基于灰色關(guān)聯(lián)分析法的濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)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(guó)石油大學(xué)(華東)儲(chǔ)運(yùn)與建筑工程學(xué)院,青島 266580;2.中海石油技術(shù)檢測(cè)有限公司,天津 300450;3.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300450)

自“十三五”規(guī)劃以來(lái),我國(guó)加大了海上油氣田的勘探開(kāi)發(fā)力度。在油氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中,海底管道作為連接海上油氣田與陸地的橋梁,對(duì)海上油氣田的開(kāi)發(fā)起著至關(guān)重要的作用[1-3]。截止目前,我國(guó)已成功在南海開(kāi)發(fā)了數(shù)個(gè)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(kāi)采過(guò)程中,天然氣中的CO2與水反應(yīng)后的產(chǎn)物具有較強(qiáng)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(yán)重時(shí)會(huì)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(shí)采取有效措施緩解管道腐蝕,對(duì)于保障海底管道的安全運(yùn)行具有重要意義。

目前,常用的管道內(nèi)腐蝕檢測(cè)技術(shù)有漏磁內(nèi)檢測(cè)與超聲波內(nèi)檢測(cè)[9-10]。漏磁內(nèi)檢測(cè)因其適用性廣和對(duì)管道傳輸介質(zhì)不敏感的特點(diǎn),被廣泛應(yīng)用于施工現(xiàn)場(chǎng)的管道腐蝕檢測(cè)。然而,漏磁內(nèi)檢測(cè)的精度受管道壁厚影響,管壁越厚,往往檢測(cè)精度越低[11-12]。相比于漏磁內(nèi)檢測(cè),超聲波內(nèi)檢測(cè)具有檢測(cè)速度快和檢測(cè)精度高的優(yōu)點(diǎn)[13-14],但該方法只適用于運(yùn)輸液體的管道。海底管道具有管壁厚、通過(guò)性要求高和平臺(tái)空間狹小等特點(diǎn),常規(guī)的內(nèi)檢測(cè)方法不適用[15]。為掌握海底管道的內(nèi)腐蝕情況,美國(guó)腐蝕工程師協(xié)會(huì)在NACE SP0110-2010《濕天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法》標(biāo)準(zhǔn)中提出了濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法(WG-ICDA),該方法適用于無(wú)法進(jìn)行內(nèi)檢測(cè)的海底管道,已在國(guó)外得到了應(yīng)用與推廣[16-18],國(guó)內(nèi)應(yīng)用較少。

本工作以南海某濕氣管道的實(shí)際生產(chǎn)為背景,通過(guò)多相流軟件模擬海底管道的實(shí)際流動(dòng)狀態(tài),采用NORSOK 模型計(jì)算海底管道的腐蝕速率,采用WG-ICDA 預(yù)測(cè)了管道腐蝕的高風(fēng)險(xiǎn)位置,然后采用灰色關(guān)聯(lián)分析法計(jì)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(chǎng)預(yù)測(cè)海底管道的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)大小和確定腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置提供指導(dǎo),為海底管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的控制及管道的安全運(yùn)行提供了一種借鑒方法。

1 管道內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)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(píng)價(jià)流程分為4步,分別是預(yù)評(píng)價(jià)、間接檢查、詳細(xì)檢查和后評(píng)價(jià)。

(1) 預(yù)評(píng)價(jià)。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(píng)價(jià)要求,確定評(píng)價(jià)區(qū)域。

(2) 間接檢查。通過(guò)多相流模型計(jì)算流型和持液率等流體動(dòng)力學(xué)參數(shù),采用內(nèi)腐蝕預(yù)測(cè)模型計(jì)算子區(qū)域內(nèi)的腐蝕速率,根據(jù)腐蝕速率計(jì)算壁厚損失率,預(yù)測(cè)管道腐蝕的高風(fēng)險(xiǎn)位置,確定評(píng)價(jià)地點(diǎn)。

