基于灰色關(guān)聯(lián)分析法的濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法的應(yīng)用

楊亞吉 ,曹學(xué)文 ,孫 媛 ,李鈺璇 ,曹恒廣 ,張?zhí)靸€

(1.中國石油大學(xué)(華東)儲運與建筑工程學(xué)院,青島 266580;2.中海石油技術(shù)檢測有限公司,天津 300450;3.中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300450)

自“十三五”規(guī)劃以來,我國加大了海上油氣田的勘探開發(fā)力度。在油氣田開發(fā)過程中,海底管道作為連接海上油氣田與陸地的橋梁,對海上油氣田的開發(fā)起著至關(guān)重要的作用[1-3]。截止目前,我國已成功在南海開發(fā)了數(shù)個油氣田,包括荔灣3-1、東方13-2、陵水17-2 和流花16-2 等。在油氣田開采過程中,天然氣中的CO2與水反應(yīng)后的產(chǎn)物具有較強的腐蝕性,使海底管道發(fā)生腐蝕,造成海底管道穿孔[4-6],嚴重時會發(fā)生泄漏事故,危害海洋的生態(tài)環(huán)境[7-8]。因此,掌握在役海底管道的腐蝕情況,及時采取有效措施緩解管道腐蝕,對于保障海底管道的安全運行具有重要意義。

目前,常用的管道內(nèi)腐蝕檢測技術(shù)有漏磁內(nèi)檢測與超聲波內(nèi)檢測[9-10]。漏磁內(nèi)檢測因其適用性廣和對管道傳輸介質(zhì)不敏感的特點,被廣泛應(yīng)用于施工現(xiàn)場的管道腐蝕檢測。然而,漏磁內(nèi)檢測的精度受管道壁厚影響,管壁越厚,往往檢測精度越低[11-12]。相比于漏磁內(nèi)檢測,超聲波內(nèi)檢測具有檢測速度快和檢測精度高的優(yōu)點[13-14],但該方法只適用于運輸液體的管道。海底管道具有管壁厚、通過性要求高和平臺空間狹小等特點,常規(guī)的內(nèi)檢測方法不適用[15]。為掌握海底管道的內(nèi)腐蝕情況,美國腐蝕工程師協(xié)會在NACE SP0110-2010《濕天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法》標準中提出了濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法(WG-ICDA),該方法適用于無法進行內(nèi)檢測的海底管道,已在國外得到了應(yīng)用與推廣[16-18],國內(nèi)應(yīng)用較少。

本工作以南海某濕氣管道的實際生產(chǎn)為背景,通過多相流軟件模擬海底管道的實際流動狀態(tài),采用NORSOK 模型計算海底管道的腐蝕速率,采用WG-ICDA 預(yù)測了管道腐蝕的高風(fēng)險位置,然后采用灰色關(guān)聯(lián)分析法計算管道內(nèi)腐蝕各影響因素與內(nèi)腐蝕速率之間的關(guān)聯(lián)度,判斷海底管道內(nèi)腐蝕的主要影響因素,以期為現(xiàn)場預(yù)測海底管道的腐蝕風(fēng)險大小和確定腐蝕高風(fēng)險位置提供指導(dǎo),為海底管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險的控制及管道的安全運行提供了一種借鑒方法。

1 管道內(nèi)腐蝕直接評價流程

WG-ICDA 適用于氣液比大于5 000的陸地和海底天然氣管道,其評價流程分為4步,分別是預(yù)評價、間接檢查、詳細檢查和后評價。

(1) 預(yù)評價。收集與管道、地形及流體有關(guān)的信息,根據(jù)收集到的數(shù)據(jù),判斷是否滿足預(yù)評價要求,確定評價區(qū)域。

(2) 間接檢查。通過多相流模型計算流型和持液率等流體動力學(xué)參數(shù),采用內(nèi)腐蝕預(yù)測模型計算子區(qū)域內(nèi)的腐蝕速率,根據(jù)腐蝕速率計算壁厚損失率,預(yù)測管道腐蝕的高風(fēng)險位置,確定評價地點。

