行业专家分享海底管道腐蚀管理如何做

2016-06-15 16:02:43 作者：本网整理来源：网络分享至：

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世界各地的海洋油气田，有成千上万公里海底管道。它们代表着企业多年来数十亿美元的投资。而控制腐蚀具有很多优势，其中主要两项是：延长设施的使用寿命和减少维护的时间与成本。

海洋环境十分严酷，管道在外部一系列物理的、气候的及化学的作用下，外壁会遭受腐蚀和分解，更有流体流经管道内壁所带来的腐蚀。

腐蚀监测是保证管道完好的一个关键方面。减少腐蚀则主要靠适当的保护技术。诸如深水澳大利西亚公司（DWA）、Carboline公司以及独立维修服务有限公司（IMS）所提供的产品和服务，可以应对世界各地近海和深海油气业务的要求和挑战。

最近，作者与来自这些公司的代表们谈到了海上和海底腐蚀处理方案面临的挑战以及目前的策略。

深入这个行业

世界上大部分浅水区的石油和天然气都已被勘探。由于石油需求量增加，勘探公司一直在更深水域寻找储藏区。浮动设施和平台的成本相非常高，所以使用海床设备的项目越来越普遍。

根据DWA的业务发展经理David Flanery介绍，防腐方案取决于建造海上基础设施所使用的材料。管道常由环氧树脂或混凝土包覆，而平台有大量暴露的钢材。水下设施往往需要防腐系统，包括长期覆盖特殊涂料、牺牲阳极式阴极保护系统或者两者组合。

极端的水下挑战

数千米深处的海水温度只有2°C（35.6°F），从深井里开采的石油则可高达176°C（349°F）。随着热石油穿过比它冷得多的管道，管道中的流体会迅速降温。温度降至约21°C（70°F）时，管道中的水气混合物会形成天然气水合物或石蜡。如果石蜡累积得太多，最终会堵塞管道，则需要花费极其昂贵的代价来清理。如果管道破裂，会导致设备和环境灾难性的损坏。

海底流动保障是指采用适当的绝热材料，以维持流体温度，或至少能够减缓流体在运输过程中的热损失。

石油和天然气从储层流经海底采油树，通常通过跨接管（跨接管是一种有柔性或刚性用于连接出油管到其他组件的短管）到达歧管或管道端部（PLET）。流体沿着管线到生产平台进行处理，之后送到油轮或陆上设施进一步处理。

典型海洋管道由铺管船将12米长度的管道首尾焊接而组成。除了约60厘米的两端，每一节都覆盖着出厂防腐涂料。这些区域裸露是为了防止焊接操作的热量破坏涂层。当两节管道之间的环形焊缝完成，会留下长约1.2米的裸露区域。对于这一区域，大多数管道使用现场涂层补口技术，通常采用热收缩套管。

深海专用涂料

几种深海管道涂层由复合玻璃聚氨酯弹性体提供绝热性能，并且都是100%固体现浇材料。

“‘100%固体’这个术语表面上意味着涂料的固体形式，但这是误导。”Collins说。这个词实际上意味着涂料不含溶剂和挥发性有机化合物（VOC）。零VOC涂料没有火灾隐患且健康风险较低，而且对环境友好不会释放有害有机溶剂蒸气。

而标准的轻量级绝热材料不适合深海环境。由于深海的极端压力（3000-6000psi），大多数绝热材料会轻易崩溃，不能达到保护25年预期寿命设备的要求。

Carboline公司的澳大利西亚销售经理RickyCollins说：“Carboline公司的产品Carbotherm?735，它能达到所有这些条件，而且能够承受在装运、安装和操作过程中的移动、弯曲和振动。”

海底阴极保护技术

阴极保护（CP）是一种设置电化学电池阴极来控制金属表面腐蚀的技术。将被保护金属与更易腐蚀的“牺牲金属”相连接，牺牲金属作为阳极代替被保护金属遭受腐蚀。

CP系统最常使用的是大约在每10节或每120米管道上固定环状阳极。阳极通过小电线或粘合带，固定在直接焊接于管道的螺栓上。

任何公司经营海上油气田都要求进行定期检查，按规则，通常需要每五年检查一次管线全程。