海底管道内腐蚀分析
海底石油管道溢油的生态风险及防范对策
万方数据据统计因腐蚀导致海底输油管道失效占总失效比例的３５％。
腐蚀影响又分为内腐蚀和外腐蚀。
内腐蚀主要由管道输送介质（石油、天然气）中所含ＣＯ：和Ｈ２ｓ等酸性物质造成。
海洋油气开发中广泛采用的两相混输技术，除ＣＯ：和Ｈ２Ｓ腐蚀外，在混输管道内，气液常呈段塞流或分层流流型，以段塞流流动时，段塞的流速很高。
与壁面的最大剪切应力常为单相满管流动剪切应力的几倍。
使腐蚀保护膜受到冲刷破坏，加剧腐蚀。
２．外力损伤造成的海底输油管道泄漏船舶起抛锚作业，拖网捕鱼碰撞，海底冲刷以及落物冲击等外力损伤是造成海底输油管道损坏并造成石油泄漏的第二大风险，由外力损伤造成海底输油管道失效占总失效比例的３０％。
直接通向大陆的海底石油管道所在区域多为近岸或河口海域，通常是鱼类等水生生物相对聚集的渔场，或是船舶来往航行密集的港口航道区，因自然区位的关系，也加大了船舶起抛锚作业和拖网对海底输油管道造成破坏的风险。
５．工程质量造成的海底输油管道泄漏风险设计、施工和管材质量均直接影响到海底输油管道的泄漏风险。
海底管道设计包括路由选择、管道结构等方面的风险；施工则包括储运、焊接、铺设、回填等过程所造成构筑物结构性风险；管材质量的优劣则决定了其抗冲击性、抗腐蚀性和使用寿命。
合理地处理建造成本和管道石油泄漏风险之间的关系是工程所要解决的首要问题。
４．海底水文泥沙、地形地貌所带来的输油管道泄漏风险一方面，海底输油管道受海流挟带泥沙的冲刷作用，存在悬空隐患，而海底输油管道的悬空管段受到海洋流体及内部输送流体的作用而产生共振，更增加了其开裂风险。
另一方面，海底地形地貌的复杂性（如存在凹坑、坍塌洼地、泥流Ｉｌｌ海洋环保舌及海底滑坡等不稳定地貌形态），极易造成海底管道的安全隐患，不仅可以导致管道的变形，同时沙砾的运动会磨损管道，长期的磨蚀会磨穿输油（气）管壁，造成油气泄漏事件。
二、海底石油管道泄漏的生态风险海底输油管道的泄漏可能造成的生态风险包括：海洋生态结构失衡、景观生态价值下降、沿岸人类的健康风险等方面。
基于大数据的海底管道腐蚀规律研究
基于大数据的海底管道腐蚀规律研究魏晨亮1王丹丹1陈秋华1陈思佳2廖柯熹2袁东野1张金龙11中海石油技术检测有限公司2西南石油大学石油与天然气工程学院摘要：为了减少和避免海底管道发生腐蚀失效事故，提高海底管道的安全运行能力，提出了一种基于支持向量机（SVM）和关联（Apriori）算法的腐蚀规律研究方法。
采用SVM拟合腐蚀尺寸数据，得到腐蚀类型预测模型，采用Apriori算法挖掘海底管道腐蚀点的腐蚀类型、时钟方向、位置等级等数据之间的强关联规则，并将挖掘结果可视化处理，研究海底管道沿线腐蚀的分布规律和尺寸特征。
关键词：海底管道；腐蚀分布；腐蚀尺寸；支持向量机；关联算法Research on Corrosion Law of Submarine Pipeline Based on Big DataWEI Chenliang1，WANG Dandan1，CHEN Qiuhua1，CHEN Sijia2，LIAO Kexi2，YUAN Dongye1，ZHANG Jinlong11Inspection Technology Co.，Ltd.，CNOOC2School of Petroleum and Natural Gas Engineering，Southwest Petroleum UniversityAbstract：In order to reduce and avoid the occurrence of submarine pipeline corrosion failure acci-dents and improve the safe operation ability of submarine pipeline，a corrosion law research method based on support vector machine(SVM)and correlation algorithm(Apriori)is proposed.The SVM is used to fit corrosion size data and obtain corrosion type prediction model.The Apriori algorithm is used to mine the strong association rules among the corrosion type，clock direction，location class and oth-er data of the submarine pipeline corrosion points，and the mining results are processed visually to study the distribution law and size characteristics of the corrosion along the submarine pipeline.Keywords：submarine pipeline；distribution of corrosion；corrosion size；SVM；Apriori随着中海油海底管道完整性管理进程的推进，管道智能内检测作为海底管道完整性管理的一种有效手段，正在被大力推广和应用。
海洋工程中的防腐技术研究
海洋工程中的防腐技术研究海洋，占据着地球表面的大部分区域，蕴含着丰富的资源和巨大的经济潜力。
随着人类对海洋的探索和开发不断深入，海洋工程逐渐成为了重要的领域。
然而，海洋环境极为苛刻，具有高湿度、高盐度、强腐蚀性等特点，这给海洋工程设施带来了严峻的腐蚀挑战。
为了确保海洋工程的安全、可靠和长期运行，防腐技术的研究和应用显得尤为关键。
一、海洋环境对工程设施的腐蚀影响海洋环境中的腐蚀因素众多。
首先是海水本身，其富含的氯离子能够穿透金属表面的氧化膜，引发点蚀和缝隙腐蚀。
其次，海洋生物的附着会形成局部缺氧环境，加速腐蚀进程。
再者，海浪的冲击、海流的冲刷以及温度和压力的变化都会对工程设施造成机械损伤，使得腐蚀更容易发生。
在海洋工程中，常见的受腐蚀设施包括海上石油平台、港口码头、船舶以及海底管道等。
这些设施一旦遭受严重腐蚀，不仅会影响其正常功能，还可能导致泄漏、倒塌等重大安全事故，造成巨大的经济损失和环境污染。
二、常见的海洋防腐技术1、涂层防护涂层防护是应用最为广泛的防腐方法之一。
