摘 ?要：海管完整性管理作為油田設(shè)備完整性管理的一部分，主要通過(guò)監(jiān)測(cè)和檢測(cè)等方式，獲取相關(guān)的信息，對(duì)可能影響管道失效的危害因素進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，從而達(dá)到減少和預(yù)防管道事故發(fā)生，達(dá)到保障管道安全運(yùn)行的目的。本文通過(guò)對(duì)某海底運(yùn)輸管線(xiàn)運(yùn)行情況簡(jiǎn)單闡述常見(jiàn)的管道腐蝕機(jī)理和防腐措施，為管線(xiàn)安全提供技術(shù)支持，盡量降低管線(xiàn)腐蝕程度，延長(zhǎng)管線(xiàn)的使用壽命，確保油田的正常生產(chǎn)和運(yùn)行。

關(guān)鍵詞：海管;腐蝕;機(jī)理;措施

一、引言

海底管道多為油、氣、水多相輸送，常常含有 CO2、H2S、鹽（氯化物）、砂子和蠟等介質(zhì)，在流動(dòng)狀態(tài)下容易產(chǎn)生各種類(lèi)型的腐蝕，如電化學(xué)腐蝕、細(xì)菌腐蝕等。導(dǎo)致海底管道壁厚減薄、局部腐蝕穿孔或者腐蝕失效，直接影響著海底管道的安全運(yùn)行【1】。

二、面臨問(wèn)題

某油田海底管道，采用單層不保溫管線(xiàn)，管材是API-5L-X65管線(xiàn)鋼，管徑為273.05mm，壁厚為11.1mm，腐蝕裕量為3.9mm，外防腐材料為三層 PE、厚度2.8mm，設(shè)計(jì)壽命為15年。

2019年油田組織對(duì)該海底管線(xiàn)進(jìn)行了內(nèi)檢測(cè)，共檢測(cè)出了 32處腐蝕異常和 10 處管道機(jī)加工缺陷計(jì)算壁厚損失大于等于 10%的金屬缺失缺陷。從整體上看，缺陷主要分布在里程位置3000m-8000m附近處。管線(xiàn)腐蝕情況比預(yù)測(cè)要嚴(yán)重一些，因此找出導(dǎo)致管線(xiàn)腐蝕因素稱(chēng)為能否采取合理措施抑制管線(xiàn)腐蝕的重中之重。

三、管道腐蝕機(jī)理分析

管道的腐蝕問(wèn)題是影響油氣設(shè)施完整性的重要因素。在油氣管道完整性面臨諸多潛在威脅中，腐蝕是最重要的問(wèn)題之一【2】。為了預(yù)防腐蝕導(dǎo)致的漏油等事故，采取合理措施，特對(duì)本海管腐蝕機(jī)理研究如下。

（一） 二氧化碳腐蝕

二氧化碳腐蝕是導(dǎo)致海底管道內(nèi)腐蝕的最重要形式，特別對(duì)于我國(guó)南海油氣田而言， 在輸送介質(zhì)中往往含有二氧化碳且比例較高，對(duì)于碳鋼管線(xiàn)形成了較大的挑戰(zhàn)。二氧化碳腐蝕也是油氣田生產(chǎn)中管材腐蝕失效的主要原因之一。一般來(lái)說(shuō)，干燥的二氧化碳對(duì)碳鋼并沒(méi)有腐蝕性或其腐蝕性極為輕微。但溶于水均形成弱酸，對(duì)鋼鐵造成電化學(xué)腐蝕，其陽(yáng)極過(guò)程為鐵的溶解并形成碳酸亞鐵或硫化亞鐵腐蝕產(chǎn)物，陰極過(guò)程則主要為氫離子還原反應(yīng)。

（二） 硫化氫腐蝕

硫化氫是一種無(wú)色有毒氣體，當(dāng)硫化氫溶解在水中顯著降低 pH 值，通常會(huì)導(dǎo)致碳鋼發(fā)生點(diǎn)蝕，并且受到金屬表面形成的腐蝕產(chǎn)物膜不同類(lèi)型的影響。含H2S酸性油氣田上的金屬設(shè)施，常見(jiàn)的腐蝕破壞通?？煞譃閮煞N類(lèi)型：一類(lèi)為電化學(xué)反應(yīng)過(guò)程中陽(yáng)極鐵溶解導(dǎo)致的全面腐蝕和/或局部腐蝕，表現(xiàn)為金屬設(shè)施的壁厚減薄和/或點(diǎn)蝕穿孔等局部腐蝕破壞;另一類(lèi)為電化學(xué)反應(yīng)過(guò)程中陰極析出的氫原子，由于硫化氫的存在，阻止其結(jié)合成氫分子逸出，而進(jìn)入鋼中，導(dǎo)致鋼材硫化氫環(huán)境開(kāi)裂

（三） 細(xì)菌腐蝕

硫酸鹽還原菌是一種厭氧的微生物，廣泛存在于地下管道以及油氣井等缺氧環(huán)境中，也是海底管道內(nèi)腐蝕的重要原因之一。硫酸鹽還原菌在含水大于2～3%的環(huán)境才能存活，最適合硫酸鹽還原菌生長(zhǎng)的pH值范圍是5.0～9.5，大多數(shù)的油氣管道生產(chǎn)環(huán)境的pH值都落在這個(gè)范圍內(nèi)，同時(shí)，硫酸鹽還原菌代謝需要硫酸鹽離子參與，將硫酸鹽離子還原成其他產(chǎn)物，一般硫酸根離子含量大于10ppm比較適合硫酸鹽還原菌存活。細(xì)菌腐蝕問(wèn)題往往與垢下腐蝕等局部環(huán)境相關(guān)。

