某湿气海底管道内腐蚀防护措施探讨

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海底管道防腐施工方案

海底管道防腐施工方案1. 引言海底管道是将石油、天然气等能源从海底输送到陆地的重要工程，而海底环境对管道的腐蚀具有明显的危害性。

为了保证海底管道的安全运行和延长使用寿命，必须对海底管道进行有效的防腐施工。

本文将介绍海底管道防腐施工方案，包括防腐材料的选择、施工方案的制定以及施工过程中的注意事项等内容。

2. 防腐材料选择2.1 防腐涂料海底管道的防腐涂料在选择时需要考虑以下因素：耐蚀性、耐磨性、耐海水腐蚀性、抗海洋生物附着性等。

常见的海底管道防腐涂料包括环氧涂料、聚氨酯涂料和聚乙烯涂料等。

在选择防腐涂料时，应综合考虑管道材质、运输介质以及海底环境等因素，选择具有良好耐腐蚀性能和长期稳定性的涂料。

同时，需要确保涂料的施工性能良好，能够满足施工现场的要求。

2.2 防腐包裹材料海底管道防腐包裹材料主要用于保护管道的外表面，防止海水中的腐蚀物质侵蚀管道。

常见的海底管道防腐包裹材料包括聚乙烯包裹材料、玻璃纤维包裹材料和聚丙烯包裹材料等。

在选择防腐包裹材料时，应考虑材料的耐腐蚀性、耐压性以及尺寸稳定性等因素。

此外，还需要对包裹材料进行合适的加工和安装，确保其与管道表面完全贴合，形成均匀的保护层。

3. 施工方案制定3.1 施工前准备工作在进行海底管道防腐施工前，需要进行充分的准备工作。

首先，应对管道进行清洁和除锈处理，确保管道表面光洁。

其次，需要对防腐材料进行检查和测试，确保材料质量合格。

最后，进行施工现场的环境评估和安全评估，制定安全施工措施。

3.2 施工过程海底管道防腐施工的主要过程包括涂刷防腐涂料和包裹防腐材料。

3.2.1 防腐涂料施工首先，使用刷子或喷枪等工具将防腐涂料均匀地涂刷在管道表面。

涂刷时应确保涂料的厚度符合设计要求，且涂层均匀光滑。

对于较大直径的管道，可以采用机械涂刷设备进行施工。

3.2.2 防腐包裹材料施工首先，将防腐包裹材料剪成合适尺寸，包裹在管道表面上。

然后，使用热风枪等设备对包裹材料进行加热，使其与管道表面粘结牢固。

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。

船舶海水管系腐蚀与防护

船舶海水管系腐蚀与防护摘要：作为我国海洋综合研究的一部分，一些学者还对海水管系统的腐蚀现状进行了更深入的研究。

对研究结果的分析表明，诸如管道材料、海水流速、腐蚀环境、管道结构和海洋生物等因素对船舶海水管的腐蚀影响。

在这方面，本文根据影响海水管道腐蚀的主要因素，深入探讨了控制海水管道腐蚀的方法。

关键词：船舶航行；海水管系；腐蚀情况；防护情况船舶海水管系是船舶推进系统、发电机系统和辅助系统的重要组成部分，在船舶电力设施和辅助机械的正常运行中发挥着重要作用。