通过在金属表面涂覆一层具有良好耐腐蚀性、附着力和阻隔性能的涂层，可以有效地阻止海水、氧气和其他腐蚀性物质与金属接触。
常见的涂层材料包括环氧涂料、聚氨酯涂料和氟碳涂料等。
为了提高涂层的防护效果，常常采用多层涂覆的方式，并在施工过程中严格控制表面处理质量和涂层厚度。
2、阴极保护阴极保护是一种通过向被保护金属结构施加阴极电流，使其电位负移至免蚀区，从而抑制腐蚀的电化学保护方法。
分为牺牲阳极阴极保护和外加电流阴极保护两种。
牺牲阳极通常采用锌、铝等活泼金属，它们在海水中优先溶解，为被保护结构提供阴极电流。
外加电流阴极保护则通过直流电源和辅助阳极向被保护结构提供阴极电流。
3、耐蚀材料的应用选用耐蚀性能良好的材料是预防腐蚀的根本措施之一。
例如，不锈钢、钛合金和镍基合金等在海洋环境中具有较好的耐蚀性。
但由于成本较高，这些材料往往只用于关键部位或对耐蚀性要求极高的场合。
海底天然气管道腐蚀与防护
海底天然气管道腐蚀与防护马平【摘要】The corrosion of the submarine pipeline was a key factor to affect the reliability and service life of piping systems. The mechanism of corrosion in the marine environment and influencing factors on the submarine gas pipeline was analyzed, he problem of submarine gas pipeline corrosion protection measures and corrosion detection was introduced, anti-corrosion coating, catholic protection design and corrosion protection measures exist were discussed.% 海底管道的腐蚀是影响管道系统可靠性及其使用寿命的关键因素。
对海底输气管道在海洋环境的腐蚀产生机理以及影响因素进行分析，介绍海底输气管道的腐蚀防护措施，对防腐涂层和阴极保护设计、使用以及目前腐蚀防护措施存在的问题进行探讨。
【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2012(000)008【总页数】5页(P1-4,25)【关键词】海底天然气管道;腐蚀;防护【作者】马平【作者单位】申能集团有限公司，上海201103【正文语种】中文【中图分类】TG172.5海底油气管道已广泛应用于海上油田的开发，管道油气运输方式从原油、天然气的生产、精炼、储存及到用户的全过程起到了重要作用。
我国从20世纪80年代起步至今，在渤海、东海及南海海域已建成了47个油气田，各种规格的海底管道达138条之多，海底管道铺设的总量超过4000km[1]。
海底输油管道腐蚀原因分析及预防措施研究
99南海某油田海管采用的是内外管夹套设计，中间设有保温层，设计寿命为25年。
但是投产仅两年，就出现了在海管入口温度及出入口压力等其他参数基本保持稳定的情况下，海管出口温度异常下降的情况。
开始相继出现了几次出口温度异常降低现象，初步判断为海管保温层出现了透水。
经外观检测，排除了海管外管腐蚀穿孔透水的情况，从内检测准备阶段的通球情况判断，该管道内表面存在严重腐蚀的可能性。
随即采用涡流内检测技术对管道进行了检测，共检出壁厚损失10%以上缺陷19489个，壁厚损失超过50%缺陷100个，最大缺陷深度为10.2mm，相当于80%的壁厚损失。
因此确定该海管内部腐蚀严重，为内管腐蚀穿孔透水。
1 海管腐蚀穿孔原因分析该管道的结构设计为常规技术，符合相关规范，采用的HFW管也属于常规技术，技术较为成熟。
通过对实际生产工艺参数的分析，发现投产后CO 2含量是设计值的11倍，输送物流从原设计参数的不含H 2S到实际生产中H 2S含量最大达600 ppm，投产后海管发生CO 2/H 2S腐蚀的可能性很大，但CO 2/H 2S腐蚀单一因素不足以导致海管快速腐蚀穿孔。
通过对海管清出物的重量和组分分析检测，此海管清出物检测存在微生物：2.34×108~5.05×108个/g硫酸盐还原菌，1.60×105~1.81×105个/g热脱硫杆菌属（嗜热SRB），9.04×105~1.60×106个/g古菌。
同时，海管出入口H 2S含量及杀菌剂加注对海管出口H 2S含量的影响分析结果表明，海管存在次生微生物。
立管/工艺线管腐蚀情况、海管工艺砂沉积计算、海管结垢计算等数据表明，此海管同时存在严重的腐蚀结垢沉积，为微生物腐蚀提供了适宜的物理环境，导致在垢（CO 2/H 2S腐蚀和少量的砂）下形成快速且严重的局部腐蚀，而稳定的局部腐蚀坑底部缓蚀剂和杀菌剂有效性降低，降低了药剂对腐蚀进程的抑制作用。
海底管道腐蚀速率预测及计算分析
收稿日期 ：2018-05-10 ；改回日期 ：2018-06-16 基金项目：国家“十二五”科技重大专项（编号 :2011ZX05017）；广东省非常规能源工程技术研究中心 2018 年度开放基金立项项目（编号： GF2018B006）；茂名市科技计划立项项目（编号 ：2018011）；广东石油化工学院人才引进项目（编号 ：2018rc08）。 第一作者简介：王威，男，1983 年生，博士，工程师，2013 年毕业于西南石油大学矿产普查与勘探专业，主要从事油藏地质、海洋油气开采、 油气集输与处理技术等方面教学与科研工作。E-mail ：1041285492@。
第 39 卷 第 1 期 2019 年 3 月
文章编号 ：1008-2336（2019）01-0088-05
OFFSHORr. 2019
海底管道腐蚀速率预测及计算分析
王 威1，2，陈国民1，2，陈 琦1，2，鲁 瑜３
（1. 广东石油化工学院石油工程学院，广东 525000 ； 2．广东省非常规能源工程技术研究中心，广东 525000 ； 3. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）
3. Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China）
