徐學(xué)武

    （中海石油（中國）有限公司湛江分公司，湛江５２４０５７）

    海底管道作為海上油氣集輸?shù)拇髣用}，相對于其他運(yùn)輸方式，由于具有更加經(jīng)濟(jì)、安全、節(jié)能、快捷的優(yōu)勢，正發(fā)揮著日益重要的作用。然而海洋環(huán)境惡劣，作業(yè)支持困難、修復(fù)難度大且成本高，一旦發(fā)生油氣泄漏事故不僅會造成經(jīng)濟(jì)損失，而且有可能導(dǎo)致火災(zāi)爆炸、環(huán)境污染。據(jù)統(tǒng)計，中國海洋石油總公司所屬海底油氣管道（以下簡稱海管）從１９９５年至２０１２ 年共發(fā)生故障３８ 起，其中內(nèi)腐蝕原因１１起，占２８。９％，且有日益增長的趨勢。開展海管內(nèi)腐蝕機(jī)理與防護(hù)技術(shù)的研究對延長其使用壽命、保障油氣田安全生產(chǎn)有十分重要的意義。

    １ 內(nèi)腐蝕原因分析

    海管腐蝕形式與其所處的海洋環(huán)境和采取的防護(hù)措施密切相關(guān)，按腐蝕位置分為管內(nèi)腐蝕與管外腐蝕。管內(nèi)腐蝕一般發(fā)生在油氣水混輸管道，原因可歸納為主觀和客觀兩大類：主觀原因包括防腐蝕收稿日期：２０１３－０８－１５通信作者：徐學(xué)武（１９７９－），工程師，碩士，從事管道防腐蝕相關(guān)工作，１３７２６９１１１２２，ｘｘｗｃｈｉｎｅｒｇｙ＠１６３。ｃｏｍ措施、施工質(zhì)量、運(yùn)營管理等；客觀原因包括管道所處環(huán)境、輸送介質(zhì)的化學(xué)組成及其腐蝕性、輸送工藝的物理因素等。原因按主次順序概括為：

    （１）腐蝕性介質(zhì)　主要有ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、ＳＯ２、Ｏ２、Ｃｌ－、水、細(xì)菌、酸堿鹽、固體沉凝物等。它們都可能在管內(nèi)引發(fā)化學(xué)和電化學(xué)腐蝕，引起管壁減薄、坑蝕、氫鼓泡、氫脆或應(yīng)力腐蝕開裂，從而導(dǎo)致管體破壞。此外，腐蝕產(chǎn)物還會污染管輸介質(zhì)。

    （２）輸送工藝和物理因素　輸送流體的溫度、壓力、流速、流量等工藝參數(shù)的變化，夾帶的固體顆粒、振動、沉淀、砂磨等因素的相互作用都會對管道內(nèi)壁腐蝕起到不同程度的促進(jìn)作用。例如，ＨＺ２６－１北為氣舉井，采出的原油含有砂粒，從水平段到立管彎頭后由于流速的變化造成沖蝕穿孔。

    （３）防腐蝕設(shè)計缺陷　根據(jù)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，很多油氣田投產(chǎn)后發(fā)現(xiàn)原油天然氣實(shí)際物性和ＯＤＰ（總體開發(fā)方案）的原始設(shè)計差異較大。比如，文昌油田某海管原設(shè)計ＣＯ２含量僅為７。４８％，且不含Ｈ２Ｓ，投產(chǎn)后ＣＯ２含量最高達(dá)到２０％，且存在少量Ｈ２Ｓ，發(fā)生腐蝕穿孔事件。

    （４）運(yùn)營階段防腐蝕管理不當(dāng)　海管投用后，作業(yè)者沒有根據(jù)生產(chǎn)工況篩選化學(xué)藥劑；未采取新技術(shù)進(jìn)行有效的腐蝕監(jiān)測、檢測；除氧、脫水和露點(diǎn)控制等工藝措施不到位等，從而導(dǎo)致腐蝕加劇。