海水管系履行诸如制冷、消防、压载和清洗主要辅助机械等任务，对主要船舶设施的正常运行和安全以及船舶平衡发挥着重要作用。

由于海洋管道输送海水，它们不可避免地面临严重的腐蚀问题，严重影响设备的正常运行和船舶的安全运行，而且大量维修造成巨大的人员和财产损失。

因此，必须分析海水管道的腐蚀状况，并提出有效的养护措施。

1.影响海水管系腐蚀的主要因素。

1.材质的影响。

由于海水管系中的大多数材料与输送环境直接接触，管道内的腐蚀在很大程度上取决于材料本身的耐蚀性。

常用管道材料耐蚀性的递增顺序顺序为钢、镀锌钢、铝合金、镍铜合金、铜镍合金。

2.气蚀效果。

由于海水扩散、漩涡、河流过窄和振动。

流体形成低压区、金属管壁和海水边界，大量气泡不断断裂，对管壁表面膜造成机械损伤。

形成气蚀。

由于气蚀，管壁被腐蚀马蜂窝状的麻孔[1]。

3.海水的速度。

海水的流动加速空气中氧气向金属表面的传播，同时使金属表面形成的各种保护膜曲。

当海水流速增加时，水流进入湍流状态，充分保证了管壁的氧气量，使氧气极化保持在峰值状态，腐蚀电流增加。

在流动系统中，腐蚀介质和金属表面的相对运动导致金属腐蚀。

金属表面与腐蚀性液体之间的高速运动对金属造成的损害称为流动腐蚀，是机械脱附与电化学腐蚀相互作用的结果。

此外，与海水接触的管道表面会产生气泡和蒸汽，从而增加冲击压力并加速管道损失。

4.腐蚀环境性质的影响。

船舶的海水管道得到动态海水和冲刷。

湿气管道顶部腐蚀与防护对策

顶部腐蚀的防护方法
湿气脱水。在气体输送之前，通过高速离心等分离技术将气体中大部分水分除掉，降低水蒸气在管壁上受冷生成的凝析水量，减轻顶部腐蚀。由于湿气脱水设备复杂、成本高，目前该方法主要应用在大型集输干线上，而且脱水干气不是绝对干燥，遇冷时仍会在管壁上产生少量凝析水，形成顶部腐蚀隐患。气相缓蚀剂。气相缓蚀剂又称挥发性缓蚀剂，具有较高的蒸汽压，直接加注到管道中后可通过挥发到达管道的任何区域，适用于湿气输送管道顶部腐蚀的防护，抑制顶部腐蚀的气相缓蚀剂除要求一定的蒸汽压外，同时要具有良好的水溶性。挥发的缓蚀剂溶于管壁凝析水中，通过提高凝析水的pH值或在管壁上形成保护膜减缓顶部腐蚀。液相缓蚀剂。与气相缓蚀剂相比，液相缓蚀剂具有较高的缓蚀效率，在油气生产的腐蚀防护中应用广泛，并取得了很好的经济效益。但液相缓蚀剂的挥发性很低，应用过程中难以自主扩散到液面以上，直接加注到湿气管道中对防止顶部腐蚀几乎没有效果，一般采用表面活性剂和液相缓蚀剂协同防止顶部腐蚀。
顶部腐蚀的防护方法
pH值调节剂。湿气中混和的酸性气体会降低凝析水的pH值，促进阴极析氢反应，是加速管线顶部腐蚀的重要因素。在管道中加入碱性物质，将醋酸、碳酸和硫化氢等挥发性酸中和为盐类，可有效降低这些酸性气体在蒸汽中的分压，减少在凝析水中的溶解，提高凝析水的pH值，降低顶部腐蚀速率。
2015年1月9日
影响因素
温度。在含CO2湿气管线中，当温度高于70℃时，形成的碳酸亚铁膜致密，对管壁具有良好的保护性，但这种致密的膜一旦遭受破坏容易引起局部腐蚀和点蚀。湿气温度低50℃ 时，形成的腐蚀产物在管壁上堆积疏松，保护性差，腐蚀速率相对较高。当冷凝率高于临界冷凝率时，腐蚀产物难以达到饱和，无论湿气温度高低，管道表面均不会形成腐蚀产物膜，腐蚀速率最大。挥发性腐蚀介质。湿气输送管道中的挥发性腐蚀介质主要包括有机酸、CO2和HzS等。它们的浓度变化，会改变其在凝析水中的溶解度和凝析水的pH值，从而影响顶部腐蚀速率。挥发性腐蚀介质使pH值降低，管壁溶解加速，顶部腐蚀速率增大，并且醋酸浓度的增加对顶部腐蚀速率的影响非常显著。

