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摘要：胜利油田开发50余年，已建成庞大复杂的油、气、水管网，油田管线长期输送着“易燃、易爆、高压、高温”的介质，随着介质性质变化及管网使用时间的延长，腐蚀泄漏事故时有发生，造成安全环保风险逐年加大。为此，需要进行工程提升技术的调研，并提出对策。
关键词：地面管线 工程提升技术 调研对策
多年来，油田地面工程建设对于干线、支干线的设计、论证、施工有着较为成熟的技术体系，管线的内外防腐、焊接补口较为完善，而对于油水井单井管线，由于管径小，在内防腐及内补口上存在技术难点，部分管线为开发单位自行施工，以及受开发成本的制约等影响，普遍存在管线的设计选型缺乏依据，未开展内防及内补口，监督检测标准不完善等问题，从而造成现场单井地面管线建设质量不高，生产运行过程中穿孔频繁，管线维修维护大大增加了基层职工的劳动强度，并且造成大量的安全环保隐患、高额的青赔费用以及油泥砂处理工作量。
一、单井地面管线工程技术现状调查
1、腐蚀是造成管线穿孔的主要原因
油井采出液及水井注入水液矿化度高、采出液高含Cl-，还有菌类、HCO3- 、溶解氧、CO2、H2S等腐蚀性元素会加剧管线内腐蚀，根据统计污水站来水腐蚀速率最高达到0.431mm/a，同时部分油井采出液含砂，在较高流速下，受采出液中包含的泥砂、不溶性盐等固体颗粒共同作用，对管线底部产生冲刷，加剧磨损腐蚀;油田所处滨海地区盐渍土壤，土壤含盐以氯化物为主，土壤电阻率低，一般小于20Ω.m，按土壤腐蚀性标准判断，胜利油田属极强腐蚀区，土壤沿线的透气性不同而形成的纵向宏腐蚀电池，埋深不同引起的横向宏腐蚀电池，以及土壤局部不均匀性引起的宏腐蚀电池是造成管线外腐蚀的主要机理。根据调查统计单井地面管线穿孔内腐蚀因素约占49.6%，外腐蚀因素约占38.3%，外力破坏等其他因素占12.1% 。
2、管线内防比例低，普遍无内防
根据调查结果，目前油田在用单井管线中金属管线占比91.9%，非金属管线占比8.1%，金属管线中实施内防腐的仅为6.9%，未进行内防的占比93.1%。单井管线大多数未做内防腐，输送高矿化度、高腐蚀速率的介质，导致管线发生内腐蚀穿孔;部分管线有内防但未进行内补口，造成焊口区域易发生原电池腐蚀穿孔。
3、管线外防等级低，施工标准低
2003年之前，胜利油田管线的外防腐主要为石油沥青防腐，沥青类防腐层易吸水，充水剥离，不适宜地下水位常年较高的区块;2003-2012年之间外防以聚乙烯胶粘带为主，防腐胶带类防腐层不耐植物根系，不适宜芦苇、杂草等植物分布密集的区块;2012-2016年之间逐步应用2PE外防腐工艺，2016年之后3PE外防腐逐步得到推广。外防腐存在的主要问题一是现场单井管线存在大量以石油沥青防腐、聚乙烯胶粘带为主的低等级外防工艺，部分管线2PE防腐层施工质量低，自身附着差易剥离等原因易导致外防腐失效，造成管线易发生外腐蚀穿孔;二是部分管线外防腐施工标准低，管线埋地深度不足，水土流失后管线受紫外线照射破损PE外防腐层;三是管线穿孔修复后未做防腐层保护、管线密集区域施工破坏其他管线外防腐层未进行修复。
二、单井地面管线主要工程工艺技术
1、管线外防腐工程工艺
管线常用外防腐层：石油沥青防腐层、聚乙烯胶黏带、挤压聚乙烯层（2PE、3PE）、熔结环氧粉末层、煤焦油瓷漆层、泡沫黄夹克保温层等，通过对电绝缘性能、阴极保护电屏蔽性能、化学稳定性、力学性能、抗微生物侵蚀性能、涂覆及修补性、对生态环境影响、使用寿命等性能综合评价挤压聚乙烯（2PE、3PE）外防腐层相比与其他防腐层有绝对优势，3PE是目前埋地钢质管线（80℃）首推的外防腐结构，国内外长输油气管线大多使用该外防腐结构，在国内大型工程中都有大量应用（如西气东输管线、陕京二线等），并取得不错的效果。
2、管线保温工程工艺
目前管线常用保温材料主要有聚氨酯泡沫材料、钛陶瓷绝热材料、纳米陶瓷复合保温材料、防腐保温涂料、后三者耐温高，在注汽管线应用多，聚氨酯泡沫材料保温层价格低、技术成熟，现场应用广泛。