    （５）施工質(zhì)量不高　管道制作及安裝過程存在焊接、除銹、涂裝、固化等質(zhì)量問題及補(bǔ)口、維修未完全按防腐蝕標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范執(zhí)行，都可埋下腐蝕隱患。在環(huán)焊縫處或者覆蓋層缺陷造成的裸露部位，會造成大陰極小陽極的不利面積比，加速該部位腐蝕穿孔。帶有防腐蝕內(nèi)涂層的管道，在管接頭焊接時受高溫影響，使熱影響區(qū)的內(nèi)涂層失效，造成腐蝕電流集中。另外，由于管端無防水帽密封或者損壞導(dǎo)致水進(jìn)入保溫層，保溫失效后會引發(fā)管內(nèi)細(xì)菌腐蝕。

    ２ 內(nèi)腐蝕分析

    ２.１ ＣＯ２腐蝕

     隨著深層含ＣＯ２油氣井的開發(fā)、含水量的增加以及注ＣＯ２強(qiáng)化采油工藝的應(yīng)用，ＣＯ２腐蝕已成為目前亟待解決的重要課題之一。ＣＯ２腐蝕最典型的特征是管道的局部產(chǎn)生點(diǎn)蝕、蘚狀腐蝕和臺面狀腐蝕，后者是腐蝕過程最嚴(yán)重的。當(dāng)管道中存在游離態(tài)水時，ＣＯ２溶入水生成碳酸，在相同ｐＨ 下，碳酸對低碳鋼的腐蝕速率可達(dá)３～６ｍｍ／ａ。其腐蝕產(chǎn)物碳酸鹽（ＦｅＣＯ３、ＣａＣＯ３）或結(jié)垢產(chǎn)物膜在鋼鐵表面不同區(qū)域的覆蓋程度不同，這種差異形成了自催化作用很強(qiáng)的腐蝕電偶，極易造成ＣＯ２局部腐蝕。

    影響ＣＯ２腐蝕的因素比較多，溫度、水分、ＣＯ２分壓、流速、合金元素、Ｃｌ－、ＨＣＯ３－、Ｃａ２＋ 和Ｍｇ２＋、細(xì)菌、Ｆｅ３Ｃ濃度、ＦｅＣＯ３溶解度、保護(hù)膜、管材的熱處理及顯微組織等對腐蝕都有一定的影響［１］。

    ２.２ Ｈ２Ｓ腐蝕

    Ｈ２Ｓ是油氣水混輸介質(zhì)中含有的酸性氣體，在溫度、壓力、流速以及交變應(yīng)力等多種因素的影響下，具有較強(qiáng)的腐蝕性，通常表現(xiàn)為點(diǎn)蝕。

    腐蝕產(chǎn)物ＦｅＳ的溶解度非常低，通常黏著于金屬表面成為產(chǎn)物膜。當(dāng)ＦｅＳ致密且與金屬基體結(jié)合緊密時，對腐蝕具有一定的減緩作用，反之，可與金屬基體形成電位差為０。２～０。４Ｖ的強(qiáng)電偶，在腐蝕產(chǎn)物膜的缺陷處加速腐蝕，造成很深的點(diǎn)蝕。腐蝕速率隨Ｈ２Ｓ濃度的變化主要與輸送介質(zhì)的含水量和相應(yīng)的腐蝕產(chǎn)物有關(guān)。含水量低時，腐蝕產(chǎn)物主要由ＦｅＳ和ＦｅＳ２組成，晶粒直徑小于０。０２μｍ，這將阻止Ｆｅ２＋ 的擴(kuò)散，起到一定的保護(hù)作用；含水量較高時，腐蝕產(chǎn)物主要為Ｆｅ９Ｓ８，其晶格不完整，不能阻止Ｆｅ２＋ 的擴(kuò)散，從而導(dǎo)致管道嚴(yán)重腐蝕。