Abstract: In order to monitor the corrosion state of the submarine pipeline, predict the corrosion rate of the pipeline and evaluate the change of pipeline strength, through the detection and analysis of corrosion products of submarine pipeline, it is pointed out that gas corrosion occurs inside the sea pipe. Through the statistical analysis of corrosion defects, the remaining wall thickness and the corrosion depth range of submarine pipeline are obtained by means of magnetic particle detection of weld seam, and the corrosion prediction model of submarine pipeline is established by using OLGA7.1 software. The corrosion rate of submarine pipeline is calculated and analyzed.The results show that the corrosion of submarine pipelines is easy to occur after scaling. The corrosion depth of submarine pipelines is 0 ~ 6.9 mm, and the corrosion rate is 0.015 ~ 0.022 mm/a. The corrosion rate decreases in the rising section of pipeline elevation and increases in the falling section of pipeline elevation.It provides basis for monitoring and maintenance of submarine pipeline. Keywords: submarine pipeline; corrosion rate; prediction model; CO2 corrosion; calculation and analysis
海底管道内外腐蚀的在线检测技术
海底管道内外腐蚀的在线检测技术摘要：自从我国在1985年修建成首条海底输油管道以来，海底输油管道建设数量呈现逐年递增的形式，到目前为止约建设8000km的海底石油管道。
但由于海底生态环境非常复杂，人类在上海生存活动逐渐频繁，导致海底石油管道经常出现溢油事故；再加上我国海底管道通常建设在20世纪90年代末期，设计使用年限为20年左右，随着时间不断推移，很多管道进入到使用后期，部分石油管道已超过使用年限，无形中提高日常运行风险，一旦海底管道受到损害出现溢油问题，会给相关企业带来巨大经济损失，甚至会影响到海洋的生态环境，产生严重的负面影响。
针对该种情况，工作人员在铺设海底管道后，要全面检测管道性能，掌握管道实际情况，将安全隐患扼杀在摇篮中，保证海底管道能安全运行。
关键词：海底管道；内外腐蚀；在线检测技术引言管道腐蚀指的是管道在运输液体的过程中因为运输物质和管道发生化学反应或别的原因导致的管道老化现象。
管道腐蚀会导致管道材料的破坏、进而造成设备损坏甚至整个管道系统的失效。
管道腐蚀主要是由于管道内运输介质具有一定的腐蚀特性，例如酸性、碱性以及某些盐。
加上外界的温度变化、阳光照射、雨淋等因素，共同造成了管道的腐蚀。
在管道遭受腐蚀之后，造成的损坏极易形成安全隐患并引发事故，据不完全统计，全世界每年因各类腐蚀所造成的的损失占GDP的3%至4%。
如何延缓腐蚀，抵御腐蚀已经成为一个工业生产和运输业的重要课题之一。
1.海底管道内检测技术1.1涡流检测技术这种技术在海底管道检测中，可以对输气或输液管道进行准确检测。
第一，向用于检测的涡流式检测器结构的初级线圈内输入微弱电流，会引发海底管道受到电磁感应后产生涡流，检测人员通过检测次级线圈完成检测任务。
如果管道管壁出现质量问题，初级线圈就会表现出异常磁通量，引发磁力线出现相应变化，次级线圈原有的磁通量平衡状态就会被打破，就会有对应电压产生。
如果管壁存在任何问题，两侧就会维持磁通量平衡，也不会有电压产生。
海底管道气体运输的管道腐蚀研究与防护技术
海底管道气体运输的管道腐蚀研究与防护技术引言：海底管道是连接海上油田或天然气田与陆地处理设施的关键组成部分，扮演着将海洋资源顺利输送到陆地的重要角色。
然而，海底管道所处的恶劣海洋环境以及气体运输过程中的化学作用和压力波动等因素，使得管道腐蚀问题成为制约海底管道可靠性和安全性的主要挑战。
本文将针对海底管道气体运输的管道腐蚀问题进行详细研究，并探讨现有的防护技术。
一、海底管道腐蚀的原因与机理1. 海水腐蚀：海水中含有各种离子和溶解气体，如氧气、二氧化碳和硫化氢等，这些物质对管道金属材料具有腐蚀性。
2. 微生物腐蚀：海水中的微生物可通过产生酸性代谢产物、吸附和聚集等方式引起管道的腐蚀，微生物腐蚀是海底管道腐蚀的一种常见形式。
二、海底管道腐蚀的评估与监测方法1. 腐蚀评估：通过对管道表面进行定期巡检和腐蚀深度测量，以评估腐蚀的严重程度和发展趋势。
2. 腐蚀监测：利用电化学腐蚀监测装置、腐蚀报警系统等设备实时监测管道腐蚀情况，并及时采取措施防止进一步腐蚀。
三、海底管道腐蚀防护技术1. 材料选择：选择具有抗腐蚀性能的材料，如不锈钢、合金钢等，以降低管道腐蚀的风险。
2. 防蚀涂层：在管道表面涂覆高性能的防蚀涂层，能够形成一层保护膜，有效隔离管道与外界环境接触，减缓腐蚀速度。
3. 防护层：在防蚀涂层上加装聚乙烯或聚丙烯等防护层，以进一步提高管道的防蚀性能和耐磨性能。
4. 阳极保护：通过在海底管道上安装阳极，使管道表面形成电场，从而防止腐蚀物质对管道金属的进一步腐蚀。
5. 隔离套管：在管道外壁加装隔离套管，形成一层防护壳，提供额外的保护层以防止管道腐蚀。
四、海底管道腐蚀防护技术的挑战与前景1. 深水环境：随着海底油气开发向深海扩展，深水环境带来了更加复杂的腐蚀问题，如高压、高温和高浓度的盐度等。
