随着经济的快速发展、石油工业的创建和科学技术的创新，石油管道逐步成为我国石油运输的主要方式。然而，石油具有易燃易爆等特点，做好石油管道工程的安全管理工作异常重要，尤其是石油管道工程的防腐工作。一直以来管道防腐蚀研究是个世界性的难题，作为深埋海底的“水下长城”，海底石油管道饱受二氧化碳、硫化氢、细菌、海水等多种腐蚀性因素的摧残。如何闯出一条适合中国海油自身发展的捷径，让“水下长城”屹立不倒？为此，中国腐蚀与防护网记者邀请到中海油研究总院防腐首席工程师常炜来做相关方面的精彩解读。

　　中海油研究总院防腐首席工程师常炜

　不忘初心 几十年如一日

　常首席平易近人，态度谦和。记者了解到，他是中海油研究总院防腐首席工程师，从事海洋工程腐蚀防护设计和科研工作30多年，已有多项科研成果和专利应用于生产。他的主研领域海洋油气田开发腐蚀与防护，海上油田设施主要包括海上平台、海底管道、路上终端、FPSO等项目设施内部和外部的防腐研究。当被问及可否分享一些具体科研成果案例时，常首席谦逊地表示做过一些研究，也有过一些成果，在此不与多提。他让记者印象最深刻的一句话是"凡是我经手处理的事情，一定认认真真，不让它出现不该出现的纰漏，对企业、对国家负责！"

　“腐蚀幽灵”  海底管道泄漏的罪魁祸首

　我国的油气井都存在着不同程度的腐蚀问题， 海上油气生产是最受腐蚀问题困扰的工业之一，对于海上油气田开采系统来说，在设备使用过程中始终处于恶劣的工作环境中。通常，深层油、气、水中由于含有矿化水、二氧化碳 、硫化氢和烃类化合物，因而具有很强的腐蚀性。有机酸 、氧气常常是通过注水时带入，在开采过程的某些特定阶段，可能还会有微生物活动，对低渗透度地层进行酸化处理时，还会带入无机酸 。显然，这些物质均会加速金属的腐蚀破坏。石油管线和设备的腐蚀是油气田腐蚀最主要的部分，按腐蚀介质划分可分为内腐蚀和外腐蚀。海水腐蚀、大气腐蚀、杂散电流腐蚀、细菌腐蚀和浓差电池腐蚀等属于外腐蚀；石油管线和设备输送的介质中含二氧化碳，硫化氢，细菌、海水等在流程和管线的内表面引起的腐蚀属于内腐蚀。

　随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，部分油气田不断发现伴生高浓度的二氧化碳和硫化氢，硫酸盐氧化还原菌的不断增多，油田井下管柱和输油管线的腐蚀及结垢问题，一直是困扰油气开采和输送的顽症。

　海底管道内防腐研究起步虽晚 步伐不慢

    常首席表示，整体而言，我们的海底管道内防腐研究始于上世纪80年代，相比于国外，我们还是晚了一步！近年来，中国海油在海底管道防腐设计上生产的一些产品不仅实现了国产化，一些成功的做法也使海底管道腐蚀速度减缓。2009年，为保证作业区一条21千米长的混输管道顺利投入运行，相关人员展开了对碳钢、碳钢+复合管以及复合管三种管道国产化方案的研究。经过腐蚀模拟实验，并结合国内外的成功案例，再考虑到此次油气的二氧化碳含量大、温度高等因素，研究人员最终决定尝试将海底复合管国产化。

　中海油研究总院工程研究设计院是最早实施导管架阴极保护监测的；且与一些高校合作在内腐蚀研究方面取得了可观的成绩。此外，中海油研究总院还创造性地开发出内腐蚀监测的旁路系统，这种系统是对挂片等监测方法的极大改进。以往，安装在海底管道顶部的挂片不能360度地监测海底管道内部的腐蚀情况，这就使研究人员的研究处于“只见树木、不见森林”的状态，而由中海油研究总院研发应用的内腐蚀监测旁路系统则将整个“森林”还给了研究人员，这些都将海底管道防腐向前推进了一大步。

　因地制宜 从根本上控制腐蚀

　目前国内油田注水管道系统主要采取的防腐措施主要有：化学防腐 （ 使用缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂、阴极保护、镀层保护、氮化防护及采用玻璃钢管材），其中将阴极保护和内涂层保护结合使用则是一种经济合理的防腐措施，现在已被各大油田广泛应用；钢铁镀层保护就是利用电镀、喷镀、热镀、渗镀等技术，将耐腐蚀的金属镀敷到钢铁表面形成的，镀层有阳极性和阴极性两种。

