依据GD09-2022《在役海底管谈系统进修指南》要求,关于输油或混输管谈,一般情况下宜每隔3个月检测通球的里面结垢、结蜡、砂千里积、积液、含水、CO2分压或H2S含量等。自然气、水、油、清管产物等海底管谈系统的流体组分检测频率不宜率先1 a。腐生菌、硫酸盐收复菌和Fe2+等的检测频率不宜率先6个月。而关于海底管谈系统的封存与重启前后的检测,应按照最近一次年度/换证进修的范围进行。其中与内腐蚀干系的检测包括海底管谈系统的运事业态参数、流体组分数据、通球纪录数据、腐蚀监测数据、化学药剂评价数据,详见表1。
表 1 海底管谈封存与重启前后的检测内容
Table 1. Inspection content before and after sealing and restarting of submarine pipeline
序号
查抄内容
查抄明细
1
运事业态参数
进口与出口的压力和温度；流量和流速；密度、pH和含水量等
2
流体组分数据
油、自然气、水、清管产物等
3
通球纪录数据
结垢、结蜡、砂千里积、积液、含水、CO2分压或H2S含量等
4
腐蚀监测数据
腐蚀挂片、电阻探针、旁路监测、腐生菌、硫酸盐收复菌和Fe2+、缓蚀剂注入量
海管的清出物来源于管谈封存时引入的杂质以及封存期间产生的腐蚀产物。穆承广等[1]测试了原油管谈清出物的因素,着力标明原油管谈清出物中的机械杂质和蜡的含量高于管输介质,证实机械杂质和蜡比胶质和沥青更易于在管输过程中千里积。柳鹏等[2]对南海某油田的海管清出物进行分析,着力标明清出物主要由FeCO3等腐蚀产物以及SiO2、CaCO3等垢构成。YUAN等[3]磋商了X65级原油管谈短时刻发生严重局部腐蚀的原因,从清管固体和管内溢出的居品/千里积物中检测到大批硫酸盐收复菌（SRB）,大批SRB的附着和千里积物（如二氧化硅、碳酸钙、碳酸亚铁和油泥）的形成会导致千里积物下的微生物腐蚀,最终导致显耀的局部腐蚀。COTE等[4]测试了“清管”功课残渣的因素,着力标明,与油田现场获得的羼杂水比拟,东谈主工海水更具腐蚀性,清管碎片中的细菌在东谈主工海水中的滋长优于在油田现场获得羼杂水中。清管碎片中的细菌群落变调了试样在东谈主工海水中的电化学性能,导致试样的自腐蚀电位（Ecorr）增多和极化电阻（Rp）缩小。这是因为,使用东谈主工海水时,细菌万般性缩小,通盘着力中波及的细菌主若是SRB和一些梭状芽孢杆菌类细菌。
南海某海底管谈因为海洋平台大修而封存停产,按照复产历程,需要进行清管处理。清管功课前后的腐蚀因子监测与分析八成反馈管谈的腐蚀情状,也会对海管的腐蚀防控贬责产生领导性的作用。比拟于原油运输管谈,高含井水封存的管谈由于介质、流速、温度等运行参数存在离别,检测内容和检测方法也不尽疏浚。笔者对封存重启后海管的CO2、H2S、熔化氧、细菌、总铁等腐蚀因子的含量进行现场检测,并与封存前的进行对比分析。检测使命有助于评估封存期间海管里面环境的变化,以及这些变化对管谈材料可能产生的影响。通过对比分析,不错实时发现潜在的腐蚀风险,掂量管谈的腐蚀速率和趋势,从而为制定合理的珍惜计谋和防腐蚀步调提供科学依据。
1. 推行
1.1 熔化氧含量测试
承袭检测管法测试介质的熔化氧含量。将待测介质导入并充满测试分离器后,掀开测试分离器顶部阀门握续排液1~2 min；关闭悉数阀门,静置1~2 h；取一个100 mL烧杯,用取样管相接测试分离器的水出口,取样管的另一端伸入烧杯至烧杯底部；渐渐掀开测试分离器出水口阀门,适度水流速率,要求莫得气泡产生,让水样充满烧杯,并握续溢流1~3 min；保握阀门常开,握续溢流,取合适量程的熔化氧检测管,将检测管易撅断的顶端伸至烧杯,在水样握续流动且莫得气泡的情况下,将检测管顶端按压至烧杯底部将其撅断,让水样自动充满检测管；快速将检测管拿出,与圭臬比色卡对比,读出熔化氧读数；平行操作3次,取最小值为本次熔化氧含量监测着力。
