深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法
阅读说明：本技术 深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法 (Corrosion inhibitor evaluation method of deepwater natural gas pipeline under high gas phase flow speed working condition ) 是由 李清平 姚海元 朱海山 王贝 王清 王赟 张雷 郑利军 常炜 曹静 贾旭 路宏 于 2021-08-31 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法,包括以下步骤：开展深水天然气管道服役环境的调查；计算流体对海底管道的内壁面剪切力；选择缓蚀效率评价试验方法；计算缓蚀效率评价试验方法的试验参数；开展多组次不同壁面剪切力及不同缓蚀剂加注浓度下的缓蚀剂评价实验；绘制缓蚀剂临界加注浓度图谱；确定不同工况环境下的缓蚀剂加注浓度。本发明公开的深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法,准确有效,制定科学准确,有助于筛选高效的缓蚀剂,确定准确经济安全的缓蚀剂加注浓度具有重要的意义,更是深水油气开发及安全输送保障的重要环节之一。(The invention discloses a corrosion inhibitor evaluation method of a deepwater natural gas pipeline under a high gas phase flow speed working condition, which comprises the following steps: carrying out survey on the service environment of the deepwater natural gas pipeline; calculating the shearing force of the fluid on the inner wall surface of the submarine pipeline; selecting a corrosion inhibition efficiency evaluation test method; calculating test parameters of the corrosion inhibition efficiency evaluation test method; carrying out a plurality of sets of corrosion inhibitor evaluation experiments under different wall shear forces and different corrosion inhibitor filling concentrations; drawing a corrosion inhibitor critical filling concentration map; and determining the filling concentration of the corrosion inhibitor under different working conditions. The method for evaluating the corrosion inhibitor of the deepwater natural gas pipeline under the working condition of high gas phase flow velocity is accurate, effective, scientific and accurate, is beneficial to screening high-efficiency corrosion inhibitors, has important significance in determining the accurate, economical and safe corrosion inhibitor filling concentration, and is one of important links for ensuring deepwater oil and gas development and safe transportation.)
技术领域
本发明涉及深水天然气管道运输技术领域，具体涉及一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法。
背景技术