3、内衬类内防工程工艺
钢管线内衬类内防工艺是对基管进行外防腐加工后，基管两端打坡口，然后以氩弧连焊的方式焊接连接头，检验合格后穿衬管，然后加热恢复、翻边，形成钢管与内衬组合而成的内衬复合管，管线连接采用螺纹活接头方式连接。常用的内衬材料主要有高密度聚乙烯、超高分子量聚乙烯、聚四氟乙烯等。
4、涂层类内防工程工艺
钢管线涂层类内防腐常用的工藝主要有环氧粉末、赛克-54、玻璃釉等。对比各项性能抗磨蚀和耐高温的内防涂层为赛克54和玻璃釉，但综合造价较高;附着力比较好的内防涂层为赛克54，玻璃釉和环氧粉末;加工过程中需要加热的内防涂层为玻璃釉和环氧粉末，能耗较高。
5、非金属管线工程工艺
胜利油田常用非金属管线主要有玻璃钢、柔性复合高压输送管、钢骨架增强聚乙烯复合管等。
三、未来工程技术主要提升方向
针对单井地面管线建设过程中存在的问题，围绕大幅提高地面管网寿命，转变观念、更新理念，开展技术研究及标准提升，明确单井地面管线设计规范，形成适应不同工况的管线选型及防腐技术要求，完善质量监督检测机制，开展地下综合管廊带研究，构建一流企业标准，做到单井管线建设全流程无短板，全寿命周期高效益。
1、开展低质低效影响因素分析
对单井地面管线开展现状调研、原因深化分析，找准问题点，落实治理对策，建立跟踪评价体系，实行常态化分析机制。
2、建立单井地面管线建设管理规范
通过建立单井管线设计规范，明确单井管线建设前的技术分析、路由及敷设方式的优化及分级分类防腐技术选型优化，提升单井管线设计及建设管理水平。
3、开展新工艺新技术工程现场适应性研究评价
对现场常用的管线内外防腐材料、管线连接、补口形式开展工艺适应性评价，优选出的工艺技术，完善其技术要求，提高现场适应性，同时要综合考虑技术的先进性、安全性、施工便捷、快速修复、性价比等。新工艺、新技术的现场应用要体现出先进性及经济性，综合评价要具有较高的性价比，具有较高的可推广性。
通过强化新工艺、新技术的应用，建立科学的分级分类选型方法，提升技术标准，延长使用寿命，提高地面管网流程的综合效益，力争5年内实现单井地面管线穿孔率下降50%。
关键词：地面管线 工程提升技术 调研对策
多年来，油田地面工程建设对于干线、支干线的设计、论证、施工有着较为成熟的技术体系，管线的内外防腐、焊接补口较为完善，而对于油水井单井管线，由于管径小，在内防腐及内补口上存在技术难点，部分管线为开发单位自行施工，以及受开发成本的制约等影响，普遍存在管线的设计选型缺乏依据，未开展内防及内补口，监督检测标准不完善等问题，从而造成现场单井地面管线建设质量不高，生产运行过程中穿孔频繁，管线维修维护大大增加了基层职工的劳动强度，并且造成大量的安全环保隐患、高额的青赔费用以及油泥砂处理工作量。
一、单井地面管线工程技术现状调查
1、腐蚀是造成管线穿孔的主要原因
油井采出液及水井注入水液矿化度高、采出液高含Cl-，还有菌类、HCO3- 、溶解氧、CO2、H2S等腐蚀性元素会加剧管线内腐蚀，根据统计污水站来水腐蚀速率最高达到0.431mm/a，同时部分油井采出液含砂，在较高流速下，受采出液中包含的泥砂、不溶性盐等固体颗粒共同作用，对管线底部产生冲刷，加剧磨损腐蚀;油田所处滨海地区盐渍土壤，土壤含盐以氯化物为主，土壤电阻率低，一般小于20Ω.m，按土壤腐蚀性标准判断，胜利油田属极强腐蚀区，土壤沿线的透气性不同而形成的纵向宏腐蚀电池，埋深不同引起的横向宏腐蚀电池，以及土壤局部不均匀性引起的宏腐蚀电池是造成管线外腐蚀的主要机理。根据调查统计单井地面管线穿孔内腐蚀因素约占49.6%，外腐蚀因素约占38.3%，外力破坏等其他因素占12.1% 。
2、管线内防比例低，普遍无内防
根据调查结果，目前油田在用单井管线中金属管线占比91.9%，非金属管线占比8.1%，金属管线中实施内防腐的仅为6.9%，未进行内防的占比93.1%。单井管线大多数未做内防腐，输送高矿化度、高腐蚀速率的介质，导致管线发生内腐蚀穿孔;部分管线有内防但未进行内补口，造成焊口区域易发生原电池腐蚀穿孔。