1.2 总铁含量测试
承袭检测管法测试总铁含量。取一洁净的取样瓶,滴入1 mL盐酸溶液（盐酸与水的体积比为1∶1）备用；掀开取样点阀门,以恒定流量握续排放3 min以上；佩戴好防烫手套,使用预加酸的取样瓶取样100 mL；取样完成后,密封/飘摇使取样瓶内酸液透彻羼杂；将合适量程的总铁含量测试管伸入滤液中,在烧杯底部将检测管尖部撅断；对比圭臬比色卡,读出总铁含量。
1.3
按圭臬气体相聚要津进行待测气体的网罗使命,使用检测管法进行测试。每次测量之前,行使现场无缺的监测管测试抽气泵是否漏气。每每情况下,漏气进修需要握续1 min。选拔一个八成碰巧涵盖现场预期CO2、H2S含量的检测管量程。当着色长度率先量程一半时,视为数据精准可靠。将测试管的首尾顶端分离,然后将其插入泵内,不雅察管上的流向教导。使用软管将测试管进口与采气袋相接,测试管出口与采气泵相接。按测试管的额定冲程数进行进样检测,将管从泵上取下,立即读出CO2、H2S含量,同期纪录气体温度和压力。
1.4 细菌测试
细菌测试承袭绝迹稀释法,行将待测水样用无菌打针器定量逐级打针到测试瓶中,进行接种稀释,在实验室中进行培养。凭据细菌瓶阳性反应和稀释的倍数,蓄意细菌的数量。
取样点在海底管谈的收支口,细菌测定承袭二次重迭法,起原将培养瓶排成一组、并步骤编号。如测铁细菌时,应先用无菌打针器折柳向测试瓶中加入0.3~0.5 mL教导剂；将细菌瓶的瓶塞保护膜揭去,并用70%（质地分数,下同）酒精溶液消毒；用无菌打针器取1 mL水样,注入一号瓶内,充分飘摇；用另一支打针器从一号瓶内取1 mL水样,注入到二号瓶内,充分飘摇；再更换一支无菌打针器,从二号瓶内取1 mL水样,注入到三号瓶内,充分飘摇；步骤类推,一直稀释到终末一瓶（凭据细菌含量决定稀释瓶数,一般稀释到七号瓶）。把上述测试瓶放入恒温培养箱,培养温度适度在现场水温正负1 ℃范围内,7 d后读取SRB、腐生菌（TGB）和铁细菌（FB）的含量。取另一组细菌瓶,进行相同的操作,看成平行样品。SRB瓶中液体变黑或有玄色千里淀,即示意有SRB。TGB瓶中液体变棕色,即示意有TGB。FB瓶中液体变玄色或胶体千里淀,即示意有FB。
凭据表2滋长见解与菌量的关系,查出对应类似值,再乘以数量见解第一位数的稀释倍数,可蓄意细菌数量。
表 2 稀释法二次重迭菌量计数表
Table 2. Dilution method secondary repetitive bacterial count table
滋长见解
菌量/（个·mL-1）
滋长见解
菌量/（个·mL-1）
滋长见解
菌量/（个·mL-1）
000
0.0
110
1.3
211
13.0
001
0.5
111
2.0
212
26.0
010
0.5
120
2.0
220
25.0
011
0.9
121
3.0
221
70.0
020
0.9
200
2.5
222
110.0
100
0.6
201
5.0
101
1.2
210
6.0
菌量的蓄意旨趣如下：凭据莫得滋长的最低稀释度与出现滋长的最高稀释度,承袭“最大偶然数”表面,不错蓄意样品单元体积中细菌数的类似值。即菌液经屡次10倍稀释后,一定量的菌液中细菌不错极少或无菌,然后每个稀释取2次重迭接种于顺应的液体培养基中。培养后,将有菌液重迭滋长的终末3个稀释度（即临界级数）中出现细菌滋长的瓶数看成数量见解,从菌量计量表上查出对应的类似值,再乘以数量见解第一位数的稀释倍数,即为原菌液中的含菌量。二次重迭法菌量蓄意示例见表3。
表 3 二次重迭法菌量蓄意示例
Table 3. Example of bacterial count calculation using secondary repetition method
