腐工作者所认同。其副作用之一是阴极反应的产物引起防腐层局部剥离。管道作为被保护的阴极，所施加的负电位为析氢反应提供了条件。
一般认为，通常铁在碱性环境中不析氢，但施加阴极保护后的钢管则不同，以沥青防腐层为例，其保护电位为0.8～1.2V（CSE），由此可见，即便在碱性很大的环境中，对于施加阴极保护后的钢管表面氢的析出也是不可避免的，只是量的大小不同而已。另外，钢管防腐层质量有别，氢的析出量大小也有所不同。同时我们在实验中发现：在正常的阴极保护电位下，处于中性介质中防腐层，其缺陷处有明显的析氢反应现象，而对于防腐层完好的部位则无此现象发生，一段时间以后，缺陷出现阴极剥离，继而在离缺陷处较远的部位也有防腐层隆起的现象，而该部位在试验前的检测中是完好的。这是造成阴极保护电流屏蔽的一个重要原因。
3 防护措施
埋地管道防腐层局部剥离现象发生率较高，原因较复杂，危害严重，为保障生产的安全运行，延长管道的使用寿命，应树立预防为主的观念，从埋地管线的设计、施工、运行管理等各个环节抓起，层层把关，以最大限度地控制埋地管道防腐层局部剥离的形成条件及危害程度。一般从以下几个方面提起注意：
一是在设计选材上，应根据管线的输送环境考虑管材的抗氢渗性能、抗碱脆性能，如高温回火的马氏体钢、不含镍的精炼钢或加有钼、铌、钒、钛等钢，抗氢致裂纹的敏感性较好。
二是在管线的阴极保护设计上，在规范允许的保护电位区限内，尽量不使保护电位偏负，以避免析氢剥离或碱脆现象发生，如适当缩短保护距离。在选择涂层时，应考虑其耐剥离性能。
三是严把施工质量关，主要包括管段在防腐厂的涂敷过程、防腐管的运输过程、现场补口及填埋等过程，都应严格按规范操作和检验，不留隐患。
四是对在役管线的运行管理上，应定期利用各种手段对管线的防腐层状况进行监测检查，对环境恶劣地段的管线重点监测，发现剥离，及早采取措施。有条件时可利用有关行业标准对在役管线进行阴极剥离试验，以判断管线防腐层的粘结性能。
五是对初次穿孔的管线，应采取换管做好二次防水和密闭，恢复管线的防水防腐功能。
4 结论
一是加强管线的防腐。
二是对初次穿孔的管线，采取换管做好二次防水和密闭，是减少穿孔和延长管线使用寿命的有效途径。