2. 可持续发展：在防护技术的选择和设计中，需考虑环境友好型，提高能源利用效率，减少对环境的影响。
3. 新材料：开发新的高性能材料，如纳米涂层、新型复合材料等，以提高防蚀性能和延长管道寿命。
海洋油气管道腐蚀的影响及对策
海洋油气管道腐蚀的影响及对策目录一、内容概述 (2)1.1 海洋油气管道的重要性 (3)1.2 管道腐蚀问题的严峻性 (4)二、海洋油气管道腐蚀的主要影响因素 (4)2.1 自然环境因素 (5)2.1.1 水文条件 (7)2.1.2 气候条件 (7)2.1.3 地质条件 (8)2.2 人为因素 (9)2.2.1 管道材料选择 (10)2.2.2 管道施工质量 (11)2.2.3 管道维护管理 (12)2.3 设备与工艺因素 (13)2.3.2 管道工艺 (16)三、海洋油气管道腐蚀的主要影响 (17)3.1 对管道结构的影响 (19)3.2 对管道安全性的影响 (20)3.3 对周边环境的影响 (21)四、海洋油气管道腐蚀的对策 (22)4.1 加强管道材料选择与研发 (23)4.2 提高管道施工质量 (24)4.3 完善管道维护管理体系 (25)4.4 优化管道设备与工艺设计 (26)五、案例分析 (27)5.1 某海洋油气田管道腐蚀案例分析 (29)5.2 防腐对策在案例中的应用与效果 (30)六、结论与展望 (31)6.2 对未来研究的展望 (33)一、内容概述本文档深入探讨了海洋油气管道腐蚀的严重后果及其应对策略，旨在为海洋工程领域提供关于管道腐蚀问题的全面理解，并为防止和减轻腐蚀提供实用的建议。
在当今全球能源需求不断增长的大背景下，海洋油气管道作为连接海上油气资源与陆地加工厂的重要通道，其作用日益凸显。
海洋环境的复杂性和油气管道长期运营所面临的多种挑战，使得管道腐蚀问题成为威胁管道安全、影响原油生产的关键因素。
腐蚀不仅导致管道材料性能下降，还可能引起管道结构的破坏，进而引发泄漏事故，造成环境污染和经济损失。
系统研究海洋油气管道的腐蚀情况，评估腐蚀风险，并采取有效的防护措施，对于保障石油工业的可持续发展具有重要意义。
本文档将详细分析海洋油气管道腐蚀的影响，包括对管道结构、原油运输安全以及环境保护等方面的影响。
某海底管道外腐蚀原因分析及预防措施
某海底管道外腐蚀原因分析及预防措施海底管道外腐蚀是指海底管道在水下环境中，由于化学反应或电化学反应等因素引起的腐蚀现象。
这种腐蚀不仅会导致管道的破损，还会对海洋环境造成污染。
因此，对于海底管道外腐蚀的原因进行分析，并采取预防措施是至关重要的。
海底管道外腐蚀的主要原因可归结为以下几个方面：1.海水环境：海水中含有许多氧、水和盐等物质，其中的氧与金属管道表面发生化学反应，形成氧化物或氢氧化物，从而导致管道的腐蚀。
2.微生物腐蚀：海水中存在大量微生物，其中一部分微生物会将金属表面作为能量源，并通过氧化反应或还原反应来生长和繁殖。
这些微生物产生的酶和酸性物质会损坏管道表面的保护层，加速腐蚀过程。
3.电化学腐蚀：海底管道通常由不同金属组成，形成了电池电位差。
在海水中，形成了电解质，从而形成了电化学环境。
在电化学环境下，金属产生了阳极和阴极，而阳极则发生了腐蚀反应。
为了预防海底管道外腐蚀，可以采取以下预防措施：1.选择合适的管材：选择耐腐蚀性能较好的管材，如不锈钢、镀锌钢管等。
并且要根据海域环境特点以及预计的使用寿命选择不同材料的管道。
2.涂层和防护层：在管道表面进行合适的涂层或防护层处理。
这些涂层通常包括抗海水侵蚀、耐腐蚀等特性，在一定程度上能够保护管道免受腐蚀。
3.电流防护：通过施加外加电流，利用电化学原理抑制金属物质的电化学反应，从而降低管道腐蚀的速度。
4.定期检查和维护：定期对海底管道进行检查，发现腐蚀和问题区域及时修复。
可以利用无人机、水下机器人等新技术手段进行管道的巡检和维护工作。
5.监测和预警系统：安装监测和预警系统，及时监测管道的腐蚀情况，并提前发出预警，以便采取措施避免腐蚀进一步恶化。
综上所述，海底管道外腐蚀是一种严重的问题，其原因主要包括海水环境、微生物腐蚀和电化学腐蚀等。
为了预防海底管道外腐蚀，可以采取选择合适的管材、涂层和防护层、电流防护、定期检查和维护以及监测和预警系统等多种预防措施。
海底天然气管道风险与防控措施
海底天然气管道风险与防控措施海底天然气管道与陆地管道所处介质不同，风险因素有一定差别。
海底天然气管道不仅受海洋水文环境和海床变化影响，还可能受到各种人类水上水下活动的损害，失效后难于抢修，恢复时间长、社会影响大。
文章针对天然气海底管道面的风险进行分析，并提出防控措施。
概述海底天然气管道与陆地管道所处介质不同，天然气海底管道失效后难于抢修，恢复时间长、社会影响大。
1960-1995年英国、挪威、荷兰、丹麦、德国等国北海油气田的海底管道事故统计数据库，不同区域的管道运行量1189469km·a，事故率1.1×10-4/km·a。
1985-1994年美国管道事故数据库，其中海底管道运行量179270km·a，共发生84起事故，事故率4.7×10-4/km·a。
造成海底天然气管道失效的原因很多，不同的水域造成海底管道失效的原因各不相同。
海底天然气管道不仅受海洋水文环境和海床变化影响，还可能受到各种人类水上水下活动的损害。
天然气海底管道风险因素由于海洋环境的复杂性，海底管线在运行中承受自重、输送介质、设计内压、外水压等工作荷载，风、浪、流和地地质运动等环境荷载以及人类作业活动的综合作用。
导致海底管道失效一般为多种风险因素共同作用结果。
按风险性质可以分为内在风险和外在风险。
内在风险是指管道本体的缺陷所造成的风险；外在风险是指外在环境变化和第三方破坏等对管道所造成的风险。
1 海底天然气管道运行的内在风险（1）海底天然气管道存在设计、制造和安装不当风险。
设计、制造和安装不当主要指管道输气工艺计算不合理、管道强度计算不正确、材料选材和防腐设计不合理、安装和布置不合理以及施工质量不合格，会造成金属损伤、管道强度削弱、产生裂纹、断层、自然伸展、局部或全部弯曲变形、管道位移、内外防腐涂层和阳极损坏。
（2）结构缺陷造成的风险主要有管道曲率半径改变、末端移动、海底管道稳定性破坏、静态过载与金属疲劳。
海底集束管道系统的腐蚀与防护
封 闭式
图２ 海底集束管道结构 多的碳氢 化 合物资 源被勘 探和 发
由于 目前世 界上 主要 采用封
（ ）涂 层的暴露条件 ； １ （ ）管线操作温度 ； ２ （ ）管线搬运 、储存 、铺设 ３
和运行 中机械保护要求 ； （ ）设计寿命 ； ４ （ ）与 阴极保护的相容性 以 ５