核电站海水管道腐蚀防护

核电站海水管道腐蚀防护核电站是一种重要的能源供应设施，其安全运行对于社会稳定和经济发展至关重要。

在核电站中，海水作为冷却介质，被引入核反应堆冷却系统进行循环使用。

海水中的氯离子、硫酸根离子和其他化学物质对于金属管道会造成腐蚀，从而影响设备的安全和寿命。

核电站海水管道腐蚀防护是非常重要的课题，如何有效的防止腐蚀对于核电站的安全和稳定运行具有重要意义。

海水中的腐蚀物质主要包括氯离子和硫酸根离子，这两种物质都是金属腐蚀的主要原因。

由于核电站的海水管道长期处在高温高压和潮湿的环境中，加速了海水对金属的腐蚀速度。

如何有效地防止海水管道的腐蚀成为了核电站运行管理中的一个重要环节。

一种常用的核电站海水管道腐蚀防护方法是采用耐腐蚀材料。

耐腐蚀材料是一种具有较高耐蚀性能的材料，可以有效地抵抗海水、气体和化学物质的侵蚀，延长设备和管道的使用寿命。

采用耐腐蚀材料制作海水管道可以有效地减少腐蚀对于设备的影响，从而保障核电站的安全运行。

常见的耐腐蚀材料包括不锈钢、镍基合金、钛合金等，这些材料具有良好的耐腐蚀性能和机械强度，可以满足核电站海水管道的使用要求。

还可以对海水管道进行内外防腐涂层处理，以提高其耐蚀性能和使用寿命。

除了采用耐腐蚀材料外，还可以采用阴极保护的方法来进行海水管道腐蚀防护。

阴极保护是利用外加电流或者阳极材料，在受保护金属表面形成一层保护膜，从而降低金属的腐蚀速度。

在核电站海水管道的防腐蚀工程中，可以通过在管道表面设置阳极材料，利用阳极材料产生的电流阻止海水对金属的腐蚀。

还可以在管道表面施加外加电流，形成保护膜，减缓金属的腐蚀速度。

通过阴极保护的方法，可以有效地降低海水管道的腐蚀速度，延长设备的使用寿命。

还可以采用定期检测和维护的方法来进行海水管道腐蚀防护。

定期检测管道的腐蚀情况，及时发现和处理腐蚀问题，可以有效地保障管道的安全运行。

在检测中，可以采用无损检测技术、超声波检测技术等手段进行管道的腐蚀检测，及时了解管道的腐蚀情况，采取相应的维修和保护措施。

船舶海水管系的腐蚀与防护

船舶海水管系的腐蚀与防护海水管系的腐蚀与防护湛江市吉达科技发展有限公司尹建平摘要:本文总结了船舶海水管系腐蚀的影响因素，分析了海水管系的防腐蚀方法，提出了目前船舶海水管系的防腐蚀对策。

关键词：船舶海水管系防腐蚀船舶海水管系的腐蚀问题一直存在。

尤其在南海海域海水盐分浓度大、温湿度高，海生物多，海水管系的腐蚀更为严重。

大型船舶上海水管系多，工况复杂，因更加重视腐蚀问题。

1．船舶海水管系腐蚀的影响因素分析1)管系选材管系材质的耐蚀性是影响船舶海水管系腐蚀破坏的主要因素，是管系的固有特性。

其耐蚀性取决于该材质的热力学、动力学的性能，如化学活性、电位势、达到钝化状态的可能性和腐蚀成膜的稳定性，并与材质的均匀性、内外表面的质量、热处理工艺、加工等有直接关系。

管系选材不当同时会造成严重的电偶腐蚀。

目前可供船舶海水管系选择的材质有：紫铜管、无缝钢管(含经热浸锌或涂塑的无缝钢管)、镍铜管(B10、B30)、不锈钢管及钛管等。

2)管系海水流速海水在管系中的流动，加速了管系的腐蚀，其主要原因为:(1) 加快空气中的氧扩散到管系的表面速度；(2) 海水中夹带泥砂等杂质，造成对管系表面的磨蚀；(3)“空蚀”，流速超过一定极限后，与海水接触的管系表面出现空泡，其冲击压力很大，造成对管系金属表面膜的撕裂。

紫铜(TUP)随海水流速的提高，其腐蚀速度呈现有规律的增大，主要是由于其保护膜和基体的硬度都较低，当流速超过某一临界值及含固体夹杂物时，保护膜破坏，且高流速海水带来充足的溶解氧，使其腐蚀速度急剧升高。

