CN108318539A - 一种油气田管道失效原因的分析方法 - Google Patents

一种油气田管道失效原因的分析方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种油气田管道失效原因的分析方法，该分析方法包括如下步骤：步骤1，现场查看并且记录管体信息和管道服役环境信息；步骤2，现场测试管体内部和失效位置相关的数据；步骤3，对油气田管道失效原因进行一级识别，步骤4，对油气田管道失效原因进行二级识别。本发明提供了一种全面、准确、科学且容易被现场技术人员掌握的油气田管道失效原因的分析方法，通过对失效管体和服役环境的现场查看、采样、测试等技术手段，并结合油气田管道失效的特征，达到将油气田管道失效原因进行逐一识别的目的，为提出经济可行的防护措施、降低油气田管道的失效率、确保油气生产作业正常进行提供了重要的数据基础。

Description

一种油气田管道失效原因的分析方法
技术领域
本发明涉及管道运输技术领域，更为具体来说，本发明为一种油气田管道失效原因的分析方法。
背景技术
目前，管道运输已成为了海洋运输、铁路运输、航空运输及公路运输之后的第五大运输方式，其在国民经济和社会发展中越来越重要，且特别适用于石油天然气等介质的运输。然而，随着管道服役时间的延长和周围环境的恶化，管道失效的案例越来越多，比如，我国大多油气田管道失效概率高于400次/公里/年，失效的管道严重威胁着人员和公共财产的安全。
但是，由于油气田管道具有种类(按材质包括铸铁管道、不锈钢管道、碳钢管道等)繁多、输送介质(原油、成品油、湿气、干气管道、污水、注水管道、油水、油气水等)复杂多变、服役环境复杂多样的特点，现有通过工作人员经验判断的方法往往难以准确、全面地确定油气田管道失效根本原因，也就无法提出经济有效的防护措施，而失效的管道严重影响了油气田的生产效率和能源的正常供给。
因此，如何能够全面、具体、有效分析出管道失效的根本原因，从而为油气田管道防护措施提供数据支持，成为了本领域技术人员亟待解决的技术问题和始终研究的重点。
发明内容
为解决现有油气田管道的分析方法无法准确、全面地判断出管道失效原因等问题，本发明创新地提出了一种油气田管道失效原因的分析方法，通过对失效管体和服役环境的查看、采样、测试等方式，获取大量与管体、与管道服役环境相关的数据，通过真实的原始数据分析出油气田管道失效根本原因，有效地解决了现有技术中存在的诸多问题，为油气田管道防护、降低管道失效率、确保油气等介质的正常运输提供了充足的数据支持。
为实现上述的技术目的，本发明具体公开了一种油气田管道失效原因的分析方法，该分析方法包括如下步骤：
步骤1，现场查看并且记录管道失效位置信息、腐蚀产物信息、管道开裂信息、管道断裂信息、失效位置分布信息、第三方施工信息、干扰源信息、外防腐层破损信息及失效位置形貌信息；其中，管道失效位置包括管道内壁、管道外壁、管道顶部、管道底部、管道弯头、管道三通、管道变径处、异种金属焊接接头边线附近、管道接头及管道焊缝，第三方施工信息包括施工器具的外形信息，干扰源包括交流输电线路、高铁、地铁、交流电气化铁路、轻轨、磁悬浮列车、阳极地床(包括阴极保护辅助阳极地床、排流阳极地床等)、电焊区、直流接地极、矿区中的至少一种；
步骤2，现场测试管道内部的二氧化碳分压、硫酸根离子含量、液相流速、硫酸盐还原菌含量、pH值及液相的溶解氧含量，并现场测试管道失效位置处土壤电阻率、直流电位、交流电压、交流电流密度及土壤直流电位梯度；