    Ｈ２Ｓ作為陰極去極化劑，不僅由于電化學(xué)腐蝕造成點(diǎn)蝕，還經(jīng)常由于氫原子進(jìn)入金屬而導(dǎo)致硫化氫應(yīng)力開裂（ＳＳＣ）和氫致開裂（ＨＩＣ）。當(dāng)溶液中或金屬基體表面有硫化物存在時，一定程度上阻止了氫離子結(jié)合成氫分子，使氫原子在金屬表面不斷集結(jié)并進(jìn)入金屬內(nèi)部，當(dāng)遇到管材內(nèi)部初始裂紋、空隙、夾雜、晶格層間錯斷等缺陷時，氫原子就會在這些缺陷部位結(jié)合成氫分子，而氫分子的體積是氫原子的２０倍。由于體積膨脹，在金屬內(nèi)部產(chǎn)生很大的應(yīng)力，致使管材產(chǎn)生微裂紋。在外加拉應(yīng)力、殘余應(yīng)力的共同作用下，便會發(fā)生硫化物應(yīng)力腐蝕開裂［２］。

    ２.３ ＣＯ２、Ｈ２Ｓ共存環(huán)境下的腐蝕

    經(jīng)驗(yàn)表明，不同的Ｈ２Ｓ與ＣＯ２比例，形成的腐蝕產(chǎn)物膜有所不同。當(dāng)Ｈ２Ｓ含量相對ＣＯ２較低時，以ＣＯ２腐蝕為主，腐蝕產(chǎn)物膜中只有少量ＦｅＳ，因而其力學(xué)性能較低。反之，以Ｈ２Ｓ腐蝕為主，產(chǎn)物膜主要由非化學(xué)計量的ＦｅＳ組成，因此其力學(xué)性能進(jìn)一步提高。繼續(xù)增大Ｈ２Ｓ含量，局部腐蝕反而受到抑制。在同時含有高濃度Ｈ２Ｓ、ＣＯ２的體系中，ＣＯ２對Ｈ２Ｓ腐蝕過程的影響國內(nèi)外尚無統(tǒng)一認(rèn)識。一般認(rèn)為，ＣＯ２的存在對腐蝕起促進(jìn)作用，Ｈ２Ｓ的存在既能通過陰極反應(yīng)加速ＣＯ２腐蝕，又能通過ＦｅＳ沉淀減緩腐蝕。

    ＣＯ２和Ｈ２Ｓ共存環(huán)境下影響腐蝕的因素主要有Ｈ２Ｓ濃度、ｐＨ、溫度、壓力，介質(zhì)中的離子、暴露時間、Ｈ２Ｓ與ＣＯ２含量之比，介質(zhì)流速、介質(zhì)載荷、管道材質(zhì)等。

    ２.４ Ｃｌ－ 腐蝕

     由于氯離子淌度大半徑小，很容易穿透腐蝕產(chǎn)物向腐蝕孔內(nèi)遷移，形成ＦｅＣｌ２，其水解后孔內(nèi)Ｈ＋濃度增大，產(chǎn)生“自催化作用”，加大孔內(nèi)外的電勢差，使孔迅速深挖生長，從而誘發(fā)點(diǎn)蝕和應(yīng)力腐蝕，促進(jìn)縫隙腐蝕。