(3) 詳細(xì)檢查。對(duì)間接檢查所預(yù)測(cè)的腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)位置進(jìn)行一系列的驗(yàn)證,確定管道的腐蝕程度,使用的方法包括無(wú)損檢測(cè)和遠(yuǎn)程超聲波檢測(cè)等。

(4) 后評(píng)價(jià)。對(duì)前3個(gè)步驟收集的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析,評(píng)價(jià)WG-ICDA 應(yīng)用過(guò)程的有效性,確定優(yōu)先級(jí),并啟動(dòng)相應(yīng)措施,制定腐蝕控制和維護(hù)策略,確定再評(píng)價(jià)的間隔時(shí)間。

2 應(yīng)用實(shí)例

以南海某濕氣管道的實(shí)際生產(chǎn)為背景,按照流程進(jìn)行內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)。

2.1 預(yù)評(píng)價(jià)

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(jì)壽命為30 a。管道全長(zhǎng)261 km(見(jiàn)圖1),腐蝕裕量為2 mm,材料等級(jí)為API 5LX65 PSL2,其余海底管道參數(shù)見(jiàn)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(biāo)準(zhǔn)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?jǐn)?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(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)(見(jiàn)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(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)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(guò)多相流模型計(jì)算分析海底管道內(nèi)流體的動(dòng)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(guò)內(nèi)腐蝕預(yù)測(cè)模型計(jì)算海底管道的腐蝕速率,預(yù)測(cè)發(fā)生腐蝕的高風(fēng)險(xiǎn)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(kāi)展間接檢查,模擬管道的實(shí)際流動(dòng)狀態(tài)。

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

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

2.2.1 NORSOK 模型

NACE SP0110-2010標(biāo)準(zhǔn)中推薦了16種模型,本工作采用NORSOK 模型[20-21]預(yù)測(cè)管道的內(nèi)腐蝕情況,該模型是多相流軟件默認(rèn)的模型之一。NORSOK 模型是目前國(guó)際上使用最廣泛的經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ?該模型基于大量的環(huán)道試驗(yàn),綜合考慮了溫度、pH、CO2分壓和管壁剪切力等多方面因素對(duì)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(cè)。此外,該模型還考慮了腐蝕產(chǎn)物膜和pH 的影響,其中,pH 對(duì)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(shí),腐蝕速率vcorr,t計(jì)算公式見(jiàn)式(5)。

式中:vcorr,t為溫度為t時(shí)的腐蝕速率,mm/a;Kt為溫度常數(shù),取值見(jiàn)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(shí)的pH 影響因子,其計(jì)算公式見(jiàn)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(jì)算公式Tab.4 Calculation formula of pH impact factor [f(pH)t] of NORSOK model

當(dāng)溫度為15 ℃時(shí),vcorr,t計(jì)算公式見(jiàn)式(6)。

當(dāng)溫度為5 ℃時(shí),vcorr,t計(jì)算公式見(jiàn)式(7)。

其他溫度下,vcorr,t可用線性插值法計(jì)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(duì)壓力,Pa。

2.2.2 流體動(dòng)力學(xué)特征分析

根據(jù)海底管道的基本信息建立計(jì)算模型。由圖2可見(jiàn),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(shì)能和動(dòng)能相互轉(zhuǎn)化造成的。由圖3可見(jiàn),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(jiàn),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(dòng)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(shì)能與動(dòng)能相互轉(zhuǎn)化造成的。由圖5可見(jiàn):海底管道沿程CO2分壓逐漸下降,其變化趨勢(shì)與海底管道壓力的變化趨勢(shì)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(dòng),其變化趨勢(shì)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(jiàn),海底管道沿程氣相和液相對(duì)管壁的剪切力均緩慢增加,氣相對(duì)管壁的剪切力略小于液相對(duì)管壁的剪切力,液相對(duì)管壁的剪切力受地形起伏的影響較大,其變化趨勢(shì)與液膜速率的變化趨勢(shì)相同,即液膜速率較高處流體對(duì)管壁的剪切力較大。