示例
长菌不雅察
滋长见解
含菌量/（个·mL-1）
1号瓶
2号瓶
3号瓶
4号瓶
5号瓶
0级
1级
2级
3级
4级
1
√√
√√
××
××
××
200×101
2.5×101
2
√×
× ×
××
××
××
100×100
0.6×100
3
√√
√×
√×
√×
××
212×100
20×100
2. 着力与照拂
2.1 熔化氧含量
由图1可见：A海管封存时熔化氧质地浓度为49 μg/L,重启后熔化氧质地浓度为35 μg/L；B海管封存时熔化氧质地浓度为38~40 μg/L,重启后熔化氧质地浓度为35 μg/L；C海管封存时熔化氧质地浓度为45~59 μg/L,重启后熔化氧质地浓度为28~40 μg/L。
图 1 海管重启前后的熔化氧含量
Figure 1. Dissolved oxygen content before and after restarting the subsea pipeline: (a) pipeline A; (b) pipeline B; (c) pipeline C
运输油气的管谈里面每每属于厌氧环境,O2主要来源于注入化学药剂时佩带混入,当注入的药剂未充分除氧时更容易将O2带入管谈系统。熔化氧在极小浓度的情况下也可导致严重的腐蚀。如果存在熔化的H2S和CO2,即使痕量的熔化氧也会变成剧烈腐蚀。金属为阳极,阳极过程为金属的氧化作用,阴极过程主要为氧的去极化作用。两种反应产生的Fe2+和OH-进一步联接为Fe(OH)2,在湿气的环境中可进一步反应生成Fe(OH)3,在加热的情况下Fe(OH)3领悟。反应过程见式（1）~（4）。
(1)
(2)
(3)
(4)
以上反应不停进行,管壁被氧腐蚀,腐蚀产物千里积于管体外名义形成锈垢,最终名义形成许多凹坑。
2.2 总铁含量
由图2可见：总体来说海管重启后的总铁含量高于封存前,标明管谈内存在微弱腐蚀。总铁指单质铁、Fe2+和铁化物千里积的总额[5]。当海管内壁透露于腐蚀环境中时,腐蚀介质与铁发生反应,铁起原被氧化成Fe2+,继而在水中被氧化成Fe3+[6]。
图 2 海管重启前后的总铁含量
Figure 2. Total iron content before and after restart of the subsea pipeline: (a) pipeline A; (b) pipeline B; (c) pipeline C
2.3 CO2含量
A海管运行压力为1.5 MPa,由图3可见：海管封存前下岸CO2体积分数为7%~12%, CO2分压为0.10~0.18 MPa迪士尼彩乐园ⅲ怎么样。上岸CO2体积分数为9%~12%, CO2分压为0.10~0.13 MPa。海管重启后下岸CO2体积分数为0,下岸CO2体积分数为0~5%, CO2分压为0~0.07 MPa。
图 3 海管重启前后的CO2体积分数
Figure 3. CO2 volume fraction before and after restart of the subsea pipeline: (a) pipeline A; (b) pipeline B; (c) pipeline C
B海管运行压力为1.2 MPa,由图3可见：海管封存前下岸CO2体积分数为7%~9%, CO2分压为0.08~0.10 MPa。上岸CO2体积分数为7%~8%, CO2分压为0.08~0.09 MPa。海管重启后下岸CO2体积分数为0,下岸CO2体积分数为0~5%, CO2分压为0~0.06 MPa。
C海管运行压力为0.5 MPa,由图3可见：海管封存前下岸CO2体积分数为20%~40%, CO2分压为0.10~0.20 MPa。上岸CO2体积分数为25%~40%, CO2分压为0.12~0.20 MPa。海管重启后下岸CO2体积分数为0,海管重启后下岸CO2体积分数为10%~12%, CO2分压为0.05~0.06 MPa。