    ２.５ 多相流腐蝕

    根據(jù)力學(xué)和化學(xué)的相對支配作用的強(qiáng)弱程度，多相流腐蝕可以劃分為兩類：①沖刷腐蝕，主要是由于多相流體的力學(xué)作用導(dǎo)致金屬表面材料的損傷和減薄。是金屬表面與腐蝕流體之間由于相對高速運(yùn)動而引起的金屬損壞現(xiàn)象；②流動促進(jìn)腐蝕，主要是流動促進(jìn)反應(yīng)介質(zhì)或腐蝕產(chǎn)物傳質(zhì)速率加快或金屬表面反應(yīng)速率加快，導(dǎo)致材料表面快速腐蝕。一般而言，隨著流速增加，腐蝕介質(zhì)到達(dá)管壁表面的速度增加，腐蝕產(chǎn)物離開金屬表面的速度也增加，還會使緩蝕劑不能充分到達(dá)管道表面而影響其發(fā)揮作用，因而腐蝕速度加快。最具腐蝕性的流態(tài)是段塞流、層流、霧狀流，當(dāng)流速增加促進(jìn)液體到達(dá)湍流狀態(tài)時，能擊穿緊貼金屬表面的幾乎靜止的邊界層，并對金屬表面產(chǎn)生很高的切應(yīng)力、剝除保護(hù)膜。所以，較高的流速往往導(dǎo)致較高的腐蝕速率，如果介質(zhì)中含有固體顆粒，則將加劇沖刷腐蝕，因此必須控制流速的上限。但是，如果流速太低，也可造成管道底部積液而發(fā)生水線、垢下等腐蝕。

    ２.６ 微生物腐蝕

     凡是同水、土壤或濕潤空氣相接觸的金屬設(shè)施，都可能遭到微生物腐蝕。與腐蝕有關(guān)的微生物主要是細(xì)菌類，因而也成細(xì)菌腐蝕。其中最主要的是直接參與自然界硫、鐵循環(huán)的微生物。按其生長發(fā)育中對氧的需求分為嗜氧性及厭氧性兩類，前者在有氧存在時才能生長繁殖，如硫氧化細(xì)菌、鐵細(xì)菌等；硫氧化細(xì)菌能將硫及硫化物氧化成硫酸；鐵細(xì)菌，有桿菌、球菌和絲狀菌等形狀。后者主要是在缺氧的條件下生存的硫酸鹽還原菌（ＳＲＢ）。ＳＲＢ造成的腐蝕類型呈點(diǎn)蝕等局部腐蝕。腐蝕產(chǎn)物通常是黑色的帶有難聞氣味的硫化物。ＳＲＢ具有的氫化酶能移去陰極區(qū)的氫原子，促進(jìn)了腐蝕過程中的陰極去極化反應(yīng)，或生成硫化物而加速金屬的腐蝕［３］。

    ３ 全生命周期完整性管理下的管內(nèi)腐蝕防護(hù)措施

     在分析了海管內(nèi)腐蝕及常見影響因素后，為了確保管道在服役期間的安全可靠，很有必要從全生命周期的完整性管理角度出發(fā)，對其進(jìn)行設(shè)計、制造、安裝、運(yùn)營等全過程進(jìn)行內(nèi)防腐蝕控制。一般情況下，海管內(nèi)腐蝕的防護(hù)措施有：增加管壁厚作為腐蝕裕度來減少腐蝕泄漏；對輸送介質(zhì)脫水、脫氧等來抑制腐蝕；在輸送介質(zhì)中添加緩蝕劑來阻止和減緩腐蝕速度。另外，在管道內(nèi)壁噴涂液體涂料、固體涂料和砂漿涂層以及采用耐腐蝕金屬合金內(nèi)襯等也是常見的防腐蝕措施［４］。

    ３.１ 設(shè)計選材

    常用管型有：直縫電阻焊管（ＥＲＷ），直縫埋弧焊管（ＬＳＡＷ），無縫管（ＳＭＬＳ），螺旋縫埋弧焊鋼管（ＳＳＡＷ），高鋼級、大口徑、厚壁鋼管。常用管材有普通碳鋼（１６Ｍｎ，Ｑ２３５ 等）、管線鋼（Ｘ５２，Ｘ６０，Ｘ　７０，Ｘ８０等）、不銹鋼（對Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－、微生物等耐蝕性）。提高材料自身的抗腐蝕能力是保證管道本質(zhì)安全的關(guān)鍵：