B10镍铜比TUP耐流动海水冲刷腐蚀，但其耐含砂海水腐蚀性能较差，腐蚀速度是同流速洁净海水的7倍，这可能由于其钝化膜的破坏加速了镍铜合金的腐蚀。

海水管系流速还与管径大小有直接的关系．一般说来，管径越小，允许设计的最大流速值越低。

3)管系结构设计管系构型是影响海水管系腐蚀情况的重要因素。

流体容易紊乱的地方最易发生冲刷腐蚀，如分流处、汇流处、弯管处、管径变化处等。

海底油气管线现场节点内部防腐施工及质量控制要点

海底油气管线现场节点内部防腐施工及质量控制要点海底油气管线是海洋能源开发的重要设施，其长期处于高度腐蚀环境中，必须进行有效的防腐施工以保障管线的安全可靠运营。

下面将从内部防腐施工和质量控制两个方面介绍海底油气管线现场节点的防腐要点。

一、内部防腐施工要点1. 材料选择：选择适合海底环境的防腐材料，如环氧树脂、聚酰胺、氟碳漆等。

材料应具有良好的耐腐蚀性能和附着力，能够有效防止海水、盐雾和沉积物的侵蚀。

2. 表面处理：在施工前，要对管线的内壁进行彻底的清洁和处理，确保表面无污垢、油脂和锈蚀物，以保证防腐层能够牢固地附着在管线上。

3. 涂层施工：根据管线的材质和操作条件，选择适当的涂覆方法，如刷涂、喷涂、喷涂等。

施工时要注意涂层的均匀性和厚度，确保涂层的质量和防腐效果。

4. 预热和固化：涂层施工后，要及时进行预热和固化处理，以提高涂层的附着力和耐腐蚀性能。

预热温度和时间应根据涂层材料的要求进行控制。

5. 层间连接：不同涂层层间的连接处是防腐施工的重要部分，要确保涂层之间的质量和连续性，防止涂层的局部剥离和腐蚀。

二、质量控制要点1. 施工记录：在施工过程中要做好详细的记录，包括施工材料、施工方法、施工工艺参数等。

并对施工过程中的质量问题进行记录和整改，以便后期的追溯和评估。

2. 检验检测：要对管线内部的防腐层进行必要的检验和检测。

可采用现场测厚仪、附着力测试仪等检测工具，对防腐层的厚度和附着力进行定量测量。

3. 质量评估：对防腐施工的质量进行评估，包括涂层的均匀性、厚度、硬度和耐腐蚀性能等。

评估结果应与相关标准和要求进行比对，以确保防腐施工的质量符合规范要求。

4. 整改措施：如果发现防腐施工存在质量问题，要及时采取相应的整改措施，修复涂层的缺陷和损伤，以保证管线的防腐效果。

5. 质量保证：防腐施工完成后，要进行质量保证工作。

对防腐层进行长期的监测和维护，定期检验涂层的状况，并采取相应的维修和更换措施，确保管线防腐性能的持久有效。

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ＩｔｒａｒｏｉｎＰｏｅｔｏｓｕｓｏｆｏｓｕｅＳｂｎｅｎｌＣｏｒｓｏｒｔｃｉｎＤｉｃｓｉｎｏｉｔｒｕｍａｉｅＰｉｅｉｅＭｒｎｐｌｎ
ＹＵＴｉｎ，ａ ’ ＣＨＡＮＧｅｉＬｉ－ＵＷ ’ ＵＭｎＸ，
０概述
某气田位于海南省三亚市西南
产生Ｃ２Ｏ腐蚀；
０１ａ，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００１ａ＜Ｐｏ考虑的影响因素和重点各异，２．２ＭＰｃ２≤ 适用
方／ｍｓ）
３６１．．～０７
液体流速（／ｍｓ）
０７～２７．．
Ｔ。Ｏ１ＡＬＣＯＲＲＯＳＩＯＮＣＯＮＴＲＯＬ