步骤3，对油气田管道失效原因进行一级识别：基于现场记录的管道失效位置信息和腐蚀产物信息进行判断，如果管道失效位置内壁堆积一层肉眼可见的腐蚀产物，则管道失效原因为内腐蚀，如果管道失效位置外壁堆积一层肉眼可见的腐蚀产物且管道外防腐层破损，则管道失效原因为外腐蚀；基于现场记录的管道开裂信息和管道断裂信息进行判断，如果管道发生断裂或开裂，则管道失效原因为开裂断裂；基于现场记录的失效位置分布信息和失效位置形貌信息，如果管道自身存在缺陷，则管道失效原因为制造与施工缺陷；基于现场记录的第三方施工信息和失效位置形貌信息进行判断，如果管道失效位置形貌与施工器具外形吻合，则管道失效原因为第三方破坏；
步骤4，对油气田管道失效原因进行二级识别：在一级识别后判断出管道失效原因为内腐蚀的情况下，如果管道内部的二氧化碳分压大于预设二氧化碳分压，且管道失效位置为管道顶部(输气管道)或管道底部(输油管道)，且失效位置形貌呈台梯状，且去除表面腐蚀物的金属表面呈阶梯状并存在局部蚀坑，则管道失效原因为二氧化碳腐蚀；如果管道内部的硫酸根离子含量大于预设硫酸根离子含量、硫酸盐还原菌含量大于预设硫酸盐还原菌含量、pH值在预设pH值范围内，且失效位置形貌为局部点蚀，且去除表面腐蚀物的金属表面有开口为圆孔、纵切面呈锥形的蚀坑，且所述圆孔内部存在同心圆形或阶梯型的圆锥结构，则管道失效原因为细菌腐蚀；如果管道内部的液相流速大于预设流速，且管道失效位置为管道弯头、管道三通、管道变径处中的至少一种，且失效位置形貌为有方向性的槽、沟、波纹、圆孔及山谷形中的至少一种，则管道失效原因为冲刷腐蚀；如果管道失效位置为异种金属焊接接头边线附近，且只有一侧金属发生腐蚀，且失效位置形貌为沟槽状，则管道失效原因为电偶腐蚀；如果管道内部液相的溶解氧含量大于预设溶解氧含量，则管道失效原因为溶解氧腐蚀；在一级识别后判断出管道失效原因为外腐蚀的情况下，如果管道失效位置处土壤电阻率小于预设土壤电阻率，且其直流电位小于预设直流电位，且防腐层存在破损点，且失效位置发生均匀腐蚀，且打磨后的失效管道表面粗糙且边缘不整齐，则管道失效原因为土壤腐蚀；如果管道失效位置方圆1km范围内存在交流输电线路、高铁、交流电气化铁路中的至少一种，且管道交流电压大于预设交流电压，且交流电流密度大于预设交流电流密度，且失效位置形貌为向外凸起的瘤状、内表面局部腐蚀，且去除表面腐蚀物的管道本体光亮、边缘整齐，则管道失效原因为交流杂散电流引起的腐蚀；如果管道失效位置方圆1km范围内存在地铁、轻轨、磁悬浮列车、阳极地床、电焊区、矿区中的至少一种或管道失效位置方圆10km的范围内存在直流接地极，且直流电位较自然电位的偏移大于预设电位偏移或土壤直流电位梯度大于预设电位梯度，且失效位置形貌为圆坑状局部腐蚀，则管道失效原因为直流杂散电流引起的腐蚀；在一级识别后判断出管道失效原因为开裂断裂的情况下，如果管道开裂信息中记录的管道开裂方向为从内到外，则管道失效原因为内部介质引起的环境开裂，如果管道开裂信息中记录的管道开裂方向为从外到内，则管道失效原因为外部介质引起的环境开裂；在一级识别后判断出管道失效原因为制造与施工缺陷的情况下，如果失效位置形貌信息中记录管道壁厚不均匀，或管道接头存在偏心，则管道失效原因为管体缺陷；如果管道接头或焊缝存在咬边、夹渣、未焊透、存在焊缝、气孔中的任一种现象，则管道失效原因为施工缺陷。
这四个步骤的顺序切勿颠倒或交错，相互之间紧密相连、环环相扣，形成了一种油气田管道失效原因分析方法的有机整体。
基于上述技术方案，本发明针对油气田管道的自身特征，结合油气田管道失效的特点，以实现快速准确地确定油气田管道失效的原因，为提供经济有效的防护措施和预防措施、降低油气田管道的失效率提供了丰富的数据支持。另外，本发明在获取真实、有效的数据的基础上，避免了人为因素对数据造成的误差。
进一步地，步骤1中，还包括现场查看并且记录气候信息的步骤，所述气候信息包括寒流、土壤冻胀、雷电、暴雨洪水、管道覆土流失、地震及滑坡信息；