    （１）整體采用耐蝕合金鋼：可靠、方便但是成本高　一般采用馬氏體、鐵素體、奧氏體、雙相不銹鋼。

    國外在含ＣＯ２條件下通常采用含鉻鐵素體不銹鋼管（９％～１３％鉻）；在ＣＯ２和Ｃｌ－ 共存的嚴(yán)重腐蝕條件下選用含鉻、錳、鎳的不銹鋼（２２％～２５％鉻）。

    （２）耐蝕鋼／合金為襯里的雙金屬復(fù)合管：可靠、方便、經(jīng)濟(jì)　襯管可根據(jù)腐蝕環(huán)境不同選用相應(yīng)薄壁耐蝕合金材料（普通／特種不銹鋼、鈦／鋁、銅合金等），保證良好的耐腐蝕性能；基管采用碳鋼管（無縫或焊接鋼）或其他合金管，保證優(yōu)異的機(jī)械力學(xué)性能。雙金屬復(fù)合管性價比較高，已成為海管茍刻腐蝕環(huán)境中應(yīng)用較多的防腐方式。

    （３）普通鋼＋非金屬涂層或襯里：經(jīng)濟(jì)、可靠性一般　采用內(nèi)壁涂層或襯里雖然價格便宜，但處理工藝復(fù)雜，一旦有涂層剝落等缺陷，容易導(dǎo)致嚴(yán)重的局部腐蝕。另外，涂層破損的幾率也比較大，特別是補(bǔ)口處。

    （４）玻璃鋼、塑料等非金屬材料：強(qiáng)度和承壓能力差　玻璃鋼管道目前在國外應(yīng)用廣泛，但在國內(nèi)不多。塑料管材不僅耐腐蝕而且制造工藝簡單，環(huán)保性好。目前使用最多的是聚乙烯管材，主要有兩種類型：①加內(nèi)襯鋼管，由聚乙烯管在鋼管內(nèi)拔制而成；②強(qiáng)力聚乙烯管，由纏繞柔韌材料（金屬絲、帶、纖維）的玻璃鋼外殼和加金屬的內(nèi)壁制成。

    在這一類內(nèi)腐蝕防護(hù)措施中，優(yōu)先推薦采用耐蝕合金鋼及以耐腐蝕／合金為襯里的雙金屬復(fù)合管。其中，含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２環(huán)境耐蝕鋼／合金選材指南見圖１。此外，為了避免電偶腐蝕，管道系統(tǒng)盡量選用單一材料，如必須選用復(fù)合材料時，應(yīng)選擇電極電位相近的材料。

圖１　耐蝕鋼／合金選材指南

Ｆｉｇ.１　Ｓｅｌｅｃｔｉｏｎ　ｇｕｉｄｅ　ｏｆ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ   ｓｔｅｅｌｓ／ａｌｌｏｙｓ

    ３.２ 制管

    管道加工制造階段如果由于焊接工藝、施工質(zhì)量不過關(guān)也會對后續(xù)服役帶來腐蝕隱患。比如，焊縫缺陷往往導(dǎo)致裂紋而使海水滲進(jìn)管內(nèi)或者加劇管道輸送介質(zhì)對內(nèi)壁的腐蝕、破壞。

    （１）直縫電阻焊鋼管（ＥＲＷ）　采用電阻接觸焊，防止電弧燒傷。內(nèi)外毛刺應(yīng)清理干凈。最危險的缺陷是產(chǎn)生冷焊，原因是無填充金屬、焊速高、在線超聲波很難發(fā)現(xiàn)。主要控制措施：①在線壓扁試驗(yàn)，檢查試驗(yàn)樣品是否有冷焊；②每根鋼管都必須嚴(yán)格實(shí)行靜水壓試驗(yàn)；③實(shí)行全焊縫離線超聲波手探。

    （２）無縫鋼管（ＳＭＬＳ）　常見缺陷包括層皮、氧化皮、異金屬壓入、折疊。無損探傷時應(yīng)進(jìn)行表面全管體１００％超聲波和渦流探傷，防止分層、裂紋、凹坑等。

