海底管道（以下簡稱海管）作為海上油氣運輸的大動脈，經濟、安全、節能、快捷的優勢使其在海上油氣田開發中發揮著日益重要的作用。截止到2014年年底，中海油海底管道有292條，總長度達到5926公里。海底管道一般選用鋼質管材，耐蝕性差，極易發生腐蝕，腐蝕失效是海底管道失效的主要形式，所占比例達35%  ，據統計 ，中國海洋石油總公司所屬海管從1995年至2012年共發生故障38起，其中內腐蝕原因11起，占28.9%，且有日益增長的趨勢。海管腐蝕會造成嚴重的經濟損失和環境污染，2007年，我國南海潿洲12-1至11-4原油管道因腐蝕發生泄漏，油田停產近200天，造成巨大經濟損失。2008年12月22日，阿塞拜疆里海一條鋪設30多年的海底管道發生腐蝕泄漏，飄浮于海面的石油形成幾公里污染帶。因此，開展海管的腐蝕機理分析和防腐技術研究，對于延長其使用壽命，保障油氣田的安全生產具有十分重要的意義。

    海管腐蝕原因及分類

    海管的腐蝕形式與其所處的海洋環境和采取的防腐蝕措施密切相關，按腐蝕位置不同可以分為管內腐蝕與管外腐蝕。

    引發海管內腐蝕的因素有 ：防腐蝕設計缺陷、施工質量、管內輸送介質和運行中的防腐蝕管理不當等。①防腐蝕設計缺陷主要表現為初始設計參數與投產后不符，如文昌油田某海管原設計CO ₂含量僅為7.48%，且不含H ₂ S，投產后CO ₂ 含量最高達到20%，且存在少量H ₂ S，發生腐蝕穿孔事件；②施工質量得不到保證，管道制作及安裝過程存在焊接、內涂等過程，任何一個環節沒有按照相關標準和規范操作，都有埋下腐蝕隱患。如焊接時的夾雜、內涂時的針孔等都會導致局部腐蝕的發生；③管內輸送介質通常含有H ₂ S、CO ₂ 、CI ^- 、CO ₃ ^2- 、SO ₄ ^2- 、水、細菌、固體沉凝物等。它們都會引起管壁減薄、坑蝕氫脆或應力腐蝕開裂，從而導致管體破壞；④運營階段防腐蝕管理不當，海管投用后沒有根據實際生產工況進行化學藥劑篩選；沒有采取除氧、脫硫、除砂、脫水和露點控制等防腐蝕工藝，都會導致腐蝕加劇。

    海管所處的環境為海水或海底沉積物，是一種非常強烈的腐蝕環境 。就外腐蝕的影響因素而言，主要有海水腐蝕、土壤腐蝕、微生物腐蝕等。

    海管外腐蝕形式與其所處的海域海水深度和海底地形有關。海水含氧量是影響海水腐蝕的主要因素，海水流速也會影響管線的腐蝕速度。由于海水受到波浪和海流的作用，空氣中的氧離子更容易溶解到海水中并擴散到金屬表面，從而使海管的腐蝕速度加快。海洋中存在著種類繁多的微生物，附著在海管表面形成生物膜，膜內微生物的活動引發海管的腐蝕。另外，船錨或拖網也會損壞海底暴露管道涂層，埋入海底的管道由于覆蓋流砂的移動，使管線暴露或成為懸空狀態，在海底湍流作用下損壞管道涂層，這都會導致海管外腐蝕的發生。

    圖1為海底管道發生腐蝕的不同形式，主要有：

    均勻腐蝕、點腐蝕、焊縫腐蝕、應力腐蝕開裂、沉積物腐蝕、腐蝕起泡、防護層下腐蝕、其他腐蝕（晶間腐蝕、沖刷腐蝕）。這些腐蝕缺陷貫穿管壁或導致管壁開裂，造成油氣泄漏和環境污染。

圖一

    海底管道防腐蝕技術

    根據海管發生腐蝕的位置可將海管的防腐技術分為管內防腐和管外防腐。

    1海底管道內防腐措施

    一般情況下，海管內腐蝕的防護措施有 ：合理選材，增加腐蝕裕量；添加緩蝕劑減緩管道腐蝕；另外，利用內涂層或內襯進行防腐也是常用的防腐蝕措施。

    （1）合理選材，增加腐蝕裕量

    海管的防腐蝕首先應考慮從選材和材料開發方面解決問題。通常情況（CO ₂ 分壓＜0.02MPa）下，通常選用碳鋼和低合金鋼。我國在保證管道完全壁厚的前提下，一般選用API X56～X70強度級別的鋼管加上適當的防腐措施就能滿足要求，隨著介質腐蝕性的增強，耐蝕性能較好耐合金鋼的應用也在逐漸增多。在CO ₂ 分壓＞0.02MPa，H ₂ S分壓在0.001～0003MPa時，選用含鉻鐵素體不銹鋼管（如13鉻）；在CO ₂ 、Cl ^- 或H ₂ S共存的嚴重腐蝕條件下選用含鉻、錳、鎳的不銹鋼（22%～25%鉻）。但是管道整體采用耐蝕合金成本較高，還存在外部腐蝕以及焊接的問題。

