油气管道多相流腐蚀研究的现状与未来

对于油气生产企业,腐蚀控制即是安全保障,又是经济权衡,同时还体现管理水平。随着安全生产意识的提高,油田矿场腐蚀隐患排查和精细化管理对老油田的转型发展显得尤为重要。油气田现场的管道及设施时刻发生着无法逆转的腐蚀,是腐蚀防护的重点领域。油气田生产系统存在站场分散、输送距离远、节点差异大等特点,然而,一直以来,油气田腐蚀防护以一种相对粗放的、被动式的模式进行管理。根据我国腐蚀调查结论,25 ~ 40% 腐蚀导致的经济损失是可以通过合理控制而避免的。因此,油气田腐蚀防护仍然是当前科研和工程应用的焦点。

油气水混输是油气田常见的生产工况,多相流介质会导致管道内腐蚀问题,其规律认识和腐蚀控制难度较大,这是当前油气田腐蚀领域面临的最棘手问题。近年来,伴随着采油新技术的应用,采出液高含 CO 2 、H 2 S 等酸性气体导致管道腐蚀风险急剧提升;深海油气集输管道耐受高温、高压、高流速的工况环境,管道内腐蚀控制成为技术瓶颈之一。如何识别现场多相流管道的腐蚀风险,进行合理评估,并在此基础上执行具备可行性和经济性的防腐方案,是我国腐蚀工作者不懈努力的方向。

1 发展历程

从上世纪 70 年代开始,人们针对含 CO2 、H2S 等水溶液模拟工况环境,逐步开展了常见金属材料腐蚀规律的研究工作,已形成了各种腐蚀预测模型。基于电化学、表面分析而建立的材料腐蚀机理也得到了深刻阐述。然而,实际生产工况异常复杂,特别是油气集输管道,通常以油气水多相流状态进行输送。同时,原油和采出水在开发和输送过程中会发生严重的搅动和乳化,伴生气的涌入会使流型更加复杂。图 1 是胜利油田某区块含水原油乳状液的微观结构,可见微小水滴弥散分布于连续的油相之中。油气田生产过程中,几乎所有的输送介质均含有原油或被原油污染,纯粹基于实验室模拟水溶液环境中的腐蚀规律认识存在明显的局限性。如何理解游离水、乳化水以及多相流流型之间的关系及其对管道内腐蚀的影响,已成为油气管道腐蚀风险评估和腐蚀预测必须攻克的难题。

英国壳牌石油公司早在 1975 年就开展了油气水多相流腐蚀规律研究,认识到原油在影响管道腐蚀中的重要性。从笔者掌握的公开发表文献来看,国外在油气水多相流腐蚀领域的主要研究机构分布在美国、加拿大、挪威等油气开发强国。图 2 中简要总结了不同时期国际上主要开展油气水多相流腐蚀研究的团队和关注焦点。总体而言,该领域发展较为缓慢,但一直处于不断的前进中,从腐蚀现象认识,关键因素分析逐渐转变为腐蚀机制理解以及现场工况重现和评估等,研究重点也朝着解决实际问题和挖掘本质的方向前行。

近年来,由于生产实际的迫切需求,油气水多相流腐蚀研究在我国得到了高度重视,多家研究机构已经致力于相关领域的基础和应用研究。中石油、中石化、中海油等大型油气开发企业的下属研究院也陆续加入到相关技术攻关行列。这些努力必将极大推动多相流腐蚀领域的发展,为我国强腐蚀性油气田开发和深海油气田开发提供强力的技术保障。

2 多相流腐蚀仿真模拟技术

油气管道腐蚀涉及到油气水或气液固等多相流复杂环境,全面认识其腐蚀规律的难度很大,其关键在于现场实际工况的模拟以及相应腐蚀评价技术的建立。高温高压釜是开展油气田腐蚀模拟研究的重要装备。在固定容积的釜体内,通过温度、压力、气氛、溶液组成及流动等要素的控制,实现模拟现场工况下材料腐蚀行为的综合评价,已成为开展油气田腐蚀模拟研究的必备手段。为了全面认识管道内流体特征与内腐蚀的关联性,一些研究组在实验室内建立了多相流腐蚀模拟环路装置,实现了油气集输工况的仿真模拟。从国内外报道情况来看,此类环路装置大体上分为两类,即小型油水两相流腐蚀模拟环路和大型油气水多相流腐蚀模拟环路。小型环路装置侧重点在于模拟油水两相混合状态,例如考察油水乳化状态和油水润湿行为对管道动态腐蚀的影响;而大型环路装置的优势在于多相流流型模拟,探索气液两相、油气水三相流中管道局部区域的腐蚀行为。