ＶＯ＿４Ｎｏ．Ｌ２３ＭＡＲ．０２１０
（）４耐腐蚀合金材料内衬（复般针对Ｃ２Ｏ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３０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ｃ２０分压高，最高年份ｃ２０分表明，目前还很难对ｃ２０腐蚀做出平均腐蚀速率。压达０１ａＮ￣．ＭＰ，Ｎ４ｃ２ｏ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．１ａ不了不同的预测模型，同的预测模１当Ｐｏ ≤００ＭＰ时，２不
表１
直径
８（０３ｃ ”２．２ｍ）
气田海管基础数据
入口压力（ａＭＰ）
６２７２．～．
入１温度（）：７口Ｃ
６．～９．４４６３
（．ＮＯＯＣＲｓａｃｓｔｔ，ｅｉｇ１０２，ｈｎ；．ｉｅｓｙｏｃｅｃｎｅｈｏｏｙＢｉｎ，１ＣｅｅｒｈＩｔｕｅＢｉｎ，００７Ｃｉａ２ＵｎｖｒｉｆｉｎｅａｄＴｃｎｌｇｅｉｇｎｉｊｔＳｊＢｉｎ，００３Ｃｉａｅｉｇ１０８，ｈｎ）ｊ
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某湿气海底管道内腐蚀防护措施探讨
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（．海石油研究总院，北京１０２；２北京科技大学，北京１０８）１中００７．００３
摘
要：本文对某湿气海底管道的内腐蚀防护措施进行探讨，运用理论分析、预测软件模拟计
算和实验室实验等方法，对包括材料选择为碳钢、合金钢内衬和合金钢内衬加碳钢组合的三种方式
进行探讨。
关键词：海底管道
Ｃ２０腐蚀内防腐复合管
中图分类号：Ｅ８Ｔ９５
文献标识码：Ａ
文章编号：１０ —８２１）３０３ —４８７１（００－０２００８０
蚀敏感温度。目前，在油气工业中还是采用实验模拟、数值预测分析碳腐蚀控制措施主要有以下几种：
根据ｃ２０分压判断Ｃ２０腐蚀程度的相结合。经验规律如下：许多石油公司和研究机构提出（）碳钢＋缓蚀剂；１（）ＮＮＮ＃￣Ｎｆ２４，（）内涂层；３
ｐｕａｂｏｔｅｏｂｎａｉｌｓｃｒｎｓｅｌｃｍｉｔｏｎ．
ＫｅｒｓｓｂｅｉｅｉｅＣ０２ｏｒｓｎｉｔｒａｏｏｉｎｐｏｅｔｎｃａｉｅｙｗｏｄ：ｕｓａｐｐｌ；ｎｒｏｉ；ｎｅｎｌｒｓｏｒｔｃｉ；ｌｄｐｐ．ｃｏｃｏ
条长度为２．ｍ的海底管道，２５ｋ天然
（）当Ｐｏ３ｃ２＞０２ＭＰｌ，．１ａＪ发模拟进行分析，ｋ＂实验模拟在高温高
气中二氧化碳含．％ｍ１基生严量５３（ｏ，７）重席蚀。
本参数如表１。
压磁力驱动反应釜中，模拟管道的
ＡｂｔａｔＩｈｓａｅ，ｈｔｒａｏｒｓｏｒｔｃｉｎｍｅｓｒｓｏｏｓｕｅｃｒｏｉｎｓｂａｎｓｒｃ：ｎｔｉｐｒｔｅｉｅｎｌｒｏｉｎｐｏｅｔａｕｅｆｐｎｃｏｍｉｔｒｏｓｏｕｍｒｅｉｐｐｌｅａｅｄｓｕｓｄＵｓｆｈｏｅｉａｎｌｓｓｐｅｉｔｎｓｆｗａｅｓｍｕａｉｎａｄｌｂｒｔｒｘｅｍｅｔｉｅｉｒｉｃｓｅ．ｅｏｅｒｔｌａｙｉ，ｒｄｃｉｏｔｒｉｌｔｎｏａｏｙｅｐｒｎｔｃａｏｏａｉｎｓｍｅｏｓｏｄｓｕｓｈｅｙｃｕｉｇｍａｅａｅｅｔｎｆｒａｂｎｓｅｌａｌｙｃａｔｅｎｌｙｃａｔｅｈｔｄｉｃｓｒｅｗａｓｎｌｄｎｔｒｌｌｃｉｒｏｔｅ，ｌｌｄｓｅｌｄａｌｌｄｓｅｌｔｔｉｉｓｏｏｃｏａｏ