步骤4中，如果失效管道附近有寒流且土壤冻胀且失效管道发生低温脆性断裂，或失效管道附近有雷电发生且管道截断阀室故障产生高电压后引起二次放电，或失效管道附近有暴雨洪水发生且管道覆土流失、堤岸被破坏，则管道失效原因为水文灾害；如果失效管道附近有地震或滑坡发生，且管道发生变形、位移、折弯、开裂、断裂中的任一种情况，且站场设施被破坏，则管道失效原因为地质灾害。
基于上述改进的技术方案，本发明还创新地将气候对管道失效影响的因素考虑在内，从而能够实现对管道失效原因进行更为全面和具体的分析，为以后的油气田管道防护提供更为完善的数据支持。
进一步地，步骤1中，还包括现场查看并记录管道内部堵塞信息的步骤；
步骤4中，如果管道内部结垢并导致管道发生堵塞，则管道失效原因为结垢。
进一步地，步骤2中，在现场测试步骤之前，还包括现场采集液体样、固体样及气体样的步骤；其中，所述液体样包括管道内部水、管道内部油及管道周边的水样，所述固体样包括腐蚀产物和管道周边的土壤，所述气体样包括管道内部气体；在现场测试步骤之后，还包括对失效管体样品进行采集的步骤；
步骤3中，在进行一级识别步骤之前，还包括对采集的液体样、固体样、气体样及失效管体样品分别进行室内测试分析的步骤，以对现场测试产生的数据进行修正。
基于上述改进的技术方案，通过上述对现场相关样品的采集，本发明能够保证原始数据的准确性和可靠性，从而进一步保证了油气田管道失效原因分析的准确性和合理性。
进一步地，步骤4中，所述预设二氧化碳分压为0.021MPa。
进一步地，步骤4中，所述预设硫酸根离子含量为10mg/L，所述预设硫酸盐还原菌含量为10个/mL，所述预设pH值范围为5～9.5。
进一步地，步骤4中，所述预设流速为4.5m/s。
进一步地，步骤4中，所述预设溶解氧含量为0.10mg/L。
进一步地，步骤4中，所述预设土壤电阻率为25Ω·m、预设直流电位为-0.85VCSE。
进一步地，步骤4中，所述预设交流电压为1V，所述预设交流电流密度为30A/m2，其中，预设交流电压和预设交流电流密度必须由裸露面积为1cm2、材质与管道相同的试片测试而得；所述预设电位偏移为20mV，所述预设电位梯度为0.5mV/m。
本发明的有益效果为：本发明提供了一种全面、准确、科学且容易被现场技术人员掌握的油气田管道失效原因的分析方法，通过对失效管体和服役环境的现场查看、采样、测试等技术手段，并结合油气田管道失效的特征，达到将油气田管道失效原因进行逐一识别的目的，解决现有技术中存在的管道失效原因分析不准确、不全面、主观性强等问题，从而为提出经济可行的防护措施、降低油气田管道的失效率、确保油气生产作业正常进行提供了重要的数据基础。
附图说明
图1为油气田管道失效原因的分析方法的流程示意图。
图2为油气田管道失效类型示意图。
具体实施方式
下面结合说明书附图对本发明油气田管道失效原因的分析方法进行详细的解释和说明。
如图1、2所示，本发明具体公开了一种油气田管道失效原因的分析方法，该分析方法包括如下步骤：
步骤1，现场查看并且记录管道失效位置信息、腐蚀产物信息、管道开裂信息、管道断裂信息、失效位置分布信息、第三方施工信息、干扰源信息、外防腐层破损信息及失效位置形貌信息；其中，管道失效位置包括管道内壁、管道外壁、管道顶部、管道底部、管道弯头、管道三通、管道变径处、异种金属焊接接头边线附近、管道接头及管道焊缝，第三方施工信息包括施工器具的外形信息，干扰源包括交流输电线路、高铁、地铁、交流电气化铁路、轻轨、磁悬浮列车、阳极地床(包括阴极保护辅助阳极地床、排流阳极地床等)、电焊区、直流接地极、矿区中的至少一种；本实施例中还包括现场查看并且记录气候信息的步骤，气候信息包括寒流、土壤冻胀、雷电、暴雨洪水、管道覆土流失、地震及滑坡信息，以及包括现场查看并记录管道内部堵塞信息的步骤。