目前,国际上已有多家研究机构成功建立并运行了大型多相流腐蚀模拟环路,重现油气田管道实际生产工艺情况,通过腐蚀检测及流型分析等方法完成对管道内腐蚀的定量评价。依托胜利油田CO2 驱油工程,笔者实验室于 2012 年初建成了一套大型多相流环路系统,配备了流型观察、腐蚀监测、腐蚀挂片等测试手段,管道内径为 DN40,总长度约60 米,整体管路和设备均采用 316L 不锈钢材质。利用该装置,模拟了不同含水率和不同气液比条件下多相流腐蚀规律,全面评估了胜利油田CO2驱油集输管道腐蚀风险,据此提出腐蚀防护方案,指导生产现场。

通常情况下,由于原油易发生乳化,多相流模拟实验中选用轻质白油作为模拟油,很少采用实际产出的中质、重质原油进行实验。我们在开展以中质原油为输入介质的多相流模拟实验过程中发现,在密闭系统内,油气水经过多周次混合与分离会导致油水乳化问题,乳化原油中含水率随着运行时间延长不断增加,最终形成油包水型乳状液(其含水率可高达 70% 左右),无法继续实验。

为克服多相流实验过程中油水乳化问题,有两种可行方案:(1)采用高效油水分离技术;(2)将模拟装置直接与生产系统连接,实时更换测试原油。

第一种方案对油水分离技术要求较高。在模拟实验过程中,想要做到每个循环周期内乳状液在分离器内实现油水分离,需要有足够的停留时间或是极高的分离效率。停留时间延长,意味着装置的体积增加;分离效率提高就必须采取高频电聚结等先进的油水分离技术。由此导致工程投资大幅增加,目前鲜有尝试。

第二种方案被认为是较为可行的选择。将油气站场内的油气水实时引入实验环路装置开展测试,再将混输液排入生产系统,即避免了原油在管路内往复流动加剧乳化等问题,还真实地反映了集输工况。通过油气水流量的独立控制,可以模拟绝大多数油气生产工况。基于以上思路,我公司在胜利油田某联合站内建造了管道多相流仿真模拟与内腐蚀评估装置,图 3 所示为现场装置照片。该装置与站内生产系统构成密闭环境,站内三相分离器的原油出口、污水出口和天然气出口分别连接至装置的三相流进口管路,实现油气水多相流模拟,流经测试管路的多相流介质再返回至生产系统;配合腐蚀监测和流型观察系统,完成多种工况下管道内腐蚀实时评估。该装置经模块化设计,可实现不同站场内移动和改造。

 

3 点滴认识

油气生产管道具有多相混输的特点,流体复杂性制约着现场腐蚀控制与管理理念的实施。原油在管道腐蚀中所起到的作用,是理解多相流规律和腐蚀规律的衔接点。一般认为,原油在管输过程中的缓蚀作用主要体现在以下四个方面。

第一,形成原油为连续相的油水分散体系,如油包水型乳状液,避免水相与管道内壁直接接触。这种情况下,乳状液或油水分散体系中小液滴的稳定性决定管道底部腐蚀风险,因此,油包水型分散体系的采出液在长距离、长时间输送过程中容易出现游离水析出,导致管道底部腐蚀问题。

第二,原油在管道表面形成润湿与吸附,有效隔离腐蚀性介质。一般来讲,只有当管道内壁处于水润湿状态时,才会发生腐蚀;当管道内壁处于油润湿状态,腐蚀将被极大抑制。大多数情况下,管道内壁特定位置将处于周期性的油水两相交替润湿状态下,其润湿特性取决于流型特征和材料表面等因素。另外,通过改变流体的流速和气液比等生产参数,可能有助于原油在管道底部形成优先润湿,从而降低腐蚀风险。在油水交替作用下,材料的腐蚀规律和机理变得更加复杂,目前仍缺乏深入认识。

第三,原油中缓蚀性组分的萃取与溶解作用,降低水相腐蚀性。原油中某些极性有机分子(如含 S 或 N 等组分)在输送过程中溶解进入水相介质,以类似于缓蚀剂分子的方式吸附于金属表面,形成保护膜,起到一定的缓蚀作用。

第四,原油进入腐蚀产物膜,增强腐蚀产物膜的稳定性。油气生产管道腐蚀失效分析表明,管道内壁形成的腐蚀产物膜内或多或少存在原油组分,这些渗透进入腐蚀产物膜的原油在腐蚀过程中起着重要作用。国外研究已证实原油在腐蚀产物膜内的存在会改变其结构和稳定性,但仍缺少对其形成过程和稳定机理的微观认识。

显然,原油对管道多相流腐蚀的影响至关重要。原油是由多种有机物质构成的复杂混合物,按密度差异可分为轻质、中质和重质等三种类型。De Waard等认为,原油的密度越大,其发生腐蚀的临界含水率越高,这可能与油包水型乳状液的形成相关。Nesic 研究组认为,原油的化学成分决定其缓蚀能力;其中,某些微量极性有机分子起到关键作用。当然,仅强调部分有机分子在金属表面的吸附成膜,而忽略原油中复杂分子的相互影响和协同作用,并不能真正理解不同原油的缓蚀作用差异。