    （３）熱煨彎管（Ｈｏｔ　Ｂｅｎｄ）　彎管母管的機(jī)械性能（強(qiáng)度、韌性）在彎制熱處理后有所降低，應(yīng)考慮足夠余量。主要控制外弧壁厚減薄量及內(nèi)弧皺褶不超標(biāo)、加熱區(qū)過燒。易造成外表面銅污染并導(dǎo)致表面裂紋形成，通過超聲檢測、磁粉檢測嚴(yán)格把關(guān)。

    ３.３ 涂層和內(nèi)襯

    內(nèi)涂層與襯里不僅可以有效的減緩內(nèi)腐蝕，節(jié)約管材和維修費(fèi)，還能顯著提高輸送效率，并防止天然氣水合物堵塞管道，減少清管次數(shù)。非金屬涂層絕大多數(shù)是隔離性涂層，主要作用是把金屬材料與腐蝕介質(zhì)隔開。可供含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２的酸性油氣田選用的有機(jī)涂層和襯里有環(huán)氧樹脂、聚氨酯以及環(huán)氧粉末等。內(nèi)噴涂質(zhì)量控制過程有：原材料入廠的嚴(yán)格檢驗(yàn)；鋼管表面處理：包括灰塵污染度、錨紋深度、除銹等級的嚴(yán)格控制，如不合格將造成批量涂層防腐等級下降；涂敷過程的鋼管加熱溫度；成品檢驗(yàn)過程中：涂層厚度、涂層剝離強(qiáng)度、涂層抗沖擊強(qiáng)度、陰極剝離強(qiáng)度的嚴(yán)格把關(guān)，等。

    玻璃鋼內(nèi)襯管具有強(qiáng)度高，耐強(qiáng)酸、堿、鹽和鹵水腐蝕，電和熱絕緣性好以及保溫等優(yōu)點(diǎn)，其防腐性能比內(nèi)涂層要好，尤其適合用做溫度和壓力較高的集輸管道。由于內(nèi)涂層或襯管不可避免的存在針孔或受到損傷，所以使用防腐層的同時通常要添加適量的緩蝕劑［６］。

    ３.４ 安裝

    管道吊裝前應(yīng)保證每根鋼管兩端管端保護(hù)器完整以保護(hù)鋼管坡口。吊裝過程中應(yīng)避免磕碰造成管體及涂層損傷。對于雙層保溫管，外管伸出的一端須使用吊鉤，內(nèi)管伸出的一端使用吊帶吊裝，不可使用鋼絲繩。海管鋪設(shè)主要包括入船檢驗(yàn)、焊口組對、焊接、檢驗(yàn)（外觀、無損）、節(jié)點(diǎn)涂敷、入水等階段。組對不合格會影響焊接質(zhì)量和自動超聲波評判。焊接過程須嚴(yán)格控制夾渣、燒穿、未熔合、表面等缺陷。

    ３.５ 運(yùn)營維護(hù)

    ３.５.1 緩蝕劑篩選及評價

    合理使用緩蝕劑是防止和減緩油氣管道內(nèi)腐蝕的有效手段。按照成分可以分為無機(jī)和有機(jī)緩蝕劑兩類。其防腐蝕效果與井況、緩蝕劑類型、注入量、加注周期、加注工藝、緩蝕劑濃度等因素有關(guān)。對緩蝕劑的要求除了具有較高的緩蝕效率以減少緩蝕劑用量外，還應(yīng)具備極好的后效性能以延長緩蝕劑保護(hù)周期。氣田緩蝕劑注入量設(shè)計主要考慮海管形成緩蝕劑保護(hù)膜的厚度與持續(xù)添加保持。國內(nèi)有研究認(rèn)為，管壁上形成緩蝕劑膜厚度在１００μｍ 左右，可達(dá)較好的應(yīng)用效果。海管越長、內(nèi)表面積越大所需維持其成膜厚度的藥劑量越大，并需通過持續(xù)加注藥劑維持因沖刷和消耗而減薄的緩蝕劑膜厚度。