另外，本实施例中还对现场操作人员的操作是否符合相关规范的要求进行记录，从而对油气田管道失效原因的分析起到辅助的作用，避免由于现场操作人员操作不规范而导致的错误的分析结果。
步骤2，现场采集液体样、固体样及气体样的步骤，所有的样品采集完毕后，使用专业的密封袋密封、保存以及备用；其中，液体样包括管道内部水、管道内部油及管道周边的水样，固体样包括腐蚀产物和管道周边的土壤，气体样包括管道内部气体；现场样品的采集须在现场测试之前进行，从而避免现场测试对样品可能造成的损害，并且避免了样品随着暴露时间延长而发生变化的问题，从而保证了原始数据的真实性；然后现场测试管道内部的二氧化碳分压、硫酸根离子含量、液相流速、硫酸盐还原菌含量、pH值及液相的溶解氧含量，并现场测试管道失效位置处土壤电阻率、直流电位、交流电压、交流电流密度及土壤直流电位梯度，其中，上述的管道失效位置处直流电位为对地直流电位；然后再对失效管体样品进行采集，失效管体样品的采集须在现场测试之后进行，从而避免失效管体采集对现场测试产生的影响，从而保证了现场测试数据的真实性。
对采集的液体样、固体样、气体样及失效管体样品分别进行室内测试分析的步骤，比如，送至专业的失效分析实验室进行测试分析，以对现场测试产生的数据进行修正，除了对氧含量等相关参数进行分析，还可进行氯离子含量测试、腐蚀产物分析、硫化氢含量测试、管材化学成分测试、金相组织测试、高温高压釜腐蚀模拟实验及分析，从而能够获取更多的测试数据和分析数据，为后续对油气田管道失效的原因提供更充足的数据。
步骤3，对油气田管道失效原因进行一级识别：基于现场记录的管道失效位置信息和腐蚀产物信息进行判断，如果管道失效位置内壁堆积一层肉眼可见的腐蚀产物(明显的腐蚀产物)，则管道失效原因为内腐蚀，如果管道失效位置外壁堆积一层肉眼可见的腐蚀产物且管道外防腐层破损，则管道失效原因为外腐蚀；基于现场记录的管道开裂信息和管道断裂信息进行判断，如果管道发生断裂或开裂，则管道失效原因为开裂断裂；基于现场记录的失效位置分布信息和失效位置形貌信息，如果管道自身存在缺陷(如壁厚不均匀、有焊瘤焊疤、焊接处未焊透、存在焊缝等)，则管道失效原因为制造与施工缺陷；基于现场记录的第三方施工信息和失效位置形貌信息，如果管道失效位置形貌与施工器具外形吻合，则管道失效原因为第三方破坏。本实施例将油气田管道的失效行为分为8大类、19小类，通过一级识别完成对大类的识别，通过下述的二级识别完成对小类的识别，如图2所示，8大类包括内腐蚀、外腐蚀、开裂/断裂、制造与施工缺陷、第三方破坏、误操作、自然灾害以及其它，具体小类如下，内腐蚀包括CO2腐蚀、细菌腐蚀、冲刷腐蚀、电偶腐蚀、溶解氧腐蚀以及H2S等其它介质腐蚀6小类；外腐蚀包括土壤腐蚀和杂散电流干扰腐蚀2小类；开裂/断裂包括内部介质引起的环境开裂、外部介质引起的环境开裂以及直接断裂3小类；制造与施工缺陷包括管体缺陷和施工焊缝缺陷2小类；第三方破坏包括第三方破坏1小类；误操作包括误操作1小类；自然灾害包括水文灾害和地质灾害2小类；其它包括结垢和其它2小类。
步骤4，对油气田管道失效原因进行二级识别：在一级识别后判断出管道失效原因为内腐蚀的情况下，如果管道内部的二氧化碳分压大于预设二氧化碳分压，且管道失效位置为管道顶部(输气管线)或管道底部(输油管线)，且失效位置形貌呈台梯状，且去除表面腐蚀物的金属表面呈阶梯状并存在局部蚀坑，则管道失效原因为二氧化碳腐蚀；如果管道内部的硫酸根离子含量大于预设硫酸根离子含量、硫酸盐还原菌含量大于预设硫酸盐还原菌含量、pH值在预设pH值范围内，且失效位置形貌为局部点蚀，且去除表面腐蚀物的金属表面有开口为圆孔、纵切面呈锥形的蚀坑，且圆孔内部存在同