楊天笑,崔建杰

(1. 中海石油(中國)有限公司 番禺作業(yè)公司，深圳 518067； 2. 天津特米斯科技有限公司，天津 300121)

一種海底管道多相流內(nèi)腐蝕直接評價的方法

楊天笑1,崔建杰2

(1. 中海石油(中國)有限公司 番禺作業(yè)公司，深圳 518067； 2. 天津特米斯科技有限公司，天津 300121)

提出了一種適用于海上油田海底管道多相流內(nèi)腐蝕直接評價(ICDA)方法；基于海底管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、生產(chǎn)工況以及油氣水檢測數(shù)據(jù)，對介質(zhì)流態(tài)的熱力學(xué)、動力學(xué)和水力學(xué)影響因子進(jìn)行分析，評估海管內(nèi)腐蝕發(fā)生的位置及最大局部腐蝕速率；將南海多條海管的直接檢測數(shù)據(jù)與ICDA結(jié)果進(jìn)行對比。結(jié)果表明：ICDA評估方法能夠準(zhǔn)確地反映海管實際內(nèi)腐蝕狀況，為不能采用智能通球FML內(nèi)檢測的海管提供了一種有效的內(nèi)腐蝕評估方法。

海底管道;多相流;內(nèi)腐蝕;直接評價

1 海底管道內(nèi)腐蝕直接評價簡介

南海油氣田開采過程中腐蝕性介質(zhì)H2S、CO2含量普遍較高，并且具有高Cl-、高溫高壓等工況特點[1-8]，導(dǎo)致海底管道(以下簡稱海管)內(nèi)腐蝕刺漏、穿孔現(xiàn)象頻繁發(fā)生。目前，常用海管出發(fā)端和登陸端處的腐蝕掛片、探針監(jiān)測數(shù)據(jù)來間接評估海管整體的內(nèi)腐蝕風(fēng)險大小。在海管的兩端和海底水平管道內(nèi)，流體特性、溫度、壓力等存在較大的差異，因此上述方法準(zhǔn)確性低，甚至?xí)斐烧`判。

本工作借鑒美國腐蝕工程師協(xié)會(NACE)關(guān)于管道內(nèi)腐蝕直接評價(ICDA)的解決思路[9-10]，提出了一種適用于以CO2腐蝕為主的海管多相流ICDA方法。通過分析目標(biāo)海管全程流態(tài)變化規(guī)律，尋找游離水對腐蝕產(chǎn)物膜剪切力最大的位置，并估算該位置的最大腐蝕速率。海管ICDA方法流程如圖1所示，分為6個基本步驟：預(yù)評估、間接檢測、流態(tài)分析、風(fēng)險分析、符合性判斷、后評價。

2 海管多相流ICDA方法的確定

2.1 預(yù)評價

預(yù)評估階段的主要任務(wù)是采集海管相關(guān)數(shù)據(jù)、確定ICDA評價區(qū)域范圍。海管多相流ICDA相關(guān)數(shù)據(jù)采集包括：海管介質(zhì)源頭的流程簡圖、海管基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、海管兩端腐蝕監(jiān)檢測數(shù)據(jù)、海管生產(chǎn)數(shù)據(jù)等。

2.2 間接檢測

間接檢測階段的目標(biāo)是：通過間接檢測的手段收集數(shù)據(jù)，分析海管內(nèi)腐蝕發(fā)生的間接證據(jù)。間接檢測內(nèi)容包括：海管內(nèi)介質(zhì)油氣水檢測、腐蝕因素分析等。

圖1 海管多相流內(nèi)腐蝕直接評價方法流程圖Fig. 1 Flow chart of multiphase flow internal corrosion direct assessment (ICDA) method for subsea pipeline

2.3 流態(tài)分析

海底管道流態(tài)分析包括熱力學(xué)分析、動力學(xué)分析和水力學(xué)分析三個模塊。熱力學(xué)分析是解決腐蝕會不會發(fā)生的問題，涉及多種因素的綜合作用，如油品性質(zhì)、CO2分壓、溫度、油水比例、破乳劑加注方式、生產(chǎn)水陰離子(HCO3-/CO32-)的共軛性、Cl-含量等。動力學(xué)分析是評估腐蝕嚴(yán)重程度的問題，涉及的影響因素包括氣液比、溫壓梯度、流速。熱力學(xué)和動力學(xué)的影響因素、各因素的權(quán)重及其取值分別如表1，表2所示，其中各因素權(quán)重及取值是依據(jù)生產(chǎn)經(jīng)驗并應(yīng)用通球數(shù)據(jù)反復(fù)修正得到的，具有一定的實用性。熱力學(xué)影響因子Ft和動力學(xué)影響因子Fd的計算公式見式(1)和式(2)。

(1)

(2)

式中：in為權(quán)重；An為各熱力學(xué)分析項的取值(促進(jìn)為1，中等0.5，忽略為0)；Bn為各動力學(xué)分析項的取值(促進(jìn)為1，中等0.5，忽略為0)。