CO2腐蚀是海底管谈内腐蚀的最伏击体式,亦然油气田分娩中管材腐蚀失效的主要原因之一。一般来说,干燥的CO2对碳钢莫得腐蚀性或腐蚀性极微弱。CO2气体溶于水形成H2CO3,会变成运输管线严重的内腐蚀[7]。CO2腐蚀最典型的特征是局部点蚀、癣状腐蚀和台地状腐蚀,其中台地状腐蚀的腐蚀穿孔率很高,腐蚀速率每每可达3~7 mm/a[8]。骨子运行发现,油气田中的CO2腐蚀多处于多相流介质环境中,时常弘扬为全面腐蚀和局部腐蚀共同出现。碳钢的CO2腐蚀是一系列化学反应过程、电化学反应过程和传质过程相互影作用的着力,FeCO3每每是最终的主要腐蚀产物,碳钢名义保护性腐蚀产物膜的形成,不错显耀缩小碳钢的CO2腐蚀速率,但一朝腐蚀产物膜被流体碎裂,则会引起严重的局部腐蚀[9-10]。
多相流介质中的CO2腐蚀波及电化学、流膂力学、腐蚀产物膜形成的能源学等鸿沟,影响因素好多,主要环境因素包括温度、CO2分压、H2S含量、水介质构成、pH、流速、原油特质等。CO2腐蚀一般跟着CO2分压的增多或pH缩小而加重。
一般情况下,CO2分压高于0.21 MPa时会出现腐蚀,在0.021~0.21 MPa时可能出现腐蚀,低于0.021 MPa时腐蚀不严重[11]。海管A、B和C在封存前和重启后的CO2分压均低于0.021 MPa,即CO2腐蚀微弱。
2.4 H2S含量
由图4可见：A海管封存前下岸H2S质地浓度为22~ 60 mg/L, H2S分压为0.03~0.09 kPa；上岸H2S质地浓度为32~59 mg/L质地浓度,H2S分压为0.04~0.08 kPa。海管重启后上岸H2S质地浓度为0,下岸H2S质地浓度为0~10 mg/L, H2S分压为0~0.01 kPa。
图 4 海管重启前后的H2S质地浓度
Figure 4. H2S concentration before and after restart of the subsea pipeline: (a) pipeline A; (b) pipeline B; (c) pipeline C
B海管封存前下岸H2S质地浓度为8~10 mg/L, H2S分压为0.009~0.012 kPa；上岸H2S质地浓度为9~22 mg/L, H2S分压为0.010~0.026 kPa。海管重启后上岸H2S质地浓度为0,下岸H2S质地浓度为0~10 mg/L, H2S分压为0~0.012 kPa。
C海管封存前下岸H2S质地浓度为10~60 mg/L, H2S分压为0.005~0.03 kPa。海管封存前上岸H2S质地浓度为20~58 mg/L, H2S分压为0.010~0.029 kPa。海管重启后上岸H2S质地浓度为0,下岸H2S质地浓度为0~12 mg/L, H2S分压为0~0.006 kPa。
由图4可见,A、B、C海管重启后下岸的H2S质地浓度较重启前有显耀下落,上岸的H2S质地浓度均为0,这标明海管封存期间选定的防腐蚀步调是有用的。这收成于多种防腐期间的抽象应用和严格的贬责步调,这些步调不仅缩小了硫化氢的浓度,还晋升了管谈的举座耐腐蚀性能,确保了海管的安全和可靠性。
少许H2S会与其他环境因素,如温度、流速、CO2分压等发生交互作用,通过影响腐蚀产物膜的因素、结构以及完整性,对腐蚀时势和腐蚀速率产生影响。H2S分压在不同范围内对腐蚀速率有着不同的影响趋势,跟着H2S分压自0增多至0.01 kPa,腐蚀速率先从1.5 mm/a下落至0.3 mm/a,当H2S分压为0.01~10 kPa时,腐蚀速率基本约为0.3 mm/a,延续增大H2S分压,腐蚀速率延续升高至1.5 mm/a。跟着H2S分压的升高,腐蚀速率总体呈先下落、保握强壮、再高涨的趋势[12]。