    海管投產(chǎn)后，隨著輸送介質(zhì)組分、工藝參數(shù)等的變化，需要對加注的緩蝕劑進(jìn)行篩選、評價。篩選試驗(yàn)的條件應(yīng)注重于會影響緩蝕劑效率的主要因素如介質(zhì)的濃度、溫度、流速及金屬基材的材質(zhì)等。通過初步篩選被列為優(yōu)良的緩蝕劑，應(yīng)再進(jìn)行中間模擬試驗(yàn)，中試合格后再投入工業(yè)試驗(yàn)系統(tǒng)做進(jìn)一步評價，并進(jìn)行配方和實(shí)用技術(shù)的完善，取得成效后方可推廣生產(chǎn)應(yīng)用。測試評定方法主要有失重試驗(yàn)、電化學(xué)測定和物理分析技術(shù)等［７］。

    緩蝕劑評價的主要參考標(biāo)準(zhǔn)有ＧＢ１０１２４－１９８８（金屬材料實(shí)驗(yàn)室均勻腐蝕全浸試驗(yàn)方法），ＮＡＣＥ　ＲＰ－０７７５－１９９１（腐蝕評判標(biāo)準(zhǔn)），ＡＳＴＭＡ９２３Ｃ（不銹鋼點(diǎn)蝕試驗(yàn)方法）等。通常情況下，中性介質(zhì)中多使用無機(jī)緩蝕劑，以鈍化型和沉淀型為主。酸性介質(zhì)使用的緩蝕劑大多為有機(jī)物，以吸附型為主。但是單一的緩蝕劑往往無法滿足要求，需考慮復(fù)配使用。此外，還應(yīng)綜合考慮與殺菌劑、破乳劑、防蠟劑、除垢劑等其他種類化學(xué)藥劑的配伍性，并根據(jù)介質(zhì)組分和腐蝕產(chǎn)物化驗(yàn)結(jié)果，及時開展藥劑效果評估。

    ３.５.２ 工藝處理

    水是產(chǎn)生管內(nèi)腐蝕的直接因素，主要來源有：從地層開采出來的石油天然氣中包含的游離態(tài)水、氣態(tài)水；管道頂部濕氣凝結(jié)水。可以通過捕集器、分離器、管道分液器等最大限度的降低含水率，也有必要向管內(nèi)注入乙二醇、甲醇以沖淡游離水并防止水合物的生成，從而降低腐蝕速率。天然氣的干燥度是避免內(nèi)腐蝕關(guān)鍵因素，應(yīng)充分保證天然氣脫水設(shè)備工作的可靠性，并持續(xù)監(jiān)測天然的水露點(diǎn)。對于含ＣＯ２、Ｈ２Ｓ的油氣，由于水分的存在會形成強(qiáng)腐蝕性的酸液，對集輸管道和設(shè)備造成腐蝕，必須通過脫碳、脫硫等工藝進(jìn)行處理，同時還應(yīng)控制ｐＨ，溫度、壓力等工藝參數(shù)。對于出砂嚴(yán)重的油氣井必須采取有效的除砂工藝措施。

    ３.５.３ 流態(tài)控制

    管輸介質(zhì)的流速應(yīng)控制在腐蝕最小范圍，流速的下限應(yīng)使雜質(zhì)懸浮在管輸介質(zhì)中，使管道內(nèi)積存的腐蝕性雜質(zhì)為最少。例如，ＨＺ１９－２／３油田海管存在平緩段，由于低流速導(dǎo)致沉砂，不僅影響了緩蝕劑效果，而且溫度適合細(xì)菌生長，在ＣＯ２和細(xì)菌的共同作用下，在砂底部形成明顯的垢下腐蝕。流速的上限應(yīng)使磨蝕、沖蝕、汽蝕為最小。界限流速可以根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果及實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)來確定。此外，還應(yīng)盡量避免間歇流，否則應(yīng)控制管輸介質(zhì)的流速足以沖掃掉間歇期間積聚在管內(nèi)低處的水和沉積物，如磨蝕產(chǎn)物、固體顆粒、泥沙、灰塵、垢等。