(3) 詳細檢查。對間接檢查所預(yù)測的腐蝕高風(fēng)險位置進行一系列的驗證,確定管道的腐蝕程度,使用的方法包括無損檢測和遠程超聲波檢測等。

(4) 后評價。對前3個步驟收集的數(shù)據(jù)進行分析,評價WG-ICDA 應(yīng)用過程的有效性,確定優(yōu)先級,并啟動相應(yīng)措施,制定腐蝕控制和維護策略,確定再評價的間隔時間。

2 應(yīng)用實例

以南海某濕氣管道的實際生產(chǎn)為背景,按照流程進行內(nèi)腐蝕直接評價。

2.1 預(yù)評價

該海底管道為單層不保溫管,其表面有防腐蝕層和混凝土配重層,于2013年投產(chǎn),設(shè)計壽命為30 a。管道全長261 km(見圖1),腐蝕裕量為2 mm,材料等級為API 5LX65 PSL2,其余海底管道參數(shù)見表1。該海底管道為油氣混輸管道,天然氣輸量為1 250×104m3/d(標準大氣壓下),凝析油輸量為1 272.36 m3/d,天然氣中的CO2含量為6.43%(質(zhì)量分數(shù))。在海底管道入口處注入緩蝕劑,入口表壓為11.49 MPa,出口表壓為8.85 MPa,入口溫度為34.49 ℃,出口溫度為19 ℃。根據(jù)WG-ICDA 可行性評價標準(見表2),海底管道數(shù)據(jù)完整,氣液比為9 824.3,該海底管道可以應(yīng)用WG-ICDA。

表2 WG-ICDA可行性評價標準Tab.2 WG-ICDA feasibility evaluation standard

圖1 海底管道路由圖Fig.1 Route map of submarine pipeline

表1 海底管道參數(shù)Tab.1 Parameters of submarine pipeline

2.2 間接檢查

間接檢查是WG-ICDA應(yīng)用流程的重要步驟,其主要任務(wù)是通過多相流模型計算分析海底管道內(nèi)流體的動力學(xué)特征,包括壓力、溫度、持液率和氣、液相表觀流速等參數(shù),通過內(nèi)腐蝕預(yù)測模型計算海底管道的腐蝕速率,預(yù)測發(fā)生腐蝕的高風(fēng)險位置。本工作使用多相流軟件中的多相流模塊和腐蝕模塊開展間接檢查,模擬管道的實際流動狀態(tài)。

CO2的存在會導(dǎo)致管道發(fā)生腐蝕,其腐蝕機理[19]如式(1)～(3)所示。

在CO2腐蝕過程中,Fe2+會與CO32-發(fā)生反應(yīng),在管道表面生成氧化物薄膜,該薄膜對CO2腐蝕起到抑制作用,其反應(yīng)過程如式(4)所示。

2.2.1 NORSOK 模型

NACE SP0110-2010標準中推薦了16種模型,本工作采用NORSOK 模型[20-21]預(yù)測管道的內(nèi)腐蝕情況,該模型是多相流軟件默認的模型之一。NORSOK 模型是目前國際上使用最廣泛的經(jīng)驗?zāi)Ｐ?該模型基于大量的環(huán)道試驗,綜合考慮了溫度、pH、CO2分壓和管壁剪切力等多方面因素對管道內(nèi)腐蝕的影響,適用于5～160 ℃溫度范圍內(nèi)管道的CO2腐蝕速率預(yù)測。此外,該模型還考慮了腐蝕產(chǎn)物膜和pH 的影響,其中,pH 對腐蝕速率的影響較大[21]。

當(dāng)溫度分別為20,40,60,80,90,120,150 ℃時,腐蝕速率vcorr,t計算公式見式(5)。

式中:vcorr,t為溫度為t時的腐蝕速率,mm/a;Kt為溫度常數(shù),取值見表3;t為溫度,℃;fCO2為修正后的CO2分壓,Pa;S為管壁剪切力,Pa;f(pH)t為溫度為t時的pH 影響因子,其計算公式見表4。

表3 NORSOK 模型中的溫度常數(shù)Kt 取值Tab.3 Value of temperature constant Kt in NORSOK model

表4 NORSOK 模型中pH 影響因子[f(pH)t]計算公式Tab.4 Calculation formula of pH impact factor [f(pH)t] of NORSOK model

