海底管道內腐蝕直接評價簡介
南海油氣田開采過程中腐蝕性介質硫化氫、二氧化碳含量普遍較高,并具有高氯離子含量/高溫高壓等工況特點,導致海底管道(以下簡稱海管)內腐蝕刺漏、穿孔現象的頻繁發生。
本工作借鑒NACE關于管道內腐蝕直接評價(ICDA)的解決思路,提出了一種適用于二氧化碳腐蝕為主的海管多相流ICDA方法。
海管ICDA研究方法簡介
1 預評價
預評估階段的主要任務是采集海管相關數據、確定ICDA評價區域范圍。海管多相流ICDA相關數據采集包括:海管介質源頭的流程簡圖、海管基礎數據、海管兩端腐蝕監檢測數據、海管生產數據等。
2 間接檢測
間接檢測階段的目標是:通過間接檢測的手段收集數據,分析海管介質內腐蝕發生的間接證據。間接檢測內容包括:海管內介質油氣水檢測、腐蝕因素分析等。
流態分析
海底管道流態分析包括熱力學分析、動力學分析和水力學分析這三個模塊。熱力學分析是解決腐蝕會不會發生的問題,涉及多種因素的綜合作用,如油品性質、CO2分壓、溫度、油水比例、破乳劑加注方式、生產水陰離子(HCO3-、CO32-)的共軛性、氯離子含量等。
動力學分析是評估腐蝕嚴重程度的問題,涉及的影響因素包括氣液比、溫度梯度、流速。
熱力學和動力學的影響因素、各因素的權重及其取值分別如表1、表2所示,其中各因素權重及取值是依據生產經驗并應用通球數據反復修正得到的,具有一定的實用性。熱力學影響因子Ft和動力學影響因子Fd的計算公式見式(1)和式(2)。
Ft=∑inAn(1)
Fd=∑inBn(2)
式中:in為權重;An為各熱力學分析項的取值(促進為1,中等0.5,忽略為0)。
水力學分析是為了最大可能尋找局部腐蝕發生的位置,如表3所示。通過對管道介質乳化特性、游離水特性分析,選擇對應條件下的經驗值Cn即為水力學影響因子Fh,見式(3)。這些經驗值是通過多條海管通球數據校核得到的。與Ft和Fd不同,Fh描述的是一種特定條件下的流態形式,無求和且無權重。
Fh=Cn
表1 海底管道流態的熱力學分析
序號 |
熱力學分析項目 |
in/% |
An |
1 |
油品性質(考察乳化界限) |
20 |
A1 |
2 |
二氧化碳分壓 |
10 |
A2 |
3 |
溫度 |
10 |
A3 |
4 |
硫化氫分壓 |
10 |
A4 |
5 |
油水比例 |
10 |
A5 |
6 |
破乳劑加注作用 |
10 |
A6 |
7 |
生產水質及共軛性 |
10 |
A7 |
8 |
生產水中氯離子含量 |
10 |
A8 |
9 |
海管材質 |
10 |
A9 |
表2 海底管道流態的動力學分析
動力學分析項目 |
權重 |
Bn |
氣液比 |
50 |
B1 |
溫度梯度 |
10 |
B2 |
壓力梯度 |
20 |
B3 |
流速(<1.5m/s或>2m/s) |
20 |
B4 |
表3 海底管道流態的水力學分析
水力學分析項目 |
微觀特征 |
競爭關系 |
經驗結論 |
Cn |
|
水油氣三相乳化 湍流—層流過度 (彈狀流) |
游離水析出位置為粘度最大、剪切力最大。 |
溫降占主因 |
流速剪切為次因 |
溫降曲線結合粘溫曲線,找到層流位置,為最大概率位置。 |
1.6 |
水油氣三相乳化湍流 (泡狀流) |
游離水偶爾出現 |
流速剪切主因 |
溫降粘增次因 |
最大概率位置較為隨機,可能在底部。 |
0.6 |
水油兩相微泡流 邊破乳、邊乳化 |
游離水隨機析出、隨機乳化。 |
流速剪切主因 |
溫降粘增次因 |
最大概率位置較為隨機。 |
0.5 |
水油兩相全程劇烈乳化(微泡流) |
游離水很難出現 |
流速、剪切占主因 |
溫降粘增為次因 |
腐蝕輕微,游離水接觸管壁幾率非常小,油品保護管壁。 |
0.1 |
表4 海底管道流態的熱力學分析
序號 |
熱力學分析項目 |
in/% |
An |
1 |
油品性質(考察乳化界限) |
20 |
0.5 |
2 |
二氧化碳分壓 |
10 |
1 |
3 |
溫度 |
10 |
1 |
4 |
硫化氫分壓 |
10 |
1 |
5 |
油水比例 |
10 |
1 |
6 |
破乳劑加注作用 |
10 |
1 |