（四） 垢下腐蝕

在油氣管道內(nèi)部固體顆粒沉積主要包括砂、淤泥、瀝青以及腐蝕產(chǎn)物、碳酸鈣、硫酸鈣等難溶顆粒。固體顆粒沉積通常發(fā)生在流體流動(dòng)速率較低及清管不充分的條件，固體顆粒沉積后往往會(huì)導(dǎo)致局部產(chǎn)生較為嚴(yán)重的沉積物下腐蝕。此外，固體顆粒沉積可能會(huì)促進(jìn)細(xì)菌生長(zhǎng)，增大細(xì)菌腐蝕的可能性。垢下腐蝕實(shí)際上是基于二氧化碳、硫化氫等基本腐蝕類(lèi)型的高級(jí)組合方式，即垢下環(huán)境提供了局部腐蝕快速發(fā)生的局部條件，加速了二氧化碳、硫化氫的局部腐蝕。

（五） 流態(tài)影響

流態(tài)對(duì)腐蝕速率有顯著和直接的影響，因?yàn)樗鼈兏淖兘橘|(zhì)的傳遞與管道表面條件。不同離子的擴(kuò)散、腐蝕的發(fā)生都與之相關(guān)，本條海底管道主要輸送介質(zhì)，存在油水分層流的情況，在彎頭、閥門(mén)、法蘭區(qū)域容易形成湍流腐蝕，管道更容易發(fā)生腐蝕。一般腐蝕流體的流動(dòng)方向切入金屬表面層，蝕谷光滑沒(méi)有腐蝕產(chǎn)物積存。由于腐蝕機(jī)理的不同，在同一流態(tài)中流動(dòng)的影響也是不同，一般來(lái)說(shuō)段塞流對(duì)管線(xiàn)沖刷腐蝕嚴(yán)重。

四、管道防腐措施

海底管道是海上油氣田的重要組成部分，因其出入口溫度、壓力變化大，輸運(yùn)介質(zhì)不斷變化，因此導(dǎo)致管線(xiàn)腐蝕的因素不是長(zhǎng)期不變，會(huì)隨著開(kāi)采時(shí)間變化而不同。

目前油氣田常用防腐措施主要有以下幾方面。首先根源消除，不同開(kāi)采層位進(jìn)行測(cè)試;設(shè)計(jì)階段優(yōu)選外輸管線(xiàn)管材;對(duì)運(yùn)行中的海管定期進(jìn)行管線(xiàn)外勘、海管內(nèi)檢測(cè);日常作業(yè)做好管線(xiàn)上下岸溫度、壓力、流量、PH監(jiān)測(cè)、細(xì)菌檢測(cè)、硫化氫監(jiān)測(cè)等，發(fā)現(xiàn)問(wèn)題及時(shí)處理。定期對(duì)管線(xiàn)進(jìn)行通球清管，避免油泥沉積或者阻垢帶來(lái)的腐蝕，對(duì)于結(jié)構(gòu)嚴(yán)重點(diǎn)也可以采用局部酸化處理。地面工藝處理方面，主要根據(jù)實(shí)際情況精確添加化學(xué)藥劑，如緩蝕劑、阻垢劑、殺菌劑等;利用腐蝕刮片、腐蝕探針監(jiān)測(cè)腐蝕變化情況或采取基于風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估的設(shè)備檢驗(yàn)技術(shù); 部分管線(xiàn)設(shè)計(jì)腐蝕旁路，選用同樣材質(zhì)的管材，便于直觀分析。對(duì)于腐蝕嚴(yán)重管線(xiàn)要制定應(yīng)急預(yù)案，落實(shí)應(yīng)急資源，確保海管安全運(yùn)行。

五、結(jié)束語(yǔ)

海底管道是海上油氣田的重要組成部分，因其出入口溫度、壓力變化大，輸運(yùn)介質(zhì)中含有二氧化碳、硫化氫等腐蝕性物質(zhì)，同時(shí)砂垢沉積容易導(dǎo)致細(xì)菌的孳生等因素，因此，海底管道遭受著巨大的內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)多數(shù)情況下是有多個(gè)因素或者機(jī)制協(xié)同作用產(chǎn)生。實(shí)際生產(chǎn)中需要對(duì)井下產(chǎn)出物、地面工藝技術(shù)、下游輸送多方面分析，根據(jù)檢測(cè)數(shù)據(jù)選取合理的防護(hù)措施。

參考文獻(xiàn)

[1]雷博;徐剛;郭宏;探析油田集輸管線(xiàn)的腐蝕原因及防腐措施[J];石化技術(shù);2015年04期

[2]尹斌;陳健飛;盛華;基于風(fēng)險(xiǎn)的油田油氣集輸管線(xiàn)維護(hù)決策優(yōu)化方法[J];化工設(shè)備與管道;2012年02期

作者簡(jiǎn)介：田旭亮（1984.5- ），男，山西省平遙縣人，本科，海洋油氣操作工高級(jí)技師，研究方向：海洋石油采油工藝