流型决定着管道内壁不同部位腐蚀行为。在油气水混输管道内,通常会出现分层流、段塞流、分散流和环状流等流型特征。在原油集输管道内,段塞流和分层流最为常见。分散流一般气含量较低而液体流速较高时出现,在污水或注水管道内则很可能出现小气泡分散于液相流动的状态;在集输管道内,如果液体流速较高,可能会出现油滴在水相中弥散分布的情形。当气体流量较高,液量较低时,可能出现环状流。经过数十年的实验研究和理论体系建立,人们对多相流流动特征已形成一些模型框架,是构建流型与腐蚀关联性的基础。Tulsa 大学在美国能源部资助下,经多年研究,根据油水混合程度将油气水流体细分为 12 种流型。我国西安交通大学多相流国家重点实验室对水平及倾斜管线中油气水的流型变化做了系统研究,归纳出 9 种流型。当然,如果仅考虑油水两相与管壁的接触机会,也可以参照图 4 中的两相流流型图。目前,美国俄亥俄大学在流体流型与管道腐蚀规律方面开展了大量的实验模拟工作,系统描述了管道内壁不同流型的润湿行为及对腐蚀行为的影响。

在多相流介质中,只有与材料表面直接接触的部分才会对腐蚀行为产生影响。因此,从统计学角度来看,材料表面特定部位时刻经受着油水两相交替作用。由于原油密度和水密度的差异,管道底部更多时间处于水相润湿状态,而管道顶部更倾向于与原油接触。管道中间部位则处于油水两相更替润湿的状态,其油水交替周期和润湿时间取决于流体流型、流速以及含水率等因素。在这种工况下,形成的腐蚀产物膜也会比较复杂,往往被原油浸润,其耐腐蚀能力也可能得到强化。然而,目前我们尚缺少模拟油水交替作用工况下材料腐蚀行为的系统研究。

4 多维度腐蚀评价

完整的腐蚀风险评价体系需要综合考虑管道介质及相关变量在空间和时间维度的变化。例如,我们在高温高压模拟溶液中测试管道材质的腐蚀速率,这仅仅是表达了材质在油气管道某一取样点、短时间内的腐蚀行为,我们可称之为零维管道腐蚀评价。当我们考察整个集输管网各个节点的主要工艺参数变化,并与材质的腐蚀行为加以关联,这样做可以实现一维管道腐蚀评价。管道的二维空间可以看成是管道截面的不同角度所对应的位置,其腐蚀行为差异受控于多相流流型和原油的润湿行为。只有这三方面综合考虑,才能够实现油气管道三维空间的腐蚀评估。按照这样的思路,我们就可以完成整个集输管网腐蚀风险的全面分析,对于指导油气生产安全和薄弱点识别具有重要意义。

油气管道腐蚀评估过程中,我们往往会忽视时间维度影响,即管道服役历史对评估结论的影响。在时间维度上,主要涉及腐蚀产物膜稳定性和生产工况条件随时间改变两个方面。在油气水混输工况下,腐蚀产物膜稳定性评价变得比较复杂,现在我们仍没有可依据的经验或理论。油气生产过程中,同一条管线的输送介质参数在不同时期可能发生较大变化,例如输送温度、含水率等。这些因素对于管道腐蚀风险评估至关重要,也是开展精细化腐蚀管理的基础。

5 未来展望

结合我国油气田生产安全需求和腐蚀防护领域发展趋势,笔者认为,油气管道多相流腐蚀研究应重点围绕以下几方面展开:

(1)多相流环境材料腐蚀机理研究。尽管我们对溶液环境中材料腐蚀机理有较深入理解,但对于原油影响材料腐蚀的机理认识却十分匮乏。

(2)油气管道腐蚀轨迹研究。亟待建立油气生产历史与材料长期腐蚀行为关联性,这将是开启油气管道全面腐蚀风险评估的关键步骤。

(3)建立全周期腐蚀控制理念。将被动的腐蚀防护转变为主动的腐蚀管理,把腐蚀成本增加到工程设计阶段,从而降低运行维护阶段的腐蚀风险,真正实现设计—监测—管理—维护的全周期腐蚀成本控制。

(4)多相流体系缓蚀剂评价技术。有必要建立一套适用于多相流环境的腐蚀快速评价技术,并应用于缓蚀剂评价,为开发出新型高效缓蚀剂提供评价标准和指导理念。

作者简介
    王子明 博士,副研究员。2010年毕业于中国科学院金属研究所,获材料学博士学位,随后进入中石化胜利油田博士后工作站开展CO2 驱腐蚀防护研究,出站后留在中石化系统工作。主要研究方向为油气田腐蚀防护及耐蚀材料应用,在Corrosion Science等专业杂志发表SCI论文17篇,其中第一作者或通讯作者14篇,发明专利3项。曾获得博士后面上基金、山东省博士后基金等资助,作为负责人或技术首席承担多项中石化集团、胜利油田等各级科研课题,部分成果获得中石化石油工程公司和胜利油田科技进步奖。负责搭建和运行大型多相流腐蚀环路装置2套,同时负责完成了中海油海上油田流动安全测试大型环路系统的可研方案设计。
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