圖6 海底管道沿程氣相和液相對(duì)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(jiàn):管角能夠反映地形的起伏變化,腐蝕速率是通過(guò)NORSOK 模型計(jì)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(shì),其變化趨勢(shì)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(shí),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(jìn)入海底管道時(shí)易形成環(huán)狀流,氣相和液相對(duì)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(shí),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(dòng)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(shí),腐蝕過(guò)程中產(chǎn)生的腐蝕產(chǎn)物膜能夠?qū)艿榔鸬奖Ｗo(hù)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(biāo)準(zhǔn)中管道及容器內(nèi)介質(zhì)腐蝕性能評(píng)價(jià)指標(biāo)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(xiǎn)位置預(yù)測(cè)

根據(jù)NACE SP0110-2010,在管徑和流型發(fā)生變化時(shí),需將海底管道劃分為不同的子區(qū)域(見(jiàn)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(cè)管道沿程的腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)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(jì)算公式見(jiàn)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(yùn)行時(shí)間,a。

由圖8可見(jiàn),高于平均壁厚損失率的區(qū)域即為腐蝕風(fēng)險(xiǎn)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(xiǎn)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(xì)檢查

受條件限制,無(wú)法通過(guò)無(wú)損檢測(cè)等方法對(duì)管段進(jìn)行內(nèi)檢測(cè),采用現(xiàn)場(chǎng)海底管道入口處的腐蝕掛片試驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證。掛片材料與該海底管道材料一致,現(xiàn)場(chǎng)腐蝕掛片的處理參考SY/T 0026-1999《水腐蝕性測(cè)試方法》標(biāo)準(zhǔn),其腐蝕速率的計(jì)算公式見(jiàn)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(yàn)時(shí)間,d;d為掛片的密度,g/cm3。

由圖9和表6可見(jiàn):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(xiǎn)較小;各個(gè)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(jì)算的腐蝕速率一致。

圖9 掛片腐蝕前后的宏觀形貌對(duì)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(yàn)數(shù)據(jù)Tab.6 Datas of hanging slice corrosion test

2.4 后評(píng)價(jià)

后評(píng)價(jià)的目的是驗(yàn)證WG-ICDA 的有效性,并確定再評(píng)價(jià)的時(shí)間間隔。經(jīng)分析,掛片腐蝕速率與模擬計(jì)算的腐蝕速率基本一致,驗(yàn)證了WG-ICDA的有效性,證明其對(duì)實(shí)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(yùn)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(yùn)行介質(zhì)的情況下至少每8 a進(jìn)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(guò)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(guò)控制某一個(gè)或某幾個(gè)影響因素來(lái)緩解管道的CO2腐蝕。

對(duì)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(duì)該系統(tǒng)內(nèi)無(wú)規(guī)律指標(biāo)的評(píng)價(jià)與決策的準(zhǔn)確性較高[23]。結(jié)合NORSOK模型計(jì)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(guò)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)驗(yàn)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(wú)量綱處理、計(jì)算關(guān)聯(lián)系數(shù)和計(jì)算關(guān)聯(lián)度[27]。

對(duì)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(duì)管壁的剪切力等10個(gè)影響因素作為比較序列,采用均值法進(jìn)行無(wú)量綱處理,計(jì)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(jì)算結(jié)果,計(jì)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(jiàn)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(jiàn)圖10)。

由表7可見(jiàn):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(shuō)明同一影響因素在管道不同區(qū)域中對(duì)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(duì)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?yàn)榄h(huán)狀流,管道中心為柱形氣流,管壁為環(huán)狀液膜,液相對(duì)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(dòng)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(jiàn),壓力、CO2分壓、溫度和液膜速率等4個(gè)影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度最高,即這4個(gè)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?jǐn)?shù)有關(guān)。

圖10 各影響因素與腐蝕速率的關(guān)聯(lián)度對(duì)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(xiǎn)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(xiǎn)位置。

(2) 多相流軟件模擬與腐蝕掛片試驗(yàn)的結(jié)果基本一致,驗(yàn)證了NORSOK 模型的可靠性,進(jìn)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(guò)控制這4個(gè)因素來(lái)緩解海底管道的腐蝕,還可以通過(guò)定期清管排出積液來(lái)降低管道的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

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