１海底集束管道系统 的概念 集输 ，其主 要优 势包括 优异 的保 系统在某 些情 况下 可以成 为一种
海 底 集 束 管 道 系 统 由承 载 管 、护 套管 、输 油气管 道 、注 水 管道、电缆等组成 ，如图１ 所示 ， 将不 同用途 的多根 管线集 束在 一
起 ，在 岸 上 进 行 预 制 及 试 验 ，然
温性 能 ，有 效防止 结蜡 和水 化物 既安 全又 经济 的油 气 田开 发介 质
生成 ；对 多根 出油管 线提供 机械 输送解决方案 。
和腐 蚀保护 ；安 装简单 及费 用低 随着 中国近 海油 气工 业的发
廉 ；重复使 用性等 等 。集束 管道 展 ，从浅 水区到 深水 区 ，越 来越
２海底集束 管道 系统的结构
管线提 供 了 良好 的机械 以 及腐蚀 及 降低阴极保护 电流的能力 ； 保护性能 ： （ ）涂层涂敷 、施工和安装 ６
类 ：开放式和封闭式 ，见图２ 。
开放式 海底 集束 管道 系统制
（ ）外套管为 内置管道提供 过程中对环境和健康 的危害性等。 １ 造相 对简 单 ，但 由于 出油 管线直 了施工安装时的防拖曳保护 ； ３＇ 外 防腐层 ．． ２ 接暴露 在海 水 中 ，管线 容易 遭到 （ ）外套管为 内置管道提供 ２ 国外 海底集 束管 道最 常用 的
Ｌ － ｕ ， Ｉ ｇ ｉ ＨＡＮ Ｗ ｅ —ｉＺＨＡＮＧ ｎ — ｉ Ａｉ ｎｌ ， Ｈｏ ｇ ｌ ｅ
海底管道牺牲阳极更换及腐蚀因子分析
海底管道牺牲阳极更换及腐蚀因子分析肖治国;张敬安;郑辉;李成钢【摘要】Subsea pipeline was the lifeline of the offshore oil&gas transportation system. Anticorrosion was critical for the subsea pipeline. Sacrificial anode protection was one of the most effective anticorrosion technologies for the subsea pipeline electrochemical corrosion. It should be replaced when it reached to the design life. The anode replacement technique of the subsea pipeline and the change in anode corrosion with corrosion factor in the sea-mud was discussed in this paper. It offered us a reference for replacement and design of the subsea pipeline sacrificial anode system.% 海底管道作为海上的油气运输的生命线，必须对其做好腐蚀保护。
牺牲阳极阴极保护是一种控制海底管道电化学腐蚀的有效保护方法，当其达到设计寿命后，必须对其进行更换。
本文介绍了海底管道阳极更换技术，并分析了不同腐蚀因子也会对阳极的腐蚀产生影响。
以期为海底管道的牺牲阳极腐蚀保护设计和更换提供参考。
【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2012(000)011【总页数】4页(P17-19,58)【关键词】海底管道;牺牲阳极;更换;腐蚀因子【作者】肖治国;张敬安;郑辉;李成钢【作者单位】中海油田服务股份有限公司物探事业部,天津300451;中海油田服务股份有限公司物探事业部,天津300451;中海油田服务股份有限公司物探事业部,天津300451;中海油田服务股份有限公司物探事业部,天津300451【正文语种】中文【中图分类】TG174.410 引言在海洋油气资源的开发中，油气集输是重要的组成部分。
海底管道铺设工程施工中的管道防腐与维护技术研究
海底管道铺设工程施工中的管道防腐与维护技术研究随着海洋石油开发的不断深入，海底管道的需求也随之增加。
海底管道作为海洋石油开发的重要组成部分，承载着输送石油和天然气等能源资源的重要任务。
然而，由于长期暴露在海洋环境中，海底管道容易受到腐蚀和损坏，因此管道的防腐与维护技术显得至关重要。
一、海底管道的防腐技术1. 防腐涂层技术在海底管道施工中，使用防腐涂层技术是常见的防护措施之一。
防腐涂层可以有效地保护管道免受海水中的腐蚀，延长管道的使用寿命。
目前，常用的防腐涂层包括环氧涂层、聚乙烯涂层和三层共聚物涂层等。
2. 阳极保护技术阳极保护是一种常用的海底管道防腐技术。
通过在海底管道表面连接阳极体，使阳极体和管道构成电化学电池，阳极体被腐蚀，从而保护管道不被腐蚀。
这种技术可以有效地降低海水中的电位，减少管道的腐蚀速度。
二、海底管道的维护技术1. 监测与检修技术海底管道的定期监测与检修是维护管道的重要环节。
通过使用无人潜航器、遥感技术等现代技术手段，可以对海底管道进行全面的巡检和检修，及时发现管道的腐蚀、破损等问题，并采取相应的维护措施。
2. 清洗与防结垢技术海水中的沉积物和结垢物质容易在管道内形成沉积物，对管道的正常运行产生不利影响。
因此，定期的清洗与防结垢工作是必要的。
常用的清洗和防结垢技术包括高压水射流清洗、化学药剂清洗和超声波清洗等。
3. 修复与更换技术当海底管道受到严重损坏时，修复与更换便成为必要的维护手段。
修复常采用的方法有局部疏通、外套管修复和撇灌技术等，而更换则是将受损的管道进行全面更换。
三、海底管道施工中的技术研究1. 管道防腐技术的改进研究目前，海底管道的防腐技术已取得了一定的进展，但仍存在一些问题。
例如，防腐涂层的附着力和耐腐蚀性有待提高，阳极保护技术仍面临着较高的成本和技术难题。
因此，需要进一步的研究和改进，提高防腐技术的效果和可靠性。
2. 海底管道维护技术的创新研究随着海洋工程技术的发展，海底管道维护技术也需要不断创新。
海底输油管道的腐蚀与防护措施
海底输油管道的腐蚀与防护措施摘要：腐蚀是引起管道破坏的主要因素之一，而石油天然气的管道运输被称为“能源血脉”。
近几年，随着我国海洋油气田的开发，海底输送石油天然气管道的腐蚀问题越来越突出，导致事故的数量明显上升。
一旦发生海底腐蚀管道失效事故，将影响整个油气管道运输的生产运营并给国家造成重大的经济损失。
开展海洋油气管道腐蚀失效分析，对保障管道的安全运行具有十分重大的意义。