    ３.５.４ 內(nèi)腐蝕監(jiān)測與檢測

    為了跟蹤海底管道輸送介質(zhì)的動態(tài)變化，及時分析各種內(nèi)腐蝕因素影響的嚴(yán)重程度，需要采取多種手段進(jìn)行腐蝕監(jiān)測與檢測，從而為制定合理有效的腐蝕防護(hù)措施提供決策支持。

    （１）監(jiān)測方法與要求　采用常用的腐蝕掛片、電阻探針、旁路腐蝕監(jiān)測管段、線性極化電阻法、場指紋檢測（ＦＳＭ）、腐蝕產(chǎn)物分析、輸送介質(zhì)組分變化分析等。其中組分分析最為關(guān)鍵，主要有油樣全分析（含水、含硫、運(yùn)動及動力粘度、密度、凝固點(diǎn)等）、水樣全分析（溶解性氣體、總鐵及二價鐵含量、細(xì)菌等）、天然氣積液分析、Ｈ２Ｓ和ＣＯ２含量及分壓、海管通球后組分分析。監(jiān)測手段應(yīng)用最多的是腐蝕掛片分析：表面腐蝕狀態(tài)（如斑狀、坑狀、均勻態(tài)等）和失重分析。還可以委托具有獨(dú)立資質(zhì)的第三方進(jìn)行。最后形成評估報告。

    （２）檢測內(nèi)容與要求　海管內(nèi)檢測內(nèi)容有內(nèi)部金屬損失、凹坑、變形、裂紋、氣泡、夾渣、管壁分層等。檢測前應(yīng)進(jìn)行可行性研究，編制詳細(xì)的實(shí)施方案與應(yīng)急預(yù)案。可選用幾何變形檢測、漏磁、超聲波、電磁超聲檢測等智能檢測技術(shù)。檢測周期和頻率可根據(jù)風(fēng)險評估要求及生產(chǎn)影響因素確定，應(yīng)在試運(yùn)行前進(jìn)行內(nèi)部基線檢測，在投運(yùn)后兩年內(nèi)進(jìn)行一次內(nèi)檢測，以后根據(jù)上次評估結(jié)果調(diào)整檢測周期。此外，對于通球檢測風(fēng)險較大或者不便停輸?shù)暮９芸梢圆捎脙?nèi)腐蝕直接評估法。

    ４ 結(jié)束語

    管道防腐蝕工作目的是最大限度的延長其使用壽命從而實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)和社會效益最大化。綜合國內(nèi)外先進(jìn)管理經(jīng)驗(yàn)和良好實(shí)踐，需要采取系統(tǒng)化、全生命周期的完整性管理模式開展管道內(nèi)防腐蝕工作，以達(dá)到經(jīng)濟(jì)性和可靠性的最佳平衡。設(shè)計時就應(yīng)通盤考慮全生命周期成本最小化、管道結(jié)構(gòu)完整性以及后續(xù)防腐蝕的便利性和有效性。施工時應(yīng)考慮環(huán)境與施工因素的有機(jī)結(jié)合。投產(chǎn)初期應(yīng)及時進(jìn)行基線評估；運(yùn)營期應(yīng)根據(jù)生產(chǎn)實(shí)際工況與設(shè)計條件的對比，根據(jù)每條海管的具體特點(diǎn)采取差異化的精細(xì)防腐蝕措施，有計劃的開展通球清管、化學(xué)藥劑篩選、腐蝕監(jiān)測、檢測、分析評估。最后，還應(yīng)利用腐蝕管理數(shù)據(jù)庫等各種信息管理系統(tǒng)建立腐蝕防護(hù)質(zhì)量評估體系，實(shí)現(xiàn)動態(tài)跟蹤、控制并做到持續(xù)改進(jìn)。

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