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。
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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。