當(dāng)溫度為15 ℃時,vcorr,t計算公式見式(6)。

當(dāng)溫度為5 ℃時,vcorr,t計算公式見式(7)。

其他溫度下,vcorr,t可用線性插值法計算,如式(8)所示。

式中:PCO2為CO2分壓,Pa;T為熱力學(xué)溫度,K;P為系統(tǒng)的總絕對壓力,Pa。

2.2.2 流體動力學(xué)特征分析

根據(jù)海底管道的基本信息建立計算模型。由圖2可見,海底管道沿程的溫度和壓力均在降低,其在立管段發(fā)生驟變,這是立管段落差大、勢能和動能相互轉(zhuǎn)化造成的。由圖3可見,海底管道沿程流型(1為層流,2為環(huán)狀流,3為氣泡流,4為段塞流)和持液率均隨地形變化而變化,入口立管段為環(huán)狀流,出口立管段為段塞流,其他管段為分層流。出口立管段的段塞流使持液率增大至0.34,其他管段持液率較低,主要原因是由于海底管道一直處于上坡,導(dǎo)致海底段管道持液率維持在0.035。

圖2 海底管道沿程溫度和壓力的變化Fig.2 Change of temperature and pressure along submarine pipeline

圖3 海底管道沿程流型和持液率的變化Fig.3 Change of flow pattern and liquid holdup alongsubmarine pipeline

由圖4可見,海底管道沿程氣、液相表觀流速均緩慢增大,氣相表觀流速整體大于液相表觀流速,其原因是海底管道沿程處于上坡段,液相流動較慢。此外,一般情況下,油氣混輸管道中的氣相表觀流速也大于液相表觀流速。海底管道氣、液相表觀流速均在立管段發(fā)生驟變,這是立管段勢能與動能相互轉(zhuǎn)化造成的。由圖5可見:海底管道沿程CO2分壓逐漸下降,其變化趨勢與海底管道壓力的變化趨勢相同;海底管道沿程液膜速率基本維持在0.5 m/s,僅在立管段發(fā)生較大波動,其變化趨勢與持液率的相反,即同一位置處,持液率高而液膜速率低。

圖4 海底管道沿程氣、液相表觀流速的變化Fig.4 Change of gas and liquid apparent flow rate along submarine pipeline

圖5 海底管道沿程CO2 分壓和液膜速率的變化Fig.5 Change of partial pressure of CO2 and water film velocity along submarine pipeline

由圖6可見,海底管道沿程氣相和液相對管壁的剪切力均緩慢增加,氣相對管壁的剪切力略小于液相對管壁的剪切力,液相對管壁的剪切力受地形起伏的影響較大,其變化趨勢與液膜速率的變化趨勢相同,即液膜速率較高處流體對管壁的剪切力較大。

圖6 海底管道沿程氣相和液相對管壁的剪切力的變化Fig.6 Change of shear stress of gas and liquid on wall of submarine pipeline

由圖7可見:管角能夠反映地形的起伏變化,腐蝕速率是通過NORSOK 模型計算的,海底管道的腐蝕速率隨著距離的增大呈緩慢減小的趨勢,其變化趨勢與液膜速率的基本一致,原因是腐蝕速率受CO2分壓和溫度的影響[22],沿程CO2分壓和溫度均下降時,海底管道的腐蝕速率也隨之減小;立管段及低洼區(qū)域管段的腐蝕速率明顯高于其余管段的,原因是入口立管段流體進入海底管道時易形成環(huán)狀流,氣相和液相對海底管道內(nèi)表面的作用力較大,這破壞了管道內(nèi)表面的腐蝕產(chǎn)物膜,從而加速管道腐蝕,出口立管段內(nèi)流體流出海底管道時,氣相和液相交替流出形成段塞流,流速變化大,易引起管道腐蝕;部分管段的腐蝕速率增大與地形起伏有關(guān),液相易在低洼區(qū)域管段發(fā)生聚集,從而發(fā)生CO2腐蝕;海底管道其他管段的氣相和液相流動均較穩(wěn)定,管道發(fā)生穩(wěn)定的電化學(xué)腐蝕,其腐蝕速率也較穩(wěn)定。