关键词：腐蚀；防护措施；海洋；输油管道1腐蚀机理分析1.1输送介质腐蚀通常海底管道输送的介质主要有天然气、原油、地层水及其混合物，有些管道还输送缓蚀剂、乙二醇等其他物质。
一般来说，原油不会对碳钢管线造成腐蚀，附着在碳钢表面的油膜甚至对腐蚀有抑制作用，而复杂的输送介质常常对管道发生腐蚀。
1.2酸腐蚀（1）电化学腐蚀干燥的CO2或H2S气体自身没有腐蚀性，但在溶于水后均会形成弱酸，对钢铁造成电化学腐蚀。
钢铁的电化学腐蚀分为阳极过程和阴极过程，阳极过程为铁的溶解并形成FeCO3或FexSy腐蚀产物，阴极过程则主要为氢离子还原反应。
腐蚀过程中形成的腐蚀产物膜覆盖于钢铁表面，可对腐蚀起到一定阻碍作用，但在油气等流动介质中，流体的壁面剪切应力又会破坏腐蚀产物膜，可能引起钢铁局部裸露并形成更为严重的局部腐蚀。
（2）应力腐蚀开裂在含H2S酸性油气田生产中，常见的金属设施腐蚀破坏除了电化学反应过程中阳极铁溶解导致的全面腐蚀和局部腐蚀（表现为金属设施的壁厚减薄和点蚀穿孔等局部腐蚀破坏），还可能发生H2S应力腐蚀开裂（电化学反应过程中阴极析出氢原子，由于H2S的存在会阻止其结合成氢分子逸出而进入钢中，导致钢材H2S环境开裂）。
（3）竞争与协同效应CO2与H2S共存条件下，二者的腐蚀存在竞争与协同效应。
当CO2和H2S共存时，在H2S分压小于0.00069MPa时，腐蚀类型以CO2腐蚀为主，H2S对CO2腐蚀没有实质性影响。
如果输送介质同时符合H2S分压小于0.00069MPa，CO2与H2S分压比值大于200时，甚至可能会在钢铁表面形成一层FeS膜而对CO2腐蚀起到减缓作用。
海底管道的风险因素及应急救援措施
2 海底管道风险因素根据前面的我国海底管道事故类型统计，对海底管道具体事故进行分析总结，可知我国海底管道面临的风险依次为腐蚀因素、第三方损坏因素、地质因素和其他因素，具体海底管道风险因素如表1所示。
表1 我国海底管道风险因素表腐蚀因素内腐蚀硫化氢二氧化碳水外腐蚀海水温度海水酸碱度海水含盐度海底土壤周边生物第三方损坏因素渔业活动航道活动挖沙作业、挖泥作业打捞作业勘探作业地质因素海流土壤海冰地震其他因素管理制度因素管道本体质量因素信号装置故障因素2.1 腐蚀因素海底管道的腐蚀根据腐蚀发生在管壁的相对位置，分为内腐蚀和外腐蚀，海管内腐蚀和外腐蚀具有各自的特点和成因[7]。
海管内腐蚀是发生在管道内壁的腐蚀现象，海管内腐蚀发生的原因主要是由于管内输送介质中含有硫化氢、二氧化碳、水等杂质，这些杂质与管道内壁的铁元素发生化学或电化学反应，将固态的铁变成铁离子，导致管道内壁发生壁厚减薄的现0 引言与铁路、公路、水运等其他运输方式相比，管道运输是最绿色的运输方式，具有其他运输方式不具有的优势，如管道运输运输量大、运输效率高、损耗较少、节省运输成本、便于管理等一系列优点，在全球能源运输中占有举足轻重的地位。
海底管道系统一般包括大型钢质海底管道、泵站或压缩机站、供电和通讯系统等组成部分[1]。
海底管道是海洋石油、天然气的重要运输方式，连接着海洋油气开采平台和陆地相关冶炼、净化和存储相关设施，通过海底管道，海上油田的整个生产、冶炼和运输等环节被连接成为一个统一的整体[2-4]。
同时海底环境和陆地环境相比，具有特殊性，海底管道运行中面临的环境比陆地管道更为复杂，除了陆地管道经常面临的风险因素外，海底管道还面临海底环境复杂等因素，如海底管道周边有海流、海冰、海底生物等作用。
此外，海底管道由于处于水面以下，海底管道的日常监测检测、修护保养和应急抢修等工作都比陆地管道类似工作的开展难度大。
我国目前开发的油气资源大多位于近岸海域，如果油气管道发生泄漏，首先是油气资源的流失，造成金钱损失，管道泄漏会影响下游用户，造成二次影响。
海底管道巡检船的水下腐蚀监测和防护
海底管道巡检船的水下腐蚀监测和防护海底油气管道是将油气资源从海底开采输送到陆地的重要通道。
然而，由于长期暴露在海洋环境中，海底管道容易受到腐蚀的侵蚀，导致管道破损、泄漏甚至失效。
为了确保海底管道的正常运行和安全可靠，海底管道巡检船的水下腐蚀监测和防护工作显得尤为重要。
首先，海底管道巡检船需要进行水下腐蚀监测。
水下腐蚀监测是指通过不同的检测方法和技术，对海底管道进行定期巡检，以检测管道表面的腐蚀情况。
常用的水下腐蚀监测技术包括超声波探测、磁性探测、涡流探测等。
这些技术可以实时监测管道表面的腐蚀程度，及时发现管道的腐蚀缺陷并做好记录。
其次，海底管道巡检船需要进行水下腐蚀防护。
水下腐蚀防护是指采取一系列措施来保护海底管道不受腐蚀侵蚀，保持其良好的运行状态。
水下腐蚀防护措施包括涂层保护、阴极保护和监测系统建设等。
其中，涂层保护是最常见的一种方法，通过在管道表面施加一层防腐涂层，隔绝了管道与海水的直接接触，起到了一定的防腐作用。
阴极保护则是通过在管道上施加电流，使得管道成为阴极，从而减缓管道的腐蚀速度。
监测系统的建设则能够实时监测管道的腐蚀情况，及时发现问题并采取相应的防护措施。
在进行水下腐蚀监测和防护时，海底管道巡检船需要关注以下几个方面：第一，定期巡检。
海底管道巡检船需要根据管道的使用寿命和运行情况制定定期巡检计划，及时发现管道的腐蚀问题。
根据管道的特点和使用环境，合理安排巡检频率和方法，确保管道的安全运行。
第二，准确监测。
海底管道巡检船在进行水下腐蚀监测时，需要使用专业的设备和技术进行准确监测。
通过对不同管段进行超声波、磁性和涡流等多种非破坏性检测方法的综合应用，可以全面了解管道的腐蚀情况，及时发现腐蚀缺陷并采取相应的防护措施。
第三，科学防护。
海底管道巡检船在进行水下腐蚀防护时，需要根据管道的使用环境和腐蚀特点，科学选择适当的防护措施。
对于新铺设的管道，可以在管道施工时采用防腐涂层等措施进行防护。
对于已运行的管道，可以通过定期涂层维护和阴极保护等手段延长管道的使用寿命。
海底管道气体运输中的管道冲刷与侵蚀研究
海底管道气体运输中的管道冲刷与侵蚀研究概述随着能源需求的不断增长，海底管道已经成为了传输油气资源的主要通道之一。
然而，在海底环境中，管道冲刷与侵蚀是一个严重的问题。
管道冲刷与侵蚀会导致管道的损坏和泄漏，进而引发油气泄漏事故，对海洋环境造成严重破坏。
因此，对于海底管道气体运输中的管道冲刷与侵蚀进行深入研究，具有重要的意义。
管道冲刷管道冲刷是指水流或水流中携带的颗粒物对管道壁面产生的作用力，使管道壁面发生磨蚀或冲刷的现象。
海底管道气体运输中，海水流动的强度和方向是管道冲刷的主要因素之一。
水流强度越大，对管道壁面的冲刷力就越大。