ISO 15156 / NACE MR0175《油田诱骗抗硫化物应力开裂金属材料》规则,影响硫化物应力腐蚀开裂（SCC）的因素有材料性能、硫化氢分压、原位pH、温度、应力等。凭据ISO 15156圭臬中的干系要求,当硫化氢分压小于0.3 kPa时,碳钢压力容器和管谈不推敲SSC或其风险较低。但是,焊合后的焊缝熔合区和热影响区具有高的残余应力,这增多了其对SSC的敏锐性。每每对用于湿硫化氢环境的材料,跟着屈服强度的升高,临界应力和屈服强度的比值下落,即应力腐蚀敏锐性增多。
在其他环境参数疏浚的情况下,材料对SSC的敏锐性随H2S含量的增多而增大[13],并在填塞H2S溶液中达到最大值。ISO 15156 / NACE MR 0175圭臬将H2S SCC的环境尖刻性分红四个区域,0区即在该环境选拔使用的材料每每不需要选定驻扎步调,但是在此区域有些因素可能会影响材料的性能,如对SSC敏锐性高的材料可能开裂；材料的物理和冶金性能会影响其本人的抗SSC性能；应力连合会增多SSC风险。
2.5 细菌含量
海管重启前后的细菌含量如图5所示。凭据SYT 5329-2012《碎片岩油藏注水水质推选见解及分析方法》中对SRB的要求,水中的SRB含量不大于25个/mL。但骨子检测着力标明,C海管重启后的SRB、TGB和FB含量均达到1 000个/mL,已达到油田一管一策所要求的细菌预警上限。可见海管在静态的高含井水中封存后,运行出现菌落繁衍。
图 5 海管重启前后的细菌含量
Figure 5. Bacterial content before and after restart of the subsea pipeline: (a) pipeline A; (b) pipeline B; (c) pipeline C
SRB属于厌氧菌,该菌类由于生物的催化作用,会使腐蚀过程的阴极去极化反应得以顺利进行。在缺氧的条目下,金属腐蚀的阴极反应是氢离子的收复,但氢活化过电位高,阴极上只被一层氢原子隐敝,而硫酸盐收复菌却把氢原子糟践,通盘反应见式（5）~（10）,
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
FB八成通过其代谢行为将熔化的Fe2+氧化为Fe3+,这一过程中产生的Fe(OH)3千里淀不错形成千里积物,导致垢下腐蚀。这种氧化作用不仅八成糟践保护金属的钝化层,还可能在局部区域形成电化学活性各异,促进腐蚀电板的形成。
TGB八成在金属名义形成生物膜,这些生物膜不错看成其他微生物如硫酸盐收复菌和铁细菌的附着基地,促进微生物群落的缔造和腐蚀过程的进行。TGB在金属名义形成的生物膜可能导致局部氧浓度的各异,形成氧浓差电板,这种电板效应会加快金属的腐蚀。TGB的代谢行为可能产生腐蚀性物资,如有机酸,这些物资不错缩小金属名义的pH,增多腐蚀速率。
骨子情况下,三者会发生协同腐蚀作用,举例FB可能与其他类型的微生物如SRB存在协同作用,共同加快金属的腐蚀。举例,FB产生的Fe3+不错被SRB用作电子受体,加快SRB的代谢行为,从而增多腐蚀。TGB产生的有机酸不错为SRB提供必要的养分,促进SRB的滋长和代谢行为,进而增多腐蚀。
3. 论断
海管封存液的熔化氧均相宜要求,与封存时熔化氧含量比拟无彰着变调。海管封存液的总铁与封存前比拟稍有高涨。海管封存液的H2S、CO2浓度,与封存前比拟有所下落。3条海管均存在细菌,其中C海管收球后的SRB为1 000个/mL, TGB为1 000个/mL, FB为1 000个/mL,标明海管在静态高含井水中封存后出现了菌落的繁衍。忽视对封存后的海管进行清管和杀菌处理。
著作来源——材料与测试网迪士尼彩乐园怎么下载