3、管线外防等级低，施工标准低
2003年之前，胜利油田管线的外防腐主要为石油沥青防腐，沥青类防腐层易吸水，充水剥离，不适宜地下水位常年较高的区块;2003-2012年之间外防以聚乙烯胶粘带为主，防腐胶带类防腐层不耐植物根系，不适宜芦苇、杂草等植物分布密集的区块;2012-2016年之间逐步应用2PE外防腐工艺，2016年之后3PE外防腐逐步得到推广。外防腐存在的主要问题一是现场单井管线存在大量以石油沥青防腐、聚乙烯胶粘带为主的低等级外防工艺，部分管线2PE防腐层施工质量低，自身附着差易剥离等原因易导致外防腐失效，造成管线易发生外腐蚀穿孔;二是部分管线外防腐施工标准低，管线埋地深度不足，水土流失后管线受紫外线照射破损PE外防腐层;三是管线穿孔修复后未做防腐层保护、管线密集区域施工破坏其他管线外防腐层未进行修复。
二、单井地面管线主要工程工艺技术
1、管线外防腐工程工艺
管线常用外防腐层：石油沥青防腐层、聚乙烯胶黏带、挤压聚乙烯层（2PE、3PE）、熔结环氧粉末层、煤焦油瓷漆层、泡沫黄夹克保温层等，通过对电绝缘性能、阴极保护电屏蔽性能、化学稳定性、力学性能、抗微生物侵蚀性能、涂覆及修补性、对生态环境影响、使用寿命等性能综合评价挤压聚乙烯（2PE、3PE）外防腐层相比与其他防腐层有绝对优势，3PE是目前埋地钢质管线（80℃）首推的外防腐结构，国内外长输油气管线大多使用该外防腐结构，在国内大型工程中都有大量应用（如西气东输管线、陕京二线等），并取得不错的效果。
2、管线保温工程工艺
目前管线常用保温材料主要有聚氨酯泡沫材料、钛陶瓷绝热材料、纳米陶瓷复合保温材料、防腐保温涂料、后三者耐温高，在注汽管线应用多，聚氨酯泡沫材料保温层价格低、技术成熟，现场应用广泛。
3、内衬类内防工程工艺
钢管线内衬类内防工艺是对基管进行外防腐加工后，基管两端打坡口，然后以氩弧连焊的方式焊接连接头，检验合格后穿衬管，然后加热恢复、翻边，形成钢管与内衬组合而成的内衬复合管，管线连接采用螺纹活接头方式连接。常用的内衬材料主要有高密度聚乙烯、超高分子量聚乙烯、聚四氟乙烯等。
4、涂层类内防工程工艺
钢管线涂层类内防腐常用的工藝主要有环氧粉末、赛克-54、玻璃釉等。对比各项性能抗磨蚀和耐高温的内防涂层为赛克54和玻璃釉，但综合造价较高;附着力比较好的内防涂层为赛克54，玻璃釉和环氧粉末;加工过程中需要加热的内防涂层为玻璃釉和环氧粉末，能耗较高。
5、非金属管线工程工艺
胜利油田常用非金属管线主要有玻璃钢、柔性复合高压输送管、钢骨架增强聚乙烯复合管等。
三、未来工程技术主要提升方向
针对单井地面管线建设过程中存在的问题，围绕大幅提高地面管网寿命，转变观念、更新理念，开展技术研究及标准提升，明确单井地面管线设计规范，形成适应不同工况的管线选型及防腐技术要求，完善质量监督检测机制，开展地下综合管廊带研究，构建一流企业标准，做到单井管线建设全流程无短板，全寿命周期高效益。
1、开展低质低效影响因素分析
对单井地面管线开展现状调研、原因深化分析，找准问题点，落实治理对策，建立跟踪评价体系，实行常态化分析机制。
2、建立单井地面管线建设管理规范
通过建立单井管线设计规范，明确单井管线建设前的技术分析、路由及敷设方式的优化及分级分类防腐技术选型优化，提升单井管线设计及建设管理水平。
3、开展新工艺新技术工程现场适应性研究评价
对现场常用的管线内外防腐材料、管线连接、补口形式开展工艺适应性评价，优选出的工艺技术，完善其技术要求，提高现场适应性，同时要综合考虑技术的先进性、安全性、施工便捷、快速修复、性价比等。新工艺、新技术的现场应用要体现出先进性及经济性，综合评价要具有较高的性价比，具有较高的可推广性。
通过强化新工艺、新技术的应用，建立科学的分级分类选型方法，提升技术标准，延长使用寿命，提高地面管网流程的综合效益，力争5年内实现单井地面管线穿孔率下降50%。