此外，在水流中悬浮的颗粒物，如沙、石、碎屑等也会加剧管道冲刷的程度。
为了研究海底管道的冲刷问题，专家们采用了实验室模拟试验和数值模拟两种主要方法。
实验室模拟试验是在实验室中通过模拟海底管道环境进行试验，并对试验结果进行分析和总结。
数值模拟则是通过计算机模拟海水流动过程，模拟管道壁面受到的力和应力分布。
这些方法能够为管道冲刷问题的研究提供重要的数据和依据。
管道侵蚀管道侵蚀是指管道壁面受到介质（如水）的腐蚀作用，导致管道壁面材料损失的现象。
在海底环境中，海水中的盐、氧和含有酸性物质的海洋底泥等因素都会加剧管道的侵蚀。
此外，管道的氧化膜和阵风传淤层对于管道侵蚀也有影响。
为了解决管道侵蚀问题，研究人员正在探索一系列的防护措施。
常见的防护措施包括防腐涂层、电化学保护和材料改进等。
防腐涂层是将一层特殊的涂料覆盖在管道表面，以防止海水直接接触到管道表面。
电化学保护是通过在管道周围设置阴阳极，利用电流的作用来防止管道的侵蚀。
材料改进则是通过改进管道材料的物理性能和化学性能，提高其抗侵蚀能力。
研究方法研究海底管道气体运输中的管道冲刷与侵蚀问题，需要综合运用实验室模拟试验、数值模拟和现场观测等多种研究方法。
实验室模拟试验可以模拟出海底管道环境中的水流情况，并对管道壁面受力情况进行测量和分析。
数值模拟则可以通过计算机软件模拟海水流动的过程，预测管道冲刷和侵蚀的程度。
某海底管道外腐蚀原因分析及预防措施
某海底管道外腐蚀原因分析及预防措施海底管道外腐蚀原因一般有以下几种：
1、氧化腐蚀：由于管道外的海水中含有大量的氧气，当管道表面暴露在海水中时，氧气会发生氧化反应，使表面产生腐蚀。
2、腐蚀性沉积：海水中含有大量腐蚀性沉积，管道外部表面暴露在海水中时，它们会吸附在表面上，随着时间的推移对表面进行腐蚀。
3、机械磨损：管道外部表面暴露在海水中，在施工、运行过程中会受到海浪、波浪的影响，在表面受到挤压、碰撞等机械性损伤，也会发生腐蚀。
针对上述腐蚀因素，可采取以下预防措施：
1、采用耐腐蚀材料：采用合理的耐腐蚀材料可以减缓腐蚀速率，耐腐蚀材料还可以降低温度变化带来的压力变化，增强管道的延展性。
2、建立防护层：在管道外部表面上涂布防腐涂料，可以有效的隔离海水和管道表面的接触，降低腐蚀的发生率。
3、定期检测：定期对管道外表面进行工作状况检测，及时对表面腐蚀进行修补和维护，减少腐蚀的发生率。
某湿气海底管道内腐蚀防护措施探讨
Ｉ ｔ ｒ ａ ｒ ｏ ｉ ｎ Ｐ ｏ ｅ ｔｏ ｓ ｕ ｓｏ ｆ ｏ ｓｕ ｅＳ ｂ ｎｅｎ ｌ Ｃｏ ｒ ｓｏ ｒ ｔｃｉ ｎＤｉｃ ｓｉｎ ｏ ｉｔ ｒ ｕ ｍａ ｉ ｅＰｉ ｅｉ ｅ Ｍ ｒｎ ｐ ｌ ｎ
ＹＵ Ｔｉ ｎ ， ａ ’ ＣＨＡＮＧ ｅｉ Ｌ ｉ－ Ｕ Ｗ ’ Ｕ Ｍ ｎＸ ，
０ 概 述
某气田位于海南省三亚市西南
产生 Ｃ ２ Ｏ 腐蚀；
０ １ ａ ，发生 中等腐蚀 ； ． ＭＰ 时 ２
型其预测结果相差很大， 各种模型
范 围也不同。因此 ， 需要结合实验
（ ）当 ００ １ ａ＜Ｐ ｏ 考虑的影响因素和 重点各异 ， ２ ．２ ＭＰ ｃ ２≤ 适用
方 ／ ｍｓ ）
３６ １ ． ．～ ０７
液体 流 速 （ ／ ｍｓ ）
０７～２７ ． ．
Ｔ 。 Ｏ１ ＡＬＣＯＲＲＯＳＩ ＯＮ ＣＯＮＴＲＯＬ
ＶＯ ＿４ Ｎｏ． Ｌ２ ３ＭＡＲ． ０ ２１ ０
（） ４ 耐腐蚀 合金材料 内衬 （ 复 般针对 Ｃ ２ Ｏ 含量较低、腐蚀性较 弱 作费用。 合管 ） ； 的流 体 ，缓蚀 剂 的筛 选 与油 品性
上述经验规律可初步判断该条 输送 条件进行 ３ ０天的实验室模拟
鉴于该海底管道入 口压力较高 管道会发生严重腐蚀。国内外研究 实验 ， 析比较试样的腐蚀形态和 分 导致 ｃ ２ ０ 分压高 ， 最高年份 ｃ ２ ０ 分 表 明，目前还很难对 ｃ ２ ０ 腐蚀做出 平均腐蚀速率。 压达 ０ １ ａ Ｎ ￣ ． ＭＰ ，Ｎ ４ ｃ ２ ｏ 腐 准确的预测 ， 比较可靠的预测方法 目前国际上广泛采用的二氧化
（ ） ｃ ． １ ａ 不 了不同的预测模型 ， 同的预测模 １ 当Ｐ ｏ ≤００ ＭＰ 时， ２ 不
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
海底管道内腐蚀隐患分析---挂片
3、腐蚀挂片
l 挂片并不能反映设施真 实腐蚀速率；
l 挂片监测的是挂片悬挂 位置的腐蚀情况；
l 挂片拆出后表面状况的 描述非常重要；
l 挂片腐蚀速率变化需要 合理数据的变化；
l 点蚀和局部腐蚀是腐蚀 控制的重点，需要通过 挂片来反映；
l 挂片腐蚀速率低需要结 合其他检测指标分析管 道腐蚀隐患，挂片腐蚀 速率高，流体腐蚀性强 。
公司定位：打造专业技术服务团队。开展油气管线智能管理、过程质量控制监督、管 道安全运维管理、腐蚀与防护一体化、失效分析等工作。
管道院概况
人员情况
现有员工65人，中级以上职称人员22人（其中高级工程师7人），硕士以上15人，本 科以上员工占62％,包括海油发展专家2名，另聘请行业内专家17名，其中包括一名工程 院院士。拥有各类国际、国家和行业级执业资格证书77人次。
目录
01
管道院概况
02 海底管道内腐蚀隐患分析
03 海底管道内腐蚀控制措施
海底管道内腐蚀隐患分析
1、内腐蚀隐患
海底管道内腐蚀隐患分析---总体
2、总体分析
1、油气水分析 2、工况调研 3、腐蚀结垢分析 4、流态分析 5、化学药剂评价 6、结垢产物分析
1、腐蚀挂片 2、MIC分析 3、旁路内壁结垢 4、旁路表观形貌 5、探针腐蚀速率 6、工况相似分析 7、内检测结果类比
l甲醇的加入主要是防止 水合物；
l但是甲醇的加入也可以 有效抑制CO2的腐蚀；
l醇类的加入同时具有一 定的抑菌作用。
海底管道内腐蚀隐患分析---相似性分析
10、相似性分析
目标：由已知海管内腐蚀状况推测不能内检测海管内腐蚀管道状况。
流体组成 操作工况 腐蚀监测
1）油气水质组成 2）温度、压力、流 速等 3）挂片，探针等
3. 金相显微镜
4. 硬度计
5.万能试验机
管道院主要技术业务
管道院概况
管道技术研发 Ø 高性能石油管材应用技术研发； Ø 深水管道用管材技术研发； Ø 深水管道和装备涂敷技术研发； Ø 管道检测与评价技术研究。
设备设施质量控制 Ø 海管、海缆及平台施工过程质量监督服务 Ø 设备设施及压力容器驻厂监造； Ø 海管海缆三维可视化信息平台建设及应用维护；
管道院概况
实验中心
