油氣混輸海底管道緩蝕劑評價研究及優化建議

楊 勇, 鄒 浪, 謝志前, 李春輝, 王吉成, 吳 攀

(中海石油深海開發有限公司,廣東 珠海 519000)

隨著海洋油氣勘探的技術不斷發展,海上石油、天然氣資源將成為全球能源行業新的增長點[1]。海底管道作為海上油氣生產的“生命線”,連接海上油氣處理平臺、陸岸終端和儲油輪等油氣設施,形成一個完整的油氣生產系統[2]。中國自1985年在渤海埕北油田建成國內第一條油氣海底管道以來,已在不同海域鋪設總長超過6 000 km的海底管道,可見海底管道在國內海洋油氣領域發揮著重要作用[3-4]。與此同時,因油氣中的CO2和H2S等酸性氣體的存在,使得油氣管道時刻面臨著內腐蝕問題。如何降低海底管道腐蝕速率及延長使用壽命一直都是研究人員所關注的焦點[5-6]。

加注緩蝕劑、管道內應用涂層和提高材質等級等措施是常見的管道防腐措施,而緩蝕劑因其具有經濟、高效的優點,成為海底管道最主要、最有效的防腐措施[7]。由于油氣組分、海底管線運行工況等變化的原因,按照海底管道完整性要求,需定期(一般為兩年)對緩蝕劑效果進行評估。針對緩蝕劑的使用和技術特點,以中國南海某油氣混輸海底管道為例,采用高溫高壓反應釜進行室內評價,以掌握緩蝕劑的質量和使用效果,同時根據試驗數據對取樣間隔時間、藥劑的注入濃度等方面給出優化建議[8]。

1 工況參數

此次室內評價的在用緩蝕劑型號為BH601,海管的輸送介質及運行工況見表1。

表1 海底管道介質及運行工況參數

2 評價方案

2.1 試驗設計

試驗介質包括緩蝕劑BH601、現場水或模擬水、根據油品報告配制的模擬油、根據組分報告配制的模擬天然氣,緩蝕劑BH601和現場水直接從現場取樣得到。試驗用腐蝕試片為X65試片,尺寸為40 mm×13.1 mm×2.10 mm,孔徑4 mm,加工精度±0.1 mm,各腐蝕試片的幾何尺寸和表面處理狀態參考文獻[9]。根據海底管道輸送量不同分為目前工況和提產工況,在提產工況下海底管道入口壓力、溫度和酸洗氣體含量等有不同程度上升,并據此設計試驗條件,見表2。

表2 室內試驗條件

2.2 評價方案

(1)試驗準備

取6片腐蝕試片,試驗開始前將試片用酒精、丙酮除油,吹干后,在電子天平(0.1 mg)上稱質量并記錄。將處理后的試片安裝在高溫高壓反應釜攪拌軸上,其中3個試片位于攪拌軸的下部,確保在試驗過程中試片浸入溶液中;另外3個試片在攪拌軸的上部,確保試驗過程中試片處于氣相環境中。水樣界面位于底部掛片與頂部掛片之間,用以模擬海底管道內氣油水三相的關系。

(2)試驗過程

試片安裝完畢后,將事先配制好并加入150 μg/g緩蝕劑的試驗介質倒入反應釜,隨后將反應釜密封緊固,用惰性氣體對反應釜除氧2 h。除氧結束后打開加熱控制器,按照表1設定試驗溫度,待反應釜內溫度升到設定溫度并保持穩定后,按照表2條件分別通入對應分壓的CO2和H2S,最后通入氮氣至試驗壓力并設置試驗轉速。

試驗結束后,關閉加熱器,使用專用泄放管線將壓力泄放至安全區域,取出試片,放入酸清洗液中浸泡5 min,用鑷子夾少量脫脂棉輕拭試片表面的腐蝕產物,用自來水沖去表面殘酸后,立即將試片浸入氫氧化鈉溶液(質量濃度為60 g/L)中,30 s 后再用自來水沖洗,然后放入無水乙醇中浸泡約5 min,清洗脫水兩次。將清洗后的試片用乙醇、丙酮處理后冷風吹干,用電子天平稱取腐蝕后試樣的質量。每個試片在清洗前后需用相機記錄宏觀形貌,若發現點蝕需用光學顯微鏡觀察試片表面點蝕情況,測量點蝕深度、點蝕率等。

(3)數據處理

按照如下公式分別計算每片試片的腐蝕速率和緩蝕率,最后取3片試片的平均值作為材料在該環境下的腐蝕速率和緩蝕率[10]。

均勻腐蝕速率(v):

(1)

式中:v為均勻腐蝕速率,mm/a;m為試驗前的試片質量,g;mt為試驗后的試片質量,g;S1為試片的總面積,cm2;ρ為試片材料的密度,g/cm3;t為試驗時間,h。

緩蝕率(Z):

(2)