　在内防腐方面，腐蚀控制方法相对复杂，涉及二氧化碳，氯化氢，细菌等腐蚀介质时，容器常用的办法可以防腐涂层为主，或者考虑用内衬的不锈钢、内衬的耐蚀合金。

　但对于配管，可考虑采用不锈钢，或者更高级内衬的耐蚀合金，这些需要根据具体情况而定，也会有个别采用内涂层保护。

　对于海底管道而言，防腐方法相对较多。碳钢加一定的腐蚀裕量加缓蚀剂是常用的方法，根据介质不同而定。有选择内衬不锈钢的；有选择软管的；或者采用碳钢管和复合管相结合的方式，比如上游用复合管，下游用碳钢管；或者也考虑用双层保温管形式防止冷凝水，保温管大都采用经济实惠的碳钢管；或者采用降低腐蚀介质的分压工艺处理方法；或者处于经济性考虑，降低管道里的水含量来控制腐蚀等等。

　常首席表示，除了采用上述的腐蚀控制方法之外，我们在防护方面还得注意以下五点：

　（1）进行测井时，对油气田油藏情况、流体性质、气体分等进行详细分析，以确定选用合适材质的钢材进行建造。

　（2）据油气田现场工艺参数、流体性质、腐蚀因素等，选择合适的缓蚀剂和防垢剂等，并根据工艺参数以及监测数据的变化，及时调整药剂的加注方式及加注浓度。

　（3）工艺管线根据细菌测试结果，进行杀菌剂注入。

　（4）海底管线定期通球清管，减少因垢下腐蚀导致的海底管道腐蚀。

　（5）在海上平台陆地建造时，对罐体、管线等位置选用合适的涂层系统，罐体、管线 等重要位置选择相应标准的涂层系统进行内涂，对导管架进行以阴极保护为主。

　他山之石 可以攻玉

　常首席表示我国在油田的腐蚀控制方法方面与国外相比，还存在一定的差距，尤其在产品的质量、施工、管理、内防腐检测、监测等方面。究其原因，材料是一方面的问题，有些材料的耐蚀性不够理想；涂料是另一方面的问题，涂料质量可能不错，但防腐涂层不仅仅是涂料质量的问题，涂装施工也至关重要。在腐蚀管理方面，我们整体上与国外相差较多，这方面的投入不及国外。

　大家知道，海上工程维修的费用极高如海底管道、平台，设施一旦出现问题，需要很高的维修费用。如果能提前预防，也许能减少很多不必要的经济损失。因此，常首席表示如果想完全管控海底管道腐蚀带来的风险，最好的做法是做好海底管道完整性管理。只有这样，才能保证海底管道设计服役年限内的安全运行，避免设施寿命还未到期就出现失效的情况，这是非常令人痛心的，避免造成较大的经济损失。

　谈到海底管道防腐设计的未来发展，常首席如是说，我们应借鉴国际管道公司在防腐工作上的成熟做法，将海底管道防腐蚀视为一个系统性工程来做，这一系统性工程中的风险评价模型经历了多年不断的修订和完善。以美国多家陆管、海底管道皆有的管道公司的实践为例，他们通常采用两套风险评价模型，分别适用于陆上管道和海底管道，两套模型影响因子的变量是不同的，相同变量的权重也不同。

　他认为，中国海底管道风险评价模型亟待建立，因为作为管道完整性管理的核心，风险评价可以对海底管道最主要的威胁因素“腐蚀”进行多重分析，这种分析使海底管道防腐工作如虎添翼。当然，在借鉴美国同行经验的基础上，我们还要尝试闯出一条适合中国海油自身发展的捷径。

　总之，内腐蚀是下一步须重点攻克的难题；设计、监检测、完整性管理等各方面都需进一步完善和提高。

　后记

　石油管道工程的防腐技术关乎国家经济建设的正常运转，对石油安全有着重大联系，是国家发展的命脉。因此，做好石油管道防腐工作是经济社会发展的迫切需要，需要相关各方的共同努力，推动我国石油防腐工作不断取得新的进展。

　人物简介

　常炜，中海油研究总院防腐首席工程师，教授级高级工程师。在海上油气开发工程防腐领域有较深入的研究，负责和参加了多项科研课题和防腐蚀设计工作，负责制定了多项企业标准，负责开展了二氧化碳腐蚀预测研究、材料选择指南、内腐蚀监测装置、低合金耐蚀钢研究、导管架阴极保护监测系统等研究工作，获著作权、发明专利、实用新型专利和科技进步奖多项，成果已广泛应用于生产和设计中，成功解决多项防腐蚀技术难题，为油气田开发设施的安全运营发挥了重要作用。

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责任编辑：王元

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