海底油气管道腐蚀与防护技术现状

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1、报告题目：海底油气管道腐蚀与防护技术现状报告人：刘小辉副总工/教授级高工单位：中国石化安全工程研究院设备安全研究室第2届海洋材料腐蚀与防护大会北京·2015中国石化安全工程研究院内容一、海底管道的发展与防腐现状√二、海底管道防腐面临的困难三、海底管道防腐措施四、海底管道腐蚀评价与检测技术五、建议中国石化安全工程研究院一、海底管道的发展与防腐现状1.1国内外海底管道的发展现状海底管道是海上油气田开发工程设施的主要组成部分，担负着海上油气输送的重要任务。第1条海底管道：1954年，美国Brown&Root海洋工程公司在墨西哥湾铺设。铺设水深：2014年

2、完工的从阿尔及利亚延伸至撒丁岛的地中海水下Galsi管道创造了2824m的新水深记录管道长度：2004-2007年，在挪威和英国之间铺设的Langeled天然气管道的长度达1173km，成为世界最长的海底管道钢管厚度：俄罗斯和欧洲之间穿越波罗的海的输气管道，使用了X70钢管，管径1219mm，最大壁厚达到41mm，是目前海底管道工程中应用最大壁厚钢管。我国1973年首次在山东黄岛采用浮游法铺设了3条500m从系泊装置至岸上的海底输油管道，又于1985年渤海石油海上工程公司在埕北油田也采用浮游法成功地铺设了1.6km钻采平台之间的海底输油管道。随着

3、海上石油的开采不断升温，我国海底管道铺设的里程不断攀升，发展到如今已达6000km，最深达到1500m，最长达800km，最大壁厚为31.8mm。中国石化安全工程研究院一、海底管道的发展与防腐现状1.2海底管道的防腐现状浪潮冲刷环第三方活动境损伤甚至失效恶海床地质变化劣海底管道的大敌（腐蚀失效占腐蚀35%，主要的失效形式）中国石化安全工程研究院一、海底管道的发展与防腐现状1.2海底管道的防腐现状防腐设计缺陷施工质量内腐蚀管内输送介质腐运行中的防腐管理不当经济损失蚀分海水腐蚀环境污染类外腐蚀土壤、海泥腐蚀微生物腐蚀案例1：2007年，我国南海涠洲12-1

4、至11-4原油管道因腐蚀发生泄漏，油田停产近200天，造成巨大经济损失。案例2：2008年12月22日，阿塞拜疆里海一条铺设30多年的海底管道发生腐蚀泄漏，飘浮于海面的石油形成几公里污染带。中国石化安全工程研究院内容一、海底管道的发展与防腐现状二、海底管道防腐面临的困难√三、海底管道防腐措施四、海底管道腐蚀评价与检测技术五、建议中国石化安全工程研究院二、海底管道防腐面临的困难1.防腐蚀设计缺陷：主要表现为初始设计参数与投产后不符，如文昌油田某海底管道原设计CO2含量仅为7.48%，且不含H2S，投产后CO2含量最高达到20%，且存在少量H2S，发生腐

5、蚀穿孔事件。此外设计初期未考虑增设检验装备和计划，造成后期管道维护及监测困难。2.施工质量得不到保证，管道制作及安装过程存在焊接、内涂等过程，任何一个环节没有按照相关标准和规范操作，都有埋下腐蚀隐患。如焊接时的夹杂、内涂时的针孔等都会导致局部腐蚀的发生。3.输送环境恶劣，海洋环境及管内输送介质含有HS、CO、Cl-、SO2-、水、224微生物、固体沉凝物等，它们都会引起管壁减薄、坑蚀氢脆或应力腐蚀开裂；浪潮冲刷、海床地质变化及第三方活动等加速腐蚀，导致管体破坏。4.腐蚀检测难度大、检测费用高。由于海洋环境的特殊性，海底管道不具备陆上管道可以反复查

6、看和检测的便利条件，且海底管道多埋于海床下的管沟内，海底管道的检测比较困难，需要适用于海洋环境的检测船舶和检测仪器。有关资料显示，我国90%的海底管道从投产以来未进行任何清管、通球等基本维护。5.运营阶段防腐蚀管理不当，海底管道投用后没有根据实际生产工况进行化学药剂筛选，没有采取除氧、脱硫、除砂、脱水和露点控制等防腐蚀工艺，都会导致腐蚀加剧。中国石化安全工程研究院内容一、海底管道的发展与防腐现状二、海底管道防腐面临的困难三、海底管道防腐措施√四、海底管道腐蚀评价与检测技术五、建议中国石化安全工程研究院三、海底管道防腐措施1、海底管道外防腐——采取涂

7、层防护与阴极保护相结合的方法。想在管道上得到完美无瑕的涂层几乎是不可能的，因施工或者老化等原因总会存在一些缺陷，比如气孔、针孔等，这会影响涂层的耐久性，一旦这些地方发生腐蚀就会导致涂层失效。因此，目前海底管道外防腐的通常做法是涂层与阴极保护联合使用。（1）海洋工程应用较多的涂层是三层聚乙烯涂层（3LPE）和三层聚丙烯涂层（3LPP）。（2）海底管道的阴极保护主要采用牺牲阳极的阴极保护，通常选用的阳极材料是手镯式铝合金。手镯式牺牲阳极3LPE+手镯式阳极联合防护的管道中国石化安全工程研究院三、海底管道防腐措施2、合理选材，增加腐蚀裕量根据腐蚀情况采取碳

8、钢加腐蚀余量和碳钢内衬耐蚀合金等防腐形式。增加腐蚀裕量是控制海管内腐蚀的常用方法，一般在计算壁