式中:Z為緩蝕率,%;v0為未加緩蝕劑時金屬的腐蝕速率,mm/a;v為添加緩蝕劑后的腐蝕速率,mm/a。

3 緩蝕效果評價

3.1 目前工況

根據目前運行工況參數分別設計海底管道入口和出口的試驗條件(即表2中的試驗1和試驗2),并根據試驗結果進行緩蝕率的計算,結果見表3和表4。

表3 目前工況下管道入口的緩蝕效果

表4 目前工況下管道出口的緩蝕效果

從表3和表4可以看出,在目前海管入口和出口環境中,現場水液相空白腐蝕速率較高,達到嚴重腐蝕范圍,按照150 μg/g加注緩蝕劑后在液相和氣相中緩蝕作用明顯,氣相和液相緩蝕率均達到85%以上,添加后的腐蝕速率都低于 0.025 4 mm/a,屬于輕度腐蝕范圍。

3.2 提產工況

為了模擬海底管道在提產工況下的腐蝕情況,分別設計了海底管道入口和出口在提產工況下的試驗條件,并根據試驗結果進行緩蝕率的計算,結果見表5和表6。

表5 提產工況下管道入口的緩蝕效果

表6 提產工況下管道出口的緩蝕效果

從表5看出,在提產工況海管入口環境中,現場水液相和氣相的腐蝕速率較高,分別達到嚴重腐蝕和中度腐蝕范圍,按照加注量150 μg/g注入緩蝕劑后緩蝕作用明顯,液相緩蝕率為91.39%,氣相緩蝕率為88.22%,添加緩蝕劑后液相和氣相腐蝕速率已分別低于0.076 mm/a和0.025 4 mm/a,處于中度和輕度腐蝕。分析表4和表6可知,在提產工況下海管出口處的腐蝕速率變化不大。

4 評價結果對比

為了更好地評價緩蝕劑的緩蝕性能,將本次試驗數據與兩年前的數據進行縱向對比。表7和表8分別是試驗條件和評價結果對比情況,數據中已剔除提產工況下海管出口數據。

表7 緩蝕劑應用效果評價條件對比

表8 緩蝕劑應用效果評價結果對比

從表7可以看出,該海底管線服役溫度和CO2含量相比兩年前均有小幅上升,H2S含量下降為兩年前的1/2,提產工況海管腐蝕環境中H2S含量下降為兩年前的1/3。從表8本次和上次緩蝕劑應用效果評價結果可以看出,各試驗條件下空白腐蝕速率均明顯大于兩年前,按150 μg/g注入濃度加注緩蝕劑后緩蝕效率明顯高于兩年前。

分析認為出現該現象的原因在于現場水中可能含有一些緩蝕性成分,于是為了屏蔽影響,利用模擬水在目前工況試驗條件下進行海管入口的緩蝕性能評價試驗,試驗結果見表9。

表9 模擬水目前工況下的緩蝕效果

分析表9數據可知,在目前工況海管入口環境中,模擬水液相和氣相空白腐蝕速率均明顯高于現場水,分別達到了嚴重腐蝕和中度腐蝕范圍,按照150 μg/g注入濃度加入緩蝕劑后緩蝕效果明顯,液相緩蝕率達到94.76%,氣相緩蝕率為85.71%。

因此,分析認為導致本次試驗數據與上次試驗數據出現較大誤差的原因有兩個:一是現場水中殘存的緩蝕劑含量不同,影響了空白腐蝕速率和緩蝕性能;二是試驗條件在溫度、CO2和H2S酸性氣體含量的差異對試驗結果造成的影響。

5 結論與優化建議

5.1 結 論

(1)在目前工況和提產工況下海管入口和出口環境中,現場水液相和氣相腐蝕速率較高,按照推薦濃度加注緩蝕劑后緩蝕效果明顯,液相和氣相緩蝕速率均高于85%。

(2)在目前工況海管入口環境中,開展模擬水緩蝕效果評價驗證性試驗,試驗結果顯示空白條件下模擬水腐蝕速率高于現場水,說明現場水中含有緩蝕性成分,因含量不同導致試驗數據在縱向對比上差異較大。

(3)從緩蝕劑效果評價結果可以發現,BH601在目前工況下的加注方式、注入濃度均能夠滿足現場生產要求,在液相和氣相中緩蝕效果良好,能夠確保海底管線腐蝕速率處于可接受范圍;提產工況下腐蝕工況趨于惡化,有必要針對緩蝕劑注入類型或加注濃度進行優化,確保腐蝕速率可控。

5.2 優化建議

(1)開展海底管線緩蝕劑應用效果評價時,以現場水結果為主,取樣時應暫停藥劑注入至少3 h,盡量避免藥劑殘留導致試驗數據出現誤差。

(2)海底管道運行過程中應嚴格控制CO2和H2S的含量,同時盡可能地減少產量波動幅度,提產時應少量多次進行,避免造成海管腐蝕加劇。

(3)開展海底管道緩蝕劑殘存濃度檢測,檢測海底管道緩蝕劑加注量,在確保海底管道防護效果的同時,可根據緩蝕效率和腐蝕速率對藥劑注入濃度進行優化,降低藥劑成本。

(4)在海底管道進出口加裝在線腐蝕監測儀器,實時關注海底管道腐蝕數據變化情況。如發現異常,及時開展原因分析。