圖7 海底管道沿程腐蝕速率和管角的變化Fig.7 Change of corrosion rate and pipe angle along submarine pipeline

綜上分析可知,海底管道的腐蝕速率受溫度、壓力、CO2分壓、持液率和流型等多種因素影響,持液率和流型又與地形起伏有關(guān)。同時,腐蝕過程中產(chǎn)生的腐蝕產(chǎn)物膜能夠?qū)艿榔鸬奖Ｗo作用,從而抑制腐蝕的發(fā)生。因此,管道內(nèi)腐蝕受多種因素影響,難以判斷其主要影響因素。

該海底管道內(nèi)添加了緩蝕劑,所以管道整體腐蝕速率較小,僅立管段及低洼區(qū)域管段的腐蝕速率大于0.025 mm/a。根據(jù)GB/T 23258-2009《鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》標準中管道及容器內(nèi)介質(zhì)腐蝕性能評價指標可知,該海底管道腐蝕程度為輕度腐蝕。

2.2.3 海底管道腐蝕高風(fēng)險位置預(yù)測

根據(jù)NACE SP0110-2010,在管徑和流型發(fā)生變化時,需將海底管道劃分為不同的子區(qū)域(見表5)。

表5 海底管道子區(qū)域劃分Tab.5 Subregion division of submarine pipeline

為預(yù)測管道沿程的腐蝕高風(fēng)險位置,需將海底管道腐蝕速率換算成壁厚損失率,壁厚損失Rδ的計算公式見式(9)。

式中:v為管道腐蝕速率,mm/a;δ為管道壁厚,mm;t管為管道運行時間,a。

由圖8可見,高于平均壁厚損失率的區(qū)域即為腐蝕風(fēng)險位置,即立管段、低洼區(qū)域管段和海底管道前110 km 范圍內(nèi)的管段為腐蝕高風(fēng)險位置。

圖8 海底管道沿程的壁厚損失率和平均壁厚損失率的變化Fig.8 Change of wall loss rate and average wall loss rate along submarin pipeline

2.3 詳細檢查

受條件限制,無法通過無損檢測等方法對管段進行內(nèi)檢測,采用現(xiàn)場海底管道入口處的腐蝕掛片試驗進行驗證。掛片材料與該海底管道材料一致,現(xiàn)場腐蝕掛片的處理參考SY/T 0026-1999《水腐蝕性測試方法》標準,其腐蝕速率的計算公式見式(10)。

式中:vcorr為掛片的腐蝕速率,mm/a;M為掛片的質(zhì)量損失,g;S為掛片的暴露面積,mm2;t掛片為試驗時間,d;d為掛片的密度,g/cm3。

由圖9和表6可見:掛片表面的腐蝕痕跡不明顯,表明海底管道的內(nèi)腐蝕風(fēng)險較小;各個掛片的腐蝕速率均低于0.025 4 mm/a,屬于輕微腐蝕,這與模擬計算的腐蝕速率一致。

圖9 掛片腐蝕前后的宏觀形貌對比Fig.9 Morphology comparison of hanging slice before and after corrosion: (a) before corrosion;(b) after corrosion

表6 掛片腐蝕試驗數(shù)據(jù)Tab.6 Datas of hanging slice corrosion test

2.4 后評價

后評價的目的是驗證WG-ICDA 的有效性,并確定再評價的時間間隔。經(jīng)分析,掛片腐蝕速率與模擬計算的腐蝕速率基本一致,驗證了WG-ICDA的有效性,證明其對實際生產(chǎn)應(yīng)用具有一定的指導(dǎo)作用。該海底管道為輕度腐蝕,已運行6 a,由于添加了緩蝕劑,有效控制了管道的內(nèi)腐蝕。根據(jù)GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》,建議在不改變運行介質(zhì)的情況下至少每8 a進行一次WG-ICDA。

3 管道內(nèi)腐蝕影響因素的灰色關(guān)聯(lián)分析

從WG-ICDA 應(yīng)用過程可知,CO2腐蝕是多種因素共同作用的結(jié)果,工程應(yīng)用中很難通過控制某一個或某幾個影響因素來緩解管道的CO2腐蝕。