近年来，天然气需求增势强劲。开发海洋天然气资源，尤其是开发深海的天然气资源，已成为当今能源开发的必然趋势。我国的深海天然气田CO2含量高的油气区块较多，开采过程中因油气介质腐蚀而导致海底管道泄漏失效的事件时有发生，且每次发生往往会造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染等灾难性后果，已逐渐成为制约深海天然气资源开发的因素之一。采用缓蚀剂抑制海底管道腐蚀是目前最为主流、也是最为有效的办法。但由于部分深水天然气的海底管道气相流速较高，如高压釜、旋转圆柱电极法等传统缓蚀剂评价方法要么无法很好地模拟天然气管道内以气相为主的湿气环境，要么无法准确模拟高流速工况，导致缓蚀剂的防腐效果评价不准确，不能形成行之有效的评价方法。此外，由于高气相流速对缓蚀剂效果影响甚大，若缓蚀剂选型或加注浓度确定不当，不仅无法为海底管道提供有效的防护，还可能导致海底管道腐蚀失效，进而增加了深水油气的海底管道泄露的处理难度和成本，导致更加严重的后果。
发明内容
本发明的目的在于提供一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法，用以解决现有的缓蚀剂的防腐效果评价不准确，不能形成行之有效的评价方法的问题。
本发明提供一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法，包括以下步骤：
步骤A：开展深水天然气管道服役环境的调查；
步骤B：根据深水天然气管道服役环境的调查结果，计算流体对海底管道的内壁面剪切力；
步骤C：根据流体对海底管道内壁面剪切力，从流动环路测试法、高温高压旋转笼法和旋转圆柱电极法这三种方法中选择一种作为缓蚀效率评价试验方法；
步骤D：根据深水天然气管道服役环境的调查结果，计算所述缓蚀效率评价试验方法的试验参数；
步骤E：根据所述缓蚀效率评价试验方法的试验参数，开展多组次不同壁面剪切力及不同缓蚀剂加注浓度下的缓蚀剂评价实验；
步骤F：对所述缓蚀剂评价实验的结果进行处理，绘制缓蚀剂临界加注浓度图谱；
步骤G：根据所述缓蚀剂临界加注图谱，确定不同工况环境下的缓蚀剂加注浓度。
优选地，在所述步骤A中，所述调查对象包括海底管道的材质与管径，深水水质成分，海底管道内输送的天然气的输送温度、输送压力、气体流速、含水率、CO2的含量、H2S的含量、有机酸的含量，以及缓蚀剂的类型。
优选地，在所述步骤B中，所述海底管道内壁面剪切力根据(式1)和(式2)计算得出，其中，流体对海底管道内壁面剪切力τ的计算公式为：
τ＝(fD×ρ×v2)/(8g) (式1)
式中，τ为流体对海底管道内壁面剪切力；fD为达西摩擦系数；ρ为天然气流体密度；v为天然气流速；g为引力常数。
而达西摩擦系数fD的计算公式为：
式中，fD为达西摩擦系数；e为海底管道内壁表面粗糙度，D为海底管道管径，Re1为相应环境下的雷诺系数。
优选地，所述步骤C具体包括以下步骤：
首先，若有流动环路测试装置，则优先选择流动环路进行测试；
其次，根据流体对海底管道内壁面剪切力选择与之适应的高温高压旋转笼法或旋转圆柱电极法。
优选地，在所述步骤D中，所述缓蚀效率评价试验方法的试验参数的计算方法分为流动环路测试法的试验参数的计算、高温高压旋转笼法的试验参数的计算和旋转圆柱电极方法三种，
其中，流动环路测试法的试验参数的计算与流体对海底管道内壁面剪切力的计算公式一致；
在高温高压旋转笼法的试验参数的计算中，高温高压旋转笼法中流体对海底管道内壁面剪切力根据(式3)和(式4)计算得出，
其中，高温高压旋转笼法中流体对海底管道内壁面剪切力的计算公式为：
式中，τ2为高温高压旋转笼法的流体对海底管道内壁面剪切力，Pa；Re2为高温高压旋转笼法中的雷诺系数；ρ2为高温高压旋转笼法中的溶液密度，kg/m3；r1为试样距离转动轴心的距离，m；ω1为高温高压旋转笼法中试样的转速，rad/s；
而高温高压旋转笼法的雷诺系数Re2的计算公式为：
Re2＝ω1r1 2/v2 (式4)
式中，Re2为高温高压旋转笼法的雷诺系数；r1为试样距离转动轴心的距离，m；ω1为高温高压旋转笼法中试样的转速，rad/s；v2为液体的运动粘度，m2/s；
在旋转圆柱电极方法的试验参数的计算公式中，旋转圆柱电极方法中流体对海底管道内壁面剪切力根据(式5)计算得出，旋转圆柱电极方法中流体对海底管道内壁面剪切力的计算公式为：
式中：τ3为旋转圆柱电极方法中流体对海底管道内壁面剪切力，Pa；Re3为旋转圆柱电极方法中的雷诺系数；ρ3为旋转圆柱电极方法中的溶液密度，kg/m3；r2为旋转圆柱电极方法中试样外表面到转动轴心的距离，m；ω2为旋转圆柱电极方法中试样的转速，rad/s。
本发明还涉及一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价装置，包括：
第一处理单元，开展深水天然气管道服役环境的调查；