水力學(xué)分析是為了最大可能尋找局部腐蝕發(fā)生的位置，如表3所示。通過對管道介質(zhì)乳化特性、游離水特性分析，選擇對應(yīng)條件下的經(jīng)驗值Cn即為水力學(xué)影響因子Fh，見式(3)。這些經(jīng)驗值是通過多條海管通球數(shù)據(jù)校核得到的。與Ft和Fd不同，F(xiàn)h描述的是一種特定條件下的流態(tài)形式，無求和且無權(quán)重。

(3)

2.4 風(fēng)險分析

風(fēng)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(shù)半定量分析估算海管的最大局部腐蝕速率，見式(4)。

表1 海底管道流態(tài)的熱力學(xué)分析

表2 海底管道流態(tài)的動力學(xué)分析

v=Ft×Fd×Fh×10exp[5.8-1 710/

(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。

2.5 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(nèi)檢測)數(shù)據(jù)與海管多相流內(nèi)腐蝕直接評價(ICDA)結(jié)果進(jìn)行對比，驗證ICDA的準(zhǔn)確性和符合性。

選取南海某條海管對ICDA方法的可靠性進(jìn)行驗證。該海管的操作溫度為84 ℃，CO2分壓0.44 MPa，海管以CO2腐蝕為主。該海管流態(tài)的熱力學(xué)分析、動力學(xué)分析分別見表4和表5。

根據(jù)式(1)和式(2)計算目標(biāo)海管的各影響因子，得到熱力學(xué)影響因子Ft為0.9，動力學(xué)影響因子Fd為0.4；根據(jù)管道內(nèi)介質(zhì)情況在表3中選擇對應(yīng)條件下的水力學(xué)影響因子Fh為0.5。然后，根據(jù)式(4)估算得目標(biāo)海管的最大局部腐蝕速率為1.06 mm/a。

表3 海底管道流態(tài)的水力學(xué)分析

表4 南海某海管流態(tài)的熱力學(xué)分析

表5 南海某海管流態(tài)的動力學(xué)分析

2014年5月，目標(biāo)海管的智能通球FML內(nèi)檢測數(shù)據(jù)顯示，海管局部腐蝕最大坑深為37%壁厚，約4.7 mm。海管運行時間約為4.5 a，計算得海管平均的局部腐蝕速率約為1.04 mm/a，與ICDA方法得到的海管最大局部腐蝕速率(1.06 mm/a)非常接近。

另外選取中國南海西部的兩條海管，進(jìn)行ICDA方法和直接檢測的對比，具體的對比數(shù)據(jù)如表6所示。結(jié)果表明：上述流態(tài)分析和風(fēng)險分析的過程和計算結(jié)果符合度好，準(zhǔn)確性高。

從上述海管ICDA方法的評估結(jié)果和南海多條海管直接檢測結(jié)果對比來看，ICDA評估方法能夠很好地反映海管實際內(nèi)腐蝕狀況。

表6 南海西部另外兩條海管ICDA方法和直接檢測數(shù)據(jù)對比

2.6 后評估

后評估的目的是評價上述ICDA過程的有效性以及確定再評價的時間間隔。如果發(fā)現(xiàn)校核結(jié)果出現(xiàn)大的偏差，應(yīng)當(dāng)重新評估。針對目標(biāo)海管的生產(chǎn)參數(shù)的短期穩(wěn)定性，建議海管重新ICDA評估間隔以半年為宜。

3 結(jié)論

海管多相流ICDA方法是在多相流模擬條件下進(jìn)行的海管內(nèi)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(fēng)險管理方法。同時也為不能通球的海管提供了一種內(nèi)腐蝕評估方法。在海管運行過程中可以對ICDA方法的結(jié)果進(jìn)行不斷循環(huán)校核，以提高ICDA的準(zhǔn)確性。

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[10] NACE SP0208-2008 Internal corrosion direct assessment methodology for liquid petroleum pipelines[S].

A Multiphase Flow Internal Corrosion Direct Assessment (ICDA) Method for Subsea Pipeline

YANG Tianxiao1, CUI Jianjie2

(1. CNOOC China Limited Panyu Operating Company, Shenzhen 518067, China； 2. Tianjin Tems Technology Co., Ltd., Tianjin 300121, China)

A multiphase flow internal corrosion direct assessment (ICDA) method for subsea pipeline of offshore oil field was proposed. The influence factors for thermodynamics, dynamics and hydraulics of flow states were analyzed synthetically based on the basic data of subsea pipeline, production conditions and the inspection data of oil, gas and water. The location of the occurrence of internal corrosion and the maximum corrosion rate of localized corrosion were assessed. And Data from direct testing for subsea pipelines in the South China Sea and from ICDA method were compared. The results show that ICDA method could accurately detect the internal corrosion in subsea pipelines, providing a valid method of internal corrosion assessment for the subsea pipeline which is not suitable for intelligent pigging MFL internal inspection.

subsea pipeline; multiphase flow; internal corrosion; direct assessment

10.11973/fsyfh-201706014

2015-11-18

楊天笑(1980-)，本科，主要從事和生產(chǎn)、設(shè)施相關(guān)的腐蝕防護(hù)與資產(chǎn)完整性管理，0755-26331530，yangtx2@cnooc.com.cn

TG174

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1005-748X(2017)06-0475-03