心圆形或阶梯型的圆锥结构，则管道失效原因为细菌腐蚀；如果管道内部的液相流速大于预设流速，且管道失效位置为管道弯头、管道三通、管道变径处等特定部位中的至少一种，且失效位置形貌为有方向性的槽、沟、波纹、圆孔及山谷形中的至少一种，则管道失效原因为冲刷腐蚀；如果管道失效位置为异种金属焊接接头边线附近，且只有一侧金属发生腐蚀，且失效位置形貌为沟槽状，则管道失效原因为电偶腐蚀；如果管道内部液相的溶解氧含量大于预设溶解氧含量，则管道失效原因为溶解氧腐蚀，作为优选的技术方案，溶解氧腐蚀形貌没有明显的特征，通过实验室高温高压反应釜溶解氧腐蚀模拟实验可以还原现场腐蚀特征；另外，上述方法均不能识别具体原因的内腐蚀，可识别为H2S等其他介质腐蚀；在一级识别后判断出管道失效原因为外腐蚀的情况下，如果管道失效位置处土壤电阻率小于预设土壤电阻率，且其直流电位小于预设直流电位，且防腐层存在破损点，且失效位置发生均匀腐蚀，且打磨后的失效管道表面粗糙且边缘不整齐，则管道失效原因为土壤腐蚀；如果管道失效位置方圆1km范围内存在交流输电线路、高铁、交流电气化铁路中的至少一种，且管道交流电压大于预设交流电压，且交流电流密度大于预设交流电流密度，且失效位置形貌为向外凸起的瘤状、内表面局部腐蚀，且去除表面腐蚀物的管道本体光亮、边缘整齐，则管道失效原因为交流杂散电流引起的腐蚀；如果管道失效位置方圆1km范围内存在地铁、轻轨、磁悬浮列车、阳极地床(包括阴极保护辅助阳极地床、排流阳极地床等)、电焊区、矿区中的至少一种或管道失效位置方圆10km的范围内存在直流接地极，且直流电位较自然电位的偏移大于预设电位偏移或土壤直流电位梯度大于预设电位梯度，且失效位置形貌为圆坑状局部腐蚀，则管道失效原因为直流杂散电流引起的腐蚀；在一级识别后判断出管道失效原因为开裂断裂的情况下，如果管道开裂信息中记录的管道开裂方向为从内到外，则管道失效原因为内部介质引起的环境开裂，如果管道开裂信息中记录的管道开裂方向为从外到内，则管道失效原因为外部介质引起的环境开裂；在一级识别后判断出管道失效原因为制造与施工缺陷的情况下，如果失效位置形貌信息中记录管道壁厚不均匀，或管道接头存在偏心，则管道失效原因为管体缺陷；如果管道接头或焊缝存在咬边、夹渣、未焊透、存在焊缝、气孔中的任一种现象，则管道失效原因为施工缺陷。另外，在本步骤中，如果失效管道附近有寒流且土壤冻胀且失效管道发生低温脆性断裂，或失效管道附近有雷电发生且管道截断阀室故障产生高电压后引起二次放电，或失效管道附近有暴雨洪水发生且管道覆土流失、堤岸被破坏，则管道失效原因为水文灾害；如果失效管道附近有地震或滑坡发生，且管道发生变形、位移、折弯、开裂、断裂中的任一种情况，且站场设施被破坏，则管道失效原因为地质灾害。如果管道内部结垢并导致管道发生堵塞，则管道失效原因为结垢。
下面以表格的形式对上述一级识别和二级识别进行更为详细的说明。
另外，需要说明的是，经过大量研究，本发明得到如下的“预设值”，具体地，预设二氧化碳分压为0.021Mpa，预设硫酸根离子含量为10mg/L，预设硫酸盐还原菌含量为10个/mL，预设pH值范围为5～9.5，预设流速为4.5m/s，预设溶解氧含量为0.10mg/L，预设土壤电阻率为25Ω·m、预设直流电位为-0.85VCSE，预设交流电压为1V，预设交流电流密度为30A/m2，其中，预设交流电压和预设交流电流密度必须由裸露面积为1cm2、材质与管道相同的试片测试而得；预设电位偏移为20mV，预设电位梯度为0.5mV/m。
在本说明书的描述中，参考术语“本实施例”、“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