第二处理单元，用于根据深水天然气管道服役环境的调查结果，计算流体对海底管道的内壁面剪切力；
第三处理单元，用于根据流体对海底管道内壁面剪切力，从流动环路测试法、高温高压旋转笼法和旋转圆柱电极法这三种方法中选择一种作为缓蚀效率评价试验方法；
第四处理单元，用于根据深水天然气管道服役环境的调查结果，计算所述缓蚀效率评价试验方法的试验参数；
第五处理单元，用于根据所述缓蚀效率评价试验方法的试验参数，开展多组次不同壁面剪切力及不同缓蚀剂加注浓度下的缓蚀剂评价实验；
第六处理单元，用于对所述缓蚀剂评价实验的结果进行处理，绘制缓蚀剂临界加注浓度图谱；
第七处理单元，用于根据所述缓蚀剂临界加注图谱，确定不同工况环境下的缓蚀剂加注浓度。
本发明还涉及一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述的方法的步骤。
本发明还涉及一种计算机设备，包括存储器、处理器以及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的方法的步骤。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明公开了一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法，首先，开展深水天然气管道服役环境的调查；然后，计算流体对海底管道的内壁面剪切力；再从流动环路测试法、高温高压旋转笼法和旋转圆柱电极法这三种方法中选择一种作为缓蚀效率评价试验方法；计算缓蚀效率评价试验方法的试验参数；开展多组次不同壁面剪切力及不同缓蚀剂加注浓度下的缓蚀剂评价实验；对缓蚀剂评价实验结果进行处理，绘制缓蚀剂临界加注浓度图谱；确定不同工况环境下的缓蚀剂加注浓度。本发明公开的深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法，可真实模拟不同流速、不同压力、不同温度海底管道湿气输送工况下的腐蚀工况，科学评价缓蚀剂作用效果，确定缓蚀剂加注速率，缓蚀剂评价实验更为准确合理，可应用于典型深水油气田领域。该方法准确有效，制定科学准确，有助于筛选高效的缓蚀剂，确定准确经济安全的缓蚀剂加注浓度具有重要的意义，更是深水油气开发及安全输送保障的重要环节之一。
附图说明
图1为本发明实施例1提供的流动环路测试装置的结构示意图；
图2为本发明实施例1提供的海底管道内壁面剪切力与缓蚀剂加注浓度的变化曲线图。
具体实施方式
以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例1
实施例1提供了一种深水天然气管道在高气相流速工况下的缓蚀剂评价方法，包括以下步骤：
步骤A：开展深水天然气管道服役环境的调查，调查对象包括海底管道的材质与管径、深水水质成分、海底管道内输送的天然气的输送温度、输送压力、气体流速、持液率、CO2的含量、H2S的含量、有机酸的含量，以及缓蚀剂的类型；
以我国南海某地的天然气输送管道为例，该海底管道采用管径100mm、X65钢管材；深水水质成分为：Cl-含量为1000mg/L,Ca2+含量为300mg/L,HCO3 -含量为50mg/L,Na+：323mg/L；海底管道内输送的天然气的输送温度为60℃、输送压力为10MPa，气体流速为15m/s，持液率为0.1％，CO2的含量为5％，机酸和H2S的含量为0；缓蚀剂的类型为市售的咪唑啉型缓蚀剂。
步骤B：根据深水天然气管道服役环境的调查结果，计算流体对海底管道内壁面剪切力；
在所述步骤B中，所述海底管道内壁面剪切力根据(式1)和(式2)计算得出，其中，流体对海底管道内壁面剪切力τ1的计算公式为：
式中，τ1为流体对海底管道内壁面剪切力；fD为达西摩擦系数；ρ1为天然气流体密度；v1为天然气流速；g为引力常数；
而达西摩擦系数fD的计算公式为：
式中，fD为达西摩擦系数；e为海底管道内壁表面粗糙度，D为海底管道管径，Re1为相应环境下的雷诺系数。
例如：根据上述公式，计算管内流体对海底管道内壁面剪切力为100Pa。
步骤C：根据流体对海底管道内壁面剪切力，从流动环路测试法、高温高压旋转笼法和旋转圆柱电极法这三种方法中选择一种作为缓蚀效率评价试验方法；
所述步骤C具体包括以下步骤：
首先，若有流动环路测试装置，则优先选择流动环路进行测试；
其次，根据流体对海底管道内壁面剪切力选择与之适应的高温高压旋转笼法或旋转圆柱电极法。
上述“适用”指的是，在高温高压旋转笼法和旋转圆柱电极法中，所选择的方法的剪切力模拟能力与流体对海底管道内壁面剪切力相当，如表1所示。
高温高压旋转笼装置包括高温高压反应釜和旋转笼夹具。
旋转圆柱电极装置包括旋转圆柱电极、三电极体系和电话学工作站。
流动环路测试装置如图1所示，流动环路测试装置包括不绣纲管线、风机、注气系统、注水注药系统、加热系统、腐蚀速率测试系统以及气液分离系统，其中，腐蚀速率测试系统为电感探针测试装置，用于实时监测腐蚀速率变化。