對于信息不完全透明的灰色系統(tǒng),灰色關(guān)聯(lián)分析法能夠有效處理這些信息,對該系統(tǒng)內(nèi)無規(guī)律指標的評價與決策的準確性較高[23]。結(jié)合NORSOK模型計算結(jié)果,采用灰色關(guān)聯(lián)分析法找出各影響因素與管道內(nèi)腐蝕速率之間的關(guān)聯(lián)度,判斷CO2腐蝕的主要影響因素。趙景茂等[24]、李忠濤等[25]和董菲菲等[26]成功將灰色關(guān)聯(lián)分析法應(yīng)用于管道腐蝕相關(guān)研究中,并通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)驗證,證明了該方法的可靠性。

3.1 應(yīng)用流程

灰色關(guān)聯(lián)分析法的應(yīng)用流程分為4步,分別是確定參考序列和比較序列、變量的無量綱處理、計算關(guān)聯(lián)系數(shù)和計算關(guān)聯(lián)度[27]。

對于海底管道的CO2腐蝕,將腐蝕速率作為參考序列,將溫度、壓力、流型、持液率、氣(液)相表觀流速、CO2分壓、液膜速率和氣(液)相對管壁的剪切力等10個影響因素作為比較序列,采用均值法進行無量綱處理,計算各種影響因素與腐蝕速率之間的關(guān)聯(lián)度。

3.2 結(jié)果分析

基于WG-ICDA 流程中NORSOK 模型的計算結(jié)果,計算不同子區(qū)域內(nèi)各影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度(見表7),然后得出管道中各影響因素與腐蝕速率關(guān)聯(lián)度的大小(見圖10)。

由表7可見:同一子區(qū)域中,各影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度大小不同,不同子區(qū)域中同一影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度大小也不同,這說明同一影響因素在管道不同區(qū)域中對于腐蝕的發(fā)生起到的作用是不盡相同的;在子區(qū)域1中,液相對管壁的剪切力和液膜速率與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度最大,其原因是該區(qū)域為環(huán)狀流,管道中心為柱形氣流,管壁為環(huán)狀液膜,液相對管壁有較大的作用力,更容易發(fā)生腐蝕;子區(qū)域2～5中,管徑存在微小變化,海底管道為上坡段,流型為分層流,腐蝕速率主要受CO2分壓、液膜速度、溫度、管壁剪切力、液相表觀流速及地形起伏影響,因此,該子區(qū)域中各影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度各不相同;子區(qū)域6為出口立管段,為段塞流,該子區(qū)域的氣相表觀流速、溫度、壓力和CO2分壓的波動均較大,易發(fā)生腐蝕。

表7 海底管道各子區(qū)域影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度及排序Tab.7 Correlation degree and ranking of influencing factors and corrosion rate in each sub-area of submarine pipeline

由圖10 可見,壓力、CO2分壓、溫度和液膜速率等4個影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度最高,即這4個因素是導(dǎo)致管道CO2腐蝕的主要影響因素。其中,CO2分壓與管道的壓力及CO2的摩爾分數(shù)有關(guān)。

圖10 各影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度對比Fig.10 Comparison of correlation degree of each influencing factor and corrosion rate

4 結(jié)論

(1) 海底管道腐蝕為輕度腐蝕,腐蝕風(fēng)險小,立管段、低洼區(qū)域管段以及海底管道前110 km 范圍內(nèi)的管段為腐蝕高風(fēng)險位置。

(2) 多相流軟件模擬與腐蝕掛片試驗的結(jié)果基本一致,驗證了NORSOK 模型的可靠性,進而證明了WG-ICDA 具有一定的可靠性。

(3) 壓力、CO2分壓、溫度和液膜速率是導(dǎo)致管道CO2腐蝕的主要影響因素,可以通過控制這4個因素來緩解海底管道的腐蝕,還可以通過定期清管排出積液來降低管道的腐蝕風(fēng)險。

(4) 多相流軟件的計算結(jié)果易受模型和工況選取的影響,可將現(xiàn)場數(shù)據(jù)與BP 神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)算法結(jié)合來預(yù)測管道的腐蝕速率,以彌補軟件模擬的不足。