检测中心共有7个实验室，目前建成4个实验室，3个实验室正在建设中。现有 实验仪器480台/套，其中关键进口设备50台，设备能力和状况国际一流；设备总值 2400万。
管道院概况
设备情况
实验仪器480台/套，其中关键进口设备48台，设备能力和状况国际一流。
1.夏比冲击试验机
2.光谱分析仪
管道院概况
管道院是海油系统内唯一具有双重实验室认证认可资质的石油管材类第三 方检测机构,具有在石油管材、板材领域依法“向社会出具具有证明作用数据 和结果”资格。
CMA计量认证
检测 CNAS L5941
具备板材、管材、焊接结构的常规理化性能（强度、韧性、化学成分、金相组织） 、落锤试验、钢管水压爆破试验、钢管涂层检测评价等检验能力，可为油气管道、海洋 结构提供产品抽检、委托检验、仲裁试验等质量控制服务。
1.0
速率并不是随着H2S含
0.8
量升高而一直升高，其
0.6
存在拐点效应；
0.4
0.2
l要高度关注接触海底管
0.0
道流体设备的开裂和环
0
25 50 300 500 5000 10000 20000
硫化氢含量（ ppm）
境安全行为。
海底管道内腐蚀隐患分析---次生硫化氢混入
9、醇类加入对湿天然气管道影响
相似性 分析
流态 腐蚀性气体 垢样组成
1）层流、段塞流等 2）CO2、H2S 3）黏土、垢组成
防腐措施 材质相似 内检测数
据
1）药剂、内衬、清 管、柔性软管等
2）碳钢管道的比较 3）管道材质工况相 似与内检测数据相 似
海底管道内腐蚀隐患分析---相似性分析
n 智慧海管建设目标—— 搭建海管三维可视化智能管理平台（应用层）
现场试验证明：粘泥和垢下腐蚀速率较水 体本身腐蚀速率大大增加，因此控制粘泥 和结垢问题是腐蚀控制的根本。
海底管道内腐蚀隐患分析---旁路
7、微生物分析
6.4
实验初始菌量
(a)
6
实验结束时的菌量
6.2
6.0
Log N
logN / cells mL-1
5.8 4
5.6
5.4
2 5.2
0 -0.2 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2
l酸化导致某海底管道加注的 缓蚀剂失效；
l对管道重新预膜； l旁路检测其内部存在沉积物
和垢，开始用泡沫和直板球 清管，并加入防垢剂； l出口的硫化氢含量和SRB上 升，进行杀菌剂控制。
2、案例分析
海底管道内腐蚀控制措施
结论：通过积极调整某海底管道内腐蚀控制手段，严重 的局部腐蚀还是可以控制的。
海底管道内腐蚀控制措施
果
Fe3O4 38% HgS 11% 上部分析结果
FeCO3 43％ Fe3S4 11％ FeS 8 ％ CaCO3 7％ Al（OH，F）3. 0.375H2O 32%
CaCO3 7% 底部分析结果
备注
本实验结果仅与收到的样品有关，另外样品中 的有机物含量未计算在内
海底管道内腐蚀隐患分析---垢下腐蚀
运维监控 风险预警
AIS动态 监控预警
海管大工数程 据采数集据与库 分析
灾情模拟 应急决策
海管 三维可视化 智能管理平台
海管三维 GIS可视化
海管完整性 评估
辅助设计 模拟培训
安装施工 项目管理
目录
01
管道院概况
02 海底管道内腐蚀隐患分析
03 海底管道内腐蚀控制措施
海底管道内腐蚀控制措施
1、内腐蚀控制
9
管道院主要技术业务
管道院概况
腐蚀防护一体化技术服务 Ø 腐蚀监/检测产品及技术服务； Ø 油气田平台导管架包覆工程 Ø 海上油气田除砂一体化技术服务 Ø 油气田脱碳、脱硫撬块设计、安装工程 Ø 阴极保护工程 Ø 综合防腐管理
海底管道运行维护 Ø 管道失效分析（腐蚀、断裂、变形）； Ø 海底管道剩余强度、寿命评价； Ø 海底管道弃管处理； Ø 海底管道缓蚀剂评价；
3、下一步：海管可视系统将与相似性分析数据进行关联
谢谢！
公司资质
已有资质
管道院概况
Ø 国家质检总局设备监理甲级资质； Ø 检测实验室国家认可实验室（CNAS）资质； Ø 检测实验室国家法定计量认证（CMA）资质； Ø 中国机械工程学会失效分析分会网点单位资质。
规划资质
Ø设备监理单位国家甲级资质； Ø国家压力管道元件制造许可和型式试验授权检测机构。
公司资质
海底管道内腐蚀隐患分析与控制措施
中海油（天津） 管道工程技术有限公司
2015年6月
目录
01
管道院概况
02 海底管道内腐蚀隐患分析
03 海底管道内腐蚀控制措施
管道院概况
基本情况
中海油（天津）管道工程技术有限公司（简称“管道院”）隶属于中海油还能发展股 份有限公司管道分公司，管道院是由总公司批准、海油发展全资成立的独立法人单位，批 准成立日期是2011年2月。
6、垢下腐蚀
检测点
官二联掺水 官22站掺水 官9站掺水 官4站注水
平均
正常检测水体腐蚀速率
mm/a 0.0027 0.006 0.0048 0.0338 0.0118
粘泥和垢下腐蚀
速率mm/a 1.2995 0.1801 0.0996 0.2004 0.4449
增加比例
480.3 29.0 19.8 4.9 36.6
行控制。
海底管道内腐蚀隐患分析---次生硫化氢混入
8、硫化氢影响
腐蚀速率（ mm/a）
2.0
0.1MpaCO 含水率90%
l海底管道中引入的次生
1.8
2
0.1MpaCO 含水率60% 2
H2S气体并不是腐蚀速
1.6
0.1MpaCO 含水率30% 2
率的主要因素；
1.4
1.2
l含 有 H 2 S 的 某 油 田 腐 蚀
化学药剂
清管
1）杀菌剂
1）垢样分析
2）防垢剂
2）水质分析
相
3）缓蚀剂、醇类等
3）垢样数量变化
统
互
4）加注方式：预膜时机，浓度等
4）清管物质自燃等
一
关 联
海管内腐蚀 控制
分 析
工艺控制
数据分析
1）含水 2）温度 3）腐蚀性气体
4）
1）腐蚀检测数据 2）作业影响（酸化等）
3）数据共享
2、案例分析
海底管道内腐蚀控制措施
PCO2/ MPa
5.0
30
40
50
60
70
80
90
t/ ℃
某油田SRB室内试验：SRB在分压低于1.0MPa时，实验介质中SRB可以维持生长平
衡，菌量总数没有降低，SRB生长和死亡趋于稳定，可以说明在此过程中SRB可以形
成生物膜，且完整的生物膜具有腐蚀抑制作用，而当分压增加，SRB生长受到抑制，
介质中SRB菌量减少。另外，温度对SRB的影响非常明显，可以间歇性的使用对SRB进
海底管道内腐蚀隐患分析---探针
4、探针检测
井口腐蚀速率检 测结果显示：新 加入的缓蚀剂效 果不佳。
海底管道内腐蚀隐患分p 组成：旁路式管段，传输导线，探针，微生物收集区等。