海底油气管道腐蚀与防护技术现状

中国石化安全工程研究院报告人：刘小辉副总工/教授级高工第2届海洋材料腐蚀与防护大会北京·2015报告题目：海底油气管道腐蚀与防护技术现状单位：中国石化安全工程研究院设备安全研究室中国石化安全工程研究院内容二、海底管道防腐面临的困难四、海底管道腐蚀评价与检测技术三、海底管道防腐措施五、建议一、海底管道的发展与防腐现状√中国石化安全工程研究院一、海底管道的发展与防腐现状海底管道是海上油气田开发工程设施的主要组成部分，担负着海上油气输送的重要任务。第1条海底管道：1954年，美国Brown&Root海洋工程公司在墨西哥湾铺设。铺设水深：2014年完工的从阿尔及利亚延伸至撒丁岛的地中海水下Galsi管道创造了2824m的新水深记录管道长度：2004-2007年，在挪威和英国之间铺设的Langeled天然气管道的长度达1173km，成为世界最长的海底管道钢管厚度：俄罗斯和欧洲之间穿越波罗的海的输气管道，使用了X70钢管，管径1219mm，最大壁厚达到41mm，是目前海底管道工程中应用最大壁厚钢管。我国1973年首次在山东黄岛采用浮游法铺设了3条500m从系泊装置至岸上的海底输油管道，又于1985年渤海石油海上工程公司在埕北油田也采用浮游法成功地铺设了1.6km钻采平台之间的海底输油管道。随着海上石油的开采不断升温，我国海底管道铺设的里程不断攀升，发展到如今已达6000km，最深达到1500m，最长达800km，最大壁厚为31.8mm。1.1国内外海底管道的发展现状中国石化安全工程研究院一、海底管道的发展与防腐现状1.2海底管道的防腐现状环境恶劣腐蚀第三方活动浪潮冲刷海床地质变化损伤甚至失效海底管道的大敌（腐蚀失效占35%，主要的失效形式）中国石化安全工程研究院一、海底管道的发展与防腐现状1.2海底管道的防腐现状腐蚀分类外腐蚀施工质量内腐蚀防腐设计缺陷管内输送介质运行中的防腐管理不当海水腐蚀土壤、海泥腐蚀微生物腐蚀经济损失环境污染案例1：2007年，我国南海涠洲12-1至11-4原油管道因腐蚀发生泄漏，油田停产近200天，造成巨大经济损失。案例2：2008年12月22日，阿塞拜疆里海一条铺设30多年的海底管道发生腐蚀泄漏，飘浮于海面的石油形成几公里污染带。中国石化安全工程研究院内容一、海底管道的发展与防腐现状四、海底管道腐蚀评价与检测技术三、海底管道防腐措施五、建议二、海底管道防腐面临的困难√中国石化安全工程研究院二、海底管道防腐面临的困难1.防腐蚀设计缺陷：主要表现为初始设计参数与投产后不符，如文昌油田某海底管道原设计CO2含量仅为7.48%，且不含H2S，投产后CO2含量最高达到20%，且存在少量H2S，发生腐蚀穿孔事件。此外设计初期未考虑增设检验装备和计划，造成后期管道维护及监测困难。2.施工质量得不到保证，管道制作及安装过程存在焊接、内涂等过程，任何一个环节没有按照相关标准和规范操作，都有埋下腐蚀隐患。如焊接时的夹杂、内涂时的针孔等都会导致局部腐蚀的发生。3.输送环境恶劣，海洋环境及管内输送介质含有H2S、CO2、Cl-、SO42-、水、微生物、固体沉凝物等，它们都会引起管壁减薄、坑蚀氢脆或应力腐蚀开裂；浪潮冲刷、海床地质变化及第三方活动等加速腐蚀，导致管体破坏。4.腐蚀检测难度大、检测费用高。由于海洋环境的特殊性，海底管道不具备陆上管道可以反复查看和检测的便利条件，且海底管道多埋于海床下的管沟内，海底管道的检测比较困难，需要适用于海洋环境的检测船舶和检测仪器。有关资料显示，我国90%的海底管道从投产以来未进行任何清管、通球等基本维护。5.