以上仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明实质内容上所作的任何修改、等同替换和简单改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：该分析方法包括如下步骤：
步骤1，现场查看并且记录管道失效位置信息、腐蚀产物信息、管道开裂信息、管道断裂信息、失效位置分布信息、第三方施工信息、干扰源信息、外防腐层破损信息及失效位置形貌信息；其中，管道失效位置包括管道内壁、管道外壁、管道顶部、管道底部、管道弯头、管道三通、管道变径处、异种金属焊接接头边线附近、管道接头及管道焊缝，第三方施工信息包括施工器具的外形信息，干扰源包括交流输电线路、高铁、地铁、交流电气化铁路、轻轨、磁悬浮列车、阳极地床、电焊区、直流接地极、矿区中的至少一种；
步骤2，现场测试管道内部的二氧化碳分压、硫酸根离子含量、液相流速、硫酸盐还原菌含量、pH值及液相的溶解氧含量，并现场测试管道失效位置处土壤电阻率、直流电位、交流电压、交流电流密度及土壤直流电位梯度；
步骤3，对油气田管道失效原因进行一级识别：基于现场记录的管道失效位置信息和腐蚀产物信息进行判断，如果管道失效位置内壁堆积一层肉眼可见的腐蚀产物，则管道失效原因为内腐蚀，如果管道失效位置外壁堆积一层肉眼可见的腐蚀产物且管道外防腐层破损，则管道失效原因为外腐蚀；基于现场记录的管道开裂信息和管道断裂信息进行判断，如果管道发生断裂或开裂，则管道失效原因为开裂断裂；基于现场记录的失效位置分布信息和失效位置形貌信息，如果管道自身存在缺陷，则管道失效原因为制造与施工缺陷；基于现场记录的第三方施工信息和失效位置形貌信息，如果管道失效位置形貌与施工器具外形吻合，则管道失效原因为第三方破坏；
步骤4，对油气田管道失效原因进行二级识别：在一级识别后判断出管道失效原因为内腐蚀的情况下，如果管道内部的二氧化碳分压大于预设二氧化碳分压，且管道失效位置为管道顶部或管道底部，且失效位置形貌呈台梯状，且去除表面腐蚀物的金属表面呈阶梯状并存在局部蚀坑，则管道失效原因为二氧化碳腐蚀；如果管道内部的硫酸根离子含量大于预设硫酸根离子含量、硫酸盐还原菌含量大于预设硫酸盐还原菌含量、pH值在预设pH值范围内，且失效位置形貌为局部点蚀，且去除表面腐蚀物的金属表面有开口为圆孔、纵切面呈锥形的蚀坑，且所述圆孔内部存在同心圆形或阶梯型的圆锥结构，则管道失效原因为细菌腐蚀；如果管道内部的液相流速大于预设流速，且管道失效位置为管道弯头、管道三通、管道变径处中的至少一种，且失效位置形貌为有方向性的槽、沟、波纹、圆孔及山谷形中的至少一种，则管道失效原因为冲刷腐蚀；如果管道失效位置为异种金属焊接接头边线附近，且只有一侧金属发生腐蚀，且失效位置形貌为沟槽状，则管道失效原因为电偶腐蚀；如果管道内部液相的溶解氧含量大于预设溶解氧含量，则管道失效原因为溶解氧腐蚀；在一级识别后判断出管道失效原因为外腐蚀的情况下，如果管道失效位置处土壤电阻率小于预设土壤电阻率，且其直流电位小于预设直流电位，且防腐层存在破损点，且失效位置发生均匀腐蚀，且打磨后的失效管道表面粗糙且边缘不整齐，则管道失效原因为土壤腐蚀；如果管道失效位置方圆1km范围内存在交流输电线路、高铁、交流电气化铁路中的至少一种，且管道交流电压大于预设交流电压，且交流电流密度大于预设交流电流密度，且失效位置形貌为向外凸起的瘤状、内表面局部腐蚀，且去除表面腐蚀物的管道本体光亮、边缘整齐，则管道失效原因为交流杂散电流引起的腐蚀；如果管道失效位置方圆1km范围内存在地铁、轻轨、磁悬浮列车、阳极地床、电焊区、矿区中的至少一种或管道失效位置方圆10km的范围内存在直流接地极，且直流电位较自然电位的偏移大于预设电位偏移或土壤直流电位梯度大于预设电位梯度，且失效位置形貌