    增加腐蝕裕量是控制海管內腐蝕的常用方法，一般在計算壁厚的基礎上增加3～6mm腐蝕裕量；

    （2）緩蝕劑

    合理使用緩蝕劑是防止和減緩油氣管道內腐蝕的有效手段，緩蝕劑可以在金屬表面形成一層非金屬膜，隔離溶液和金屬，使金屬材料免遭腐蝕。緩蝕劑具有見效快、成本低、操作簡單等優點，在油田得到廣泛應用。

    緩蝕劑一般可分為無機和有機緩蝕劑兩類。其防腐蝕效果與油氣水性質、工況、緩蝕劑類型和濃度、加注工藝、注入量、加注周期等因素有關 。通常情況下，中性介質中多使用無機緩蝕劑，以鈍化型和沉淀型為主。酸性介質使用的緩蝕劑大多為有機物，以吸附型為主。

    對緩蝕劑不僅要有高的緩蝕效率，還需要有長的保護周期。但是單一的緩蝕劑往往無法滿足要求，需考慮復配使用。此外，還應綜合考慮與殺菌劑、破乳劑、防蠟劑、除垢劑等其他種類化學藥劑的配伍性，并根據介質組分和腐蝕產物化驗結果，及時開展藥劑效果評估；

    （3）內涂層和內襯 

    內涂層不僅可以有效的減緩管道的內腐蝕速率，并且能降低輸送動力消耗，提高輸送效率，還能降低沉積物生產的概率，減少清管次數。根據被涂敷管道的輸送介質和工作環境要求，選擇不同涂料，通常選用的涂層有環氧樹脂、聚氨酯以及環氧粉末等。對于要求耐油、耐溫、耐酸腐蝕的輸油管道，選用環氧樹脂和環氧瀝青青漆，可延長海管壽命15～20年。

    內襯是解決海管腐蝕問題的又一種有效的方法，通常使用的有耐蝕合金襯里、玻璃鋼內襯、水泥襯里和塑料襯里等。耐蝕合金襯里主要是利用各種耐蝕合金材料（不銹鋼、銅、鈦、鋁合金等）良好的耐腐蝕性；玻璃鋼內襯管具有強度高，耐強酸、堿、鹽和鹵水腐蝕，電和熱絕緣性好以及保溫等優點，其防腐性能比內涂層要好，尤其適合用做溫度和壓力較高的集輸管道；水泥砂漿無毒、無害、無味，可做飲用水管道內涂層，厚度4～9mm，壽命在50年以上。

    采用內壁涂層或襯里雖然價格便宜，但處理工藝復雜，一旦出現漏涂或者有涂層剝落等缺陷，出現大陰極小陽極，將導致更嚴重的局部腐蝕。

    2海底管道外防腐技術

    海管外防腐主要依靠外涂層和陰極保護技術。

    （1）外涂層

    目前國內主要采用三層聚乙烯（3LPE）或三層聚丙烯（3LPP）防腐蝕涂層及其配套體系。在海管噴砂除銹后噴涂環氧粉末，然后涂共聚物膠， 再纏上PE（PP）帶， 其中的共聚物膠會與環氧涂層和PE（PP）帶發生化學反應， 使3層材料相融為一體，達到海管的整體防腐。通常在海管使用溫度低于80℃時，選用3LPE，海管使用溫度高于80℃時，采用3LPP。3PE涂層在溫度大于80℃時就會軟化，德國DIN30678《鋼質管道聚丙烯涂層》標準稱3PP涂層在80℃環境下運行壽命為30年，90℃時壽命為15年，100℃時壽命為8年。

    3LPE/PP的設計主要依照DNV-F-106（2011）、ISO 21809.1-2011和GB/T 23257-2009等標準進行。

    近年來耐酸堿腐蝕性能優越，環保的聚脲噴涂技術聚脲噴涂技術已在國外大量采用，如用于韓國的仁川機場，美國的圣馬特跨海大橋，各類艦船、石油平臺等防腐防滲  。

    （2）陰極保護

    要想在管道上得到完美無瑕的涂層幾乎是不可能的?？倳嬖谝恍┤毕荩热鐨饪?、針孔等，這會影響涂層的耐久性，一旦這些地方發生腐蝕就會導致涂層失效。因此，陰極保護與涂層聯合使用是目前海管防腐的通常做法。陰極保護費用通常是涂層費用的10%。目前海管的陰極保護主要采用犧牲陽極的陰極保護，通常選用的陽極材料是手鐲式鋁合金，設計主要按照DNVRP-B401（2011）、DNVRP-F103（2010）、ISO15589-2（2012）、NACESP0387（2006）等標準和規范進行。

    結束語

    隨著海上油氣田的迅猛開發，海管的使用量必將大幅度增加，系統化的開展海管腐蝕完整性管理勢在必行。設計階段合理選材，防腐蝕工藝的合理設計，腐蝕監/檢測設備的合理應用，取樣點的優化等；制造、預制、鋪設施工時階段考慮環境與施工因素的有機結合，嚴把質量關，包括焊接、涂敷、陽極制造及安裝等；投產初期及時進行基線評估，對緩蝕劑、殺菌劑、脫氧劑進行效果評估，全程監控清球過程；運營期合理分析實際生產工況，并與設計條件進行對比，優化海管防腐措施，有計劃的開展通球清管、化學藥劑篩選、腐蝕監/檢測及評估；最后，利用各種信息管理系統建立海管腐蝕防護質量評估體系，實現動態跟蹤、控制并做到持續改進。

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