表1缓蚀效率评价试验方法的选择
例如；当流体对海底管道内壁面剪切力为75Pa时，可以选择流动环路测试法或高温高压旋转笼进行测试，按照推荐度以及实验室具备的设备条件，选择流动环路测试装置作为实验设备。
步骤D：根据深水天然气管道服役环境的调查结果，计算缓蚀效率评价试验方法的试验参数；
试验参数包括海底管道内输送的天然气的CO2分压、H2S分压、含水率、输送温度、缓蚀剂加注浓度、有机酸加注浓度、实验时间及流体对海底管道内壁面剪切力，
其中流体对海底管道内壁面剪切力经公式换算为所选流动环路测试装置、高温高压旋转笼装置或旋转圆柱电极装置的流速、转速等试验参量；
在所述步骤D中，所述缓蚀效率评价试验方法的试验参数的计算方法分为流动环路测试法的试验参数的计算、高温高压旋转笼法的试验参数的计算和旋转圆柱电极方法三种，
其中，流动环路测试法的试验参数的计算与流体对海底管道内壁面剪切力的计算公式一致；
在高温高压旋转笼法的试验参数的计算中，高温高压旋转笼法中流体对海底管道内壁面剪切力根据(式3)和(式4)计算得出，
其中，高温高压旋转笼法中流体对海底管道内壁面剪切力的计算公式为：
式中，τ2为高温高压旋转笼法的流体对海底管道内壁面剪切力，Pa；Re2为高温高压旋转笼法中的雷诺系数；ρ2为高温高压旋转笼法中的溶液密度，kg/m3；r1为试样距离转动轴心的距离，m；ω1为高温高压旋转笼法中试样的转速，rad/s；
而高温高压旋转笼法的雷诺系数Re2的计算公式为：
Re2＝ω1r1 2/v2 (式4)
式中，式中，Re2为高温高压旋转笼法的雷诺系数；r1为试样距离转动轴心的距离，m；ω1为高温高压旋转笼法中试样的转速，rad/s；v2为液体的运动粘度，m2/s。
在旋转圆柱电极方法的试验参数的计算公式中，旋转圆柱电极方法中流体对海底管道内壁面剪切力根据(式5)计算得出，
旋转圆柱电极方法中流体对海底管道内壁面剪切力的计算公式为：
式中：τ3为旋转圆柱电极方法中流体对海底管道内壁面剪切力，Pa；Re3为旋转圆柱电极方法中的雷诺系数；ρ3为旋转圆柱电极方法中的溶液密度，kg/m3；r2为旋转圆柱电极方法中的试样外表面到转动轴心的距离，m；ω2为旋转圆柱电极方法中试样的转速，rad/s。
例如：根据现场实际工况环境，实验溶液采用模拟现场离子成分进行配制，温度为60℃，CO2分压为0.5MPa，采用氮气补压至2MPa，可计算得出等效100Pa壁面剪切力对应的环路的流速应设置为23m/s，含水率为0.1％，为快速评价，采用的腐蚀速率测试方法为电感探针，可进行腐蚀速率的实时监测。
步骤E：根据缓蚀效率评价试验方法的试验参数，开展多组次不同壁面剪切力及不同缓蚀剂加注浓度下的缓蚀剂评价实验；
按照上述确定的参数，通过调节风机转速改变流速，通过调节水套加热温度调节实验温度，通过调节计量泵流量调节含水率以及缓蚀剂加注浓度，分别进行200ppm，300ppm，400ppm缓蚀剂浓度的实验，所得腐蚀速率分别为0.31mm/a，0.093mm/a以及0.036mm/a。
另考虑后续实际输送流速会有所变化，故又进行了10Pa，50Pa以及200Pa剪切力的实验，对应环路装置流速分别为3m/s，9m/s，33m/s，首先根据经验及100Pa工况下的实验结果，确定每个工况的第一个缓蚀剂加注浓度，若发现腐蚀速率高于0.1mm/a，则继续提高缓蚀剂加注浓度，若发现腐蚀速率低于0.1mm/a，且缓蚀剂加注浓度有进一步降低可能，则继续降低缓蚀剂加注浓度，直至腐蚀速率比较接近0.1mm/a为止。
步骤F：对缓蚀剂评价实验的结果进行处理，绘制缓蚀剂临界加注浓度图谱；
缓蚀剂临界加注浓度图谱的具体的绘制方法为：以未发生点蚀以及腐蚀速率小于0.1mm/a作为标准，选取每个壁面剪切力下满足要求的最低缓蚀剂浓度，以壁面剪切力为X轴，以缓蚀剂浓度为Y轴，绘制于二维坐标图上，并连成缓蚀剂临界加注浓度曲线。
根据上述实验结果，4个壁面剪切力工况下，腐蚀速率略低于0.1mm/a，且无局部腐蚀的加注浓度分别为：30ppm，150ppm，300ppm，2000ppm,根据该结果，将其绘制为如图2所示的缓蚀剂临界加注浓度图谱。
步骤G：根据缓蚀剂临界加注图谱，确定不同工况环境下的缓蚀剂加注浓度
根据该缓蚀剂临界加注图谱，通过调节加注浓度，该缓蚀剂可以满足现场服役工况需求，且通过该图谱，可确定不同流速、壁面剪切力工况下，缓蚀剂对应的合理加注浓度。
确定不同工况环境下的缓蚀剂加注浓度的方法为：根据缓蚀剂临界加注浓度曲线，确定实际海底管道中不同壁面剪切力下的保证缓蚀剂有效作用的最低加注浓度。
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
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