浅析海洋石油管道腐蚀与保护

摘  要：海管完整性管理作为油田设备完整性管理的一部分，主要通过监测和检测等方式，获取相关的信息，对可能影响管道失效的危害因素进行风险评估，从而达到减少和预防管道事故发生，达到保障管道安全运行的目的。本文通过对某海底运输管线运行情况简单阐述常见的管道腐蚀机理和防腐措施，为管线安全提供技术支持，尽量降低管线腐蚀程度，延长管线的使用寿命，确保油田的正常生产和运行。

关键词：海管;腐蚀;机理;措施

一、引言

海底管道多为油、气、水多相输送，常常含有 CO2、H2S、盐（氯化物）、砂子和蜡等介质，在流动状态下容易产生各种类型的腐蚀，如电化学腐蚀、细菌腐蚀等。导致海底管道壁厚减薄、局部腐蚀穿孔或者腐蚀失效，直接影响着海底管道的安全运行【1】。

二、面临问题

某油田海底管道，采用单层不保温管线，管材是API-5L-X65管线钢，管径为273.05mm，壁厚为11.1mm，腐蚀裕量为3.9mm，外防腐材料为三层 PE、厚度2.8mm，设計寿命为15年。

2019年油田组织对该海底管线进行了内检测，共检测出了 32处腐蚀异常和 10 处管道机加工缺陷计算壁厚损失大于等于 10%的金属缺失缺陷。从整体上看，缺陷主要分布在里程位置3000m-8000m附近处。管线腐蚀情况比预测要严重一些，因此找出导致管线腐蚀因素称为能否采取合理措施抑制管线腐蚀的重中之重。

三、管道腐蚀机理分析

管道的腐蚀问题是影响油气设施完整性的重要因素。在油气管道完整性面临诸多潜在威胁中，腐蚀是最重要的问题之一【2】。为了预防腐蚀导致的漏油等事故，采取合理措施，特对本海管腐蚀机理研究如下。

（一） 二氧化碳腐蚀

二氧化碳腐蚀是导致海底管道内腐蚀的最重要形式，特别对于我国南海油气田而言， 在输送介质中往往含有二氧化碳且比例较高，对于碳钢管线形成了较大的挑战。二氧化碳腐蚀也是油气田生产中管材腐蚀失效的主要原因之一。一般来说，干燥的二氧化碳对碳钢并没有腐蚀性或其腐蚀性极为轻微。但溶于水均形成弱酸，对钢铁造成电化学腐蚀，其阳极过程为铁的溶解并形成碳酸亚铁或硫化亚铁腐蚀产物，阴极过程则主要为氢离子还原反应。

（二） 硫化氢腐蚀

硫化氢是一种无色有毒气体，当硫化氢溶解在水中显著降低 pH 值，通常会导致碳钢发生点蚀，并且受到金属表面形成的腐蚀产物膜不同类型的影响。含H2S酸性油气田上的金属设施，常见的腐蚀破坏通常可分为两种类型：一类为电化学反应过程中阳极铁溶解导致的全面腐蚀和/或局部腐蚀，表现为金属设施的壁厚减薄和/或点蚀穿孔等局部腐蚀破坏;另一类为电化学反应过程中阴极析出的氢原子，由于硫化氢的存在，阻止其结合成氢分子逸出，而进入钢中，导致钢材硫化氢环境开裂

（三） 细菌腐蚀

硫酸盐还原菌是一种厌氧的微生物，广泛存在于地下管道以及油气井等缺氧环境中，也是海底管道内腐蚀的重要原因之一。硫酸盐还原菌在含水大于2～3%的环境才能存活，最适合硫酸盐还原菌生长的pH值范围是5.0～9.5，大多数的油气管道生产环境的pH值都落在这个范围内，同时，硫酸盐还原菌代谢需要硫酸盐离子参与，将硫酸盐离子还原成其他产物，一般硫酸根离子含量大于10ppm比较适合硫酸盐还原菌存活。细菌腐蚀问题往往与垢下腐蚀等局部环境相关。

（四） 垢下腐蚀

在油气管道内部固体颗粒沉积主要包括砂、淤泥、沥青以及腐蚀产物、碳酸钙、硫酸钙等难溶颗粒。固体颗粒沉积通常发生在流体流动速率较低及清管不充分的条件，固体颗粒沉积后往往会导致局部产生较为严重的沉积物下腐蚀。此外，固体颗粒沉积可能会促进细菌生长，增大细菌腐蚀的可能性。垢下腐蚀实际上是基于二氧化碳、硫化氢等基本腐蚀类型的高级组合方式，即垢下环境提供了局部腐蚀快速发生的局部条件，加速了二氧化碳、硫化氢的局部腐蚀。

（五） 流态影响

流态对腐蚀速率有显著和直接的影响，因为它们改变介质的传递与管道表面条件。不同离子的扩散、腐蚀的发生都与之相关，本条海底管道主要输送介质，存在油水分层流的情况，在弯头、阀门、法兰区域容易形成湍流腐蚀，管道更容易发生腐蚀。一般腐蚀流体的流动方向切入金属表面层，蚀谷光滑没有腐蚀产物积存。由于腐蚀机理的不同，在同一流态中流动的影响也是不同，一般来说段塞流对管线冲刷腐蚀严重。

四、管道防腐措施

海底管道是海上油气田的重要组成部分，因其出入口温度、压力变化大，输运介质不断变化，因此导致管线腐蚀的因素不是长期不变，会随着开采时间变化而不同。

目前油气田常用防腐措施主要有以下几方面。首先根源消除，不同开采层位进行测试;设计阶段优选外输管线管材;对运行中的海管定期进行管线外勘、海管内检测;日常作业做好管线上下岸温度、压力、流量、PH监测、细菌检测、硫化氢监测等，发现问题及时处理。定期对管线进行通球清管，避免油泥沉积或者阻垢带来的腐蚀，对于结构严重点也可以采用局部酸化处理。地面工艺处理方面，主要根据实际情况精确添加化学药剂，如缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂等;利用腐蚀刮片、腐蚀探针监测腐蚀变化情况或采取基于风险评估的设备检验技术; 部分管线设计腐蚀旁路，选用同样材质的管材，便于直观分析。对于腐蚀严重管线要制定应急预案，落实应急资源，确保海管安全运行。

五、结束语

海底管道是海上油气田的重要组成部分，因其出入口温度、压力变化大，输运介质中含有二氧化碳、硫化氢等腐蚀性物质，同时砂垢沉积容易导致细菌的孳生等因素，因此，海底管道遭受着巨大的内腐蚀风险多数情况下是有多个因素或者机制协同作用产生。实际生产中需要对井下产出物、地面工艺技术、下游输送多方面分析，根据检测数据选取合理的防护措施。

参考文献

[1]雷博;徐刚;郭宏;探析油田集输管线的腐蚀原因及防腐措施[J];石化技术;2015年04期

[2]尹斌;陈健飞;盛华;基于风险的油田油气集输管线维护决策优化方法[J];化工设备与管道;2012年02期

作者简介：田旭亮（1984.5- ），男，山西省平遥县人，本科，海洋油气操作工高级技师，研究方向：海洋石油采油工艺