为圆坑状局部腐蚀，则管道失效原因为直流杂散电流引起的腐蚀；在一级识别后判断出管道失效原因为开裂断裂的情况下，如果管道开裂信息中记录的管道开裂方向为从内到外，则管道失效原因为内部介质引起的环境开裂，如果管道开裂信息中记录的管道开裂方向为从外到内，则管道失效原因为外部介质引起的环境开裂；在一级识别后判断出管道失效原因为制造与施工缺陷的情况下，如果失效位置形貌信息中记录管道壁厚不均匀，或管道接头存在偏心，则管道失效原因为管体缺陷；如果管道接头或焊缝存在咬边、夹渣、未焊透、存在焊缝、气孔中的任一种现象，则管道失效原因为施工缺陷。
2.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤1中，还包括现场查看并且记录气候信息的步骤，所述气候信息包括寒流、土壤冻胀、雷电、暴雨洪水、管道覆土流失、地震及滑坡信息；
步骤4中，如果失效管道附近有寒流且土壤冻胀且失效管道发生低温脆性断裂，或失效管道附近有雷电发生且管道截断阀室故障产生高电压后引起二次放电，或失效管道附近有暴雨洪水发生且管道覆土流失、堤岸被破坏，则管道失效原因为水文灾害；如果失效管道附近有地震或滑坡发生，且管道发生变形、位移、折弯、开裂、断裂中的任一种情况，且站场设施被破坏，则管道失效原因为地质灾害。
3.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤1中，还包括现场查看并记录管道内部堵塞信息的步骤；
步骤4中，如果管道内部结垢并导致管道发生堵塞，则管道失效原因为结垢。
4.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤2中，在现场测试步骤之前，还包括现场采集液体样、固体样及气体样的步骤；其中，所述液体样包括管道内部水、管道内部油及管道周边的水样，所述固体样包括腐蚀产物和管道周边的土壤，所述气体样包括管道内部气体；在现场测试步骤之后，还包括对失效管体样品进行采集的步骤；
步骤3中，在进行一级识别步骤之前，还包括对采集的液体样、固体样、气体样及失效管体样品分别进行室内测试分析的步骤，以对现场测试产生的数据进行修正。
5.根据权利要求1或4所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤4中，所述预设二氧化碳分压为0.021MPa。
6.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤4中，所述预设硫酸根离子含量为10mg/L，所述预设硫酸盐还原菌含量为10个/mL，所述预设pH值范围为5～9.5。
7.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤4中，所述预设流速为4.5m/s。
8.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤4中，所述预设溶解氧含量为0.10mg/L。
9.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤4中，所述预设土壤电阻率为25Ω·m、预设直流电位为-0.85VCSE。
10.根据权利要求1所述的油气田管道失效原因的分析方法，其特征在于：
步骤4中，所述预设交流电压为1V，所述预设交流电流密度为30A/m2，其中，预设交流电压和预设交流电流密度必须由裸露面积为1cm2、材质与管道相同的试片测试而得；所述预设电位偏移为20mV，所述预设电位梯度为0.5mV/m。
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