7 |
生產水質及共軛性 |
10 |
1 |
8 |
生產水中氯離子含量 |
10 |
1 |
9 |
海管材質 |
10 |
1 |
表5 海底管道流態的動力學分析
動力學分析項目 |
權重 |
Bn |
氣液比 |
50 |
0 |
溫度梯度 |
10 |
0 |
壓力梯度 |
20 |
1 |
流速(<1.5m/s或>2m/s) |
20 |
1 |
風險分析
風險分析(定性、半定量)階段的主要目的是:定性分析海管最大局部腐蝕的集中位置,利用計算得到的影響因子及工況參數半定量分析估算海管的最大局部腐蝕,見式(4)。
v= Ft x Fd x Fh x 10exp[5.8-1710/(273+t)+0.67 x lgPco2] (4)
式中:v海管的最大局部腐蝕速率,mm/a;Pco2為海管中CO2分壓,MPa;t為海管操作溫度,℃。
式(4)中引入了三個影響因子,修正了BH模型中CO2最大腐蝕速率計算公式,更為全面并接近海管真實最大腐蝕速率。
符合性判斷
符合性判斷階段的主要目的是:將多條海管直接檢測(智能通球MFL內檢測)數據與海管多相流內腐蝕的直接評價(ICDA)結果進行對比,驗證ICDA的準確性和符合性。
選取南海某條海管對ICDA方法的可靠性進行驗證。該海管的操作溫度為84℃,CO2分壓0.44MPa,海管以CO2腐蝕為主。該海管流態的熱力學分析、動力學分析分別見表4和表5。
根據式(1)和式(2)計算目標海管的各影響因子,得到熱力學影響因子Ft為0.9,動力學影響因子Fd為0.4;根據管道內介質情況在表3中選擇對應條件下的水力學影響因子Fh為0.5。然后,根據式(4)估算得目標海管的最大局部腐蝕速率為1.06mm/a。
2014年5月,目標海管的智能通球FML內檢數據顯示,海管局部腐蝕最大坑深為37%壁厚,約4.7mm。海管運行時間約為4.5年,計算得海管平均的局部腐蝕速率約為1.04mm/a,與ICDA方法得到的海管最大局部腐蝕速率(1.06mm/a)非常接近。
另外選取中國南海西部的兩條海管,進行ICDA方法和直接檢測方法的對比。具體的對比數據如表6所示。結果表明:上述流態分析和風險分析的過程和計算結果符合度較好,準確性高。
從上述海管ICDA方法的評估結果和南海多條海管直接檢測結果對比來看,ICDA評估方法能夠很好地反映海管實際內腐蝕狀況。
表6 南海西部另外兩條海管ICDA風險分析數據匯總與校核表
項目 |
B至A海管 |
A至FPSO海管 |
海管內流態分析 |
滿足彈狀流條件(接近或趨近于泡狀流),是一種“混相-分散型-乳沫態-彈狀流”。 |
滿足泡狀流條件,是一種非常典型的“均相-彌散型-乳化態-泡狀流”(粘度非常大)。 |
BH模型最大局部腐蝕速率(mm/a) |
3.24(BH模型-最高壓力溫度) |
4.38(BH模型-最高壓力溫度) |
熱力學影響因子 |
1 |
1 |
動力學影響因子 |
1 |
0.9 |
水力學影響因子 |
1 |
0.6 |
ICDA估算最大局部腐蝕速率(mm/a) |
3.24 |
2.37 |
智能檢測最大局部腐蝕速率(mm/a) |
3.43 |
2.34 |
ICDA局部腐蝕最大概率位置 |
后三分之一底部位置 |
隨機出現,部分在底部位置 |
智能內檢測最大局部腐蝕準確位置 |
后三分之一底部位置 |
隨機出現,部分在底部位置 |
后評估
后評價的目的是評價上述ICDA 過程的有效性以及確定再評價的時間間隔。如果發現校核結果出現大的偏差,應當重新評估。針對目標海管的生產參數的短期穩定性,建議海管重新ICDA評估間隔以半年為宜。
結論
海管多相流ICDA方法是在多相流模擬條件下進行的海管內腐蝕直接評價方法,更適用于油田管理者,是一種有效的海管風險管理方法。同時也為不能通球的海管提供了一種內腐蝕評估的方法。在海管運行過程中可以對ICDA方法的結果進行不斷循環校核,以提高ICDA的準確性。
選自:《腐蝕與防護》 Vol.38 2017.6
作者:楊天笑,本科,中海石油(中國)有限公司
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