运营阶段防腐蚀管理不当，海底管道投用后没有根据实际生产工况进行化学药剂筛选，没有采取除氧、脱硫、除砂、脱水和露点控制等防腐蚀工艺，都会导致腐蚀加剧。中国石化安全工程研究院内容二、海底管道防腐面临的困难四、海底管道腐蚀评价与检测技术一、海底管道的发展与防腐现状五、建议三、海底管道防腐措施√中国石化安全工程研究院三、海底管道防腐措施1、海底管道外防腐——采取涂层防护与阴极保护相结合的方法。想在管道上得到完美无瑕的涂层几乎是不可能的，因施工或者老化等原因总会存在一些缺陷，比如气孔、针孔等，这会影响涂层的耐久性，一旦这些地方发生腐蚀就会导致涂层失效。因此，目前海底管道外防腐的通常做法是涂层与阴极保护联合使用。（1）海洋工程应用较多的涂层是三层聚乙烯涂层（3LPE）和三层聚丙烯涂层（3LPP）。（2）海底管道的阴极保护主要采用牺牲阳极的阴极保护，通常选用的阳极材料是手镯式铝合金。手镯式牺牲阳极3LPE+手镯式阳极联合防护的管道中国石化安全工程研究院三、海底管道防腐措施2、合理选材，增加腐蚀裕量根据腐蚀情况采取碳钢加腐蚀余量和碳钢内衬耐蚀合金等防腐形式。增加腐蚀裕量是控制海管内腐蚀的常用方法，一般在计算壁厚的基础上增加3～6mm腐蚀裕量。3、海底管道节点采用2层结构或者3层结构的热缩带防腐（见下图）。带混凝土配重的海底管道还需要填充高密度聚氨酯泡沫，与混凝土平齐。4、海底管道与其他系统之间需要采取绝缘措施进行电绝缘，以保证每个阴极保护系统的独立性。5、合理使用缓蚀剂是防止和减缓油气管道内腐蚀的有效手段中国石化安全工程研究院内容二、海底管道防腐面临的困难一、海底管道的发展与防腐现状三、海底管道防腐措施五、建议四、海底管道腐蚀评价与检测技术√中国石化安全工程研究院四、海底管道腐蚀评价与检测技术安全评估海底管道对于现场工程应用有着极其重要的意义。由于影响海底管道系统安全性的风险因素很多且极其复杂，目前国内外针对海底管道的安全评估方法普遍还不完善。一种海底管道安全评估的新方法：根据相关标准，通过软件分析，采用超声导波技术进行现场检测，并基于DNV-OS-F101标准中的许用应力法和DNV-RP-F101标准中带腐蚀缺陷管道的剩余强度评价，综合腐蚀、操作压力、操作温度和最小壁厚等四个因素对管道安全运行的影响，从而对海底输油管线的可靠性进行评估。4.1海底管道腐蚀安全评价中国石化安全工程研究院四、海底管道腐蚀评价与检测技术4.2海底管道腐蚀检测技术腐蚀检测外检测超声波检测（UT）内检测漏磁检测（MFL）涡流检测（ECT）浅海：潜水员携带检测仪器进行牺牲阳极的安装可靠情况阳极及外壁海洋生物附着与沉积情况智能清管器（PIG）进行在线检测深海：依靠潜水器检测系统实现。目前，搭载光学系统和管道探测仪等设备的遥控潜水器/水下机器人（ROV）是主要方法之一中国石化安全工程研究院内容二、海底管道防腐面临的困难四、海底管道腐蚀评价与检测技术三、海底管道防腐措施一、海底管道的发展与防腐现状五、建议√中国石化安全工程研究院五、几点建议（1）部分海底管道投产年限已经临近乃至超过原设计寿命，运行状况不佳，必须建立系统化、全生命周期的完整性管理体系。（2）系统本质安全化，设计阶段合理选材，增加腐蚀裕量。（3）严格工程质量管理。科学规划，合理施工，加强管道施工过程质量监管，试行管道涂装过程第三方质量监管新机制。（4）合理分析实际生产工况，与设计条件进行对比，优化海底管道防腐措施，有计划的开展通球清管、化学药剂筛选、腐蚀监/检测及评估。（5）建立海底管道腐蚀防护质量评估体系，实现动态跟踪、控制并持续改进。中国石化安全工程研究院中国石化安全工程研究院