一种输送湿天然气海底管道顶部腐蚀的试验装置及方法与流程

本发明涉及一种输送湿天然气海底管道顶部腐蚀的试验装置及方法，属于湿天然气管道顶部腐蚀检测技术领域。

背景技术：

海底管道在海洋油气资源的输送中起着举足轻重的作用，当输送湿天然气时，天然气的凝析水必然会对海底管道产生腐蚀，发生腐蚀的主要部位包括：管道底部腐蚀和顶部腐蚀。

湿天然气顶部腐蚀(tlc)是指湿气管线生产和输送中，水蒸气经过内外温差较大的管道时，在管道顶部产生凝析水；或是由于多相流中流速不稳、流态发生变化等原因造成的底部液滴的飞溅，在顶部及内壁上形成的一层较薄的液膜。此时，若管线中酸性气体(h2s、co2)和挥发性的腐蚀介质(乙酸)溶于凝析水中，并聚集在管道顶部，从而造成的腐蚀现象。

海底管道顶部腐蚀常一般发生在进气温度高、管线内外存在温差、绝热层的破坏段等发生快速热交换的管段。它较普通的管道底部腐蚀有很多不同之处：管道顶部形成的液膜薄，腐蚀性物质通过金属表面的水膜比通过体相溶液要容易的多；阳极反应可能会受到抑制，腐蚀产物对反应的影响很大，常规缓蚀剂对管道顶部腐蚀无效，液膜厚度的变化对腐蚀反应的影响更大。这就使得顶部腐蚀更为局部化且随时间而变化，反应过程也就更为复杂。

根据文献报导：第一次发现管道顶部腐蚀(tlc)是在1960年法国lacq油田的一段酸性气体穿越管线中，在管内层流的情况下，顶部较底部发生了严重的腐蚀。此后，随着顶部腐蚀不断地被发现，国内外的学者和企业开始对其进行研究。主要是机理方面：包括湿气温度、冷凝率对顶部腐蚀的影响，研究了不同的外保温层和缓蚀剂以及腐蚀产物的成膜机理。

近几年，利用高压反应釜、循环流动装置等对酸性环境下顶部腐蚀机理，特别是含h2s、co2、有机酸、乙二醇环境下的腐蚀情况进行了大量研究。但是无论采用何种方法，都很难准确评价湿天然气的在内外温差变化较大情况下，凝结水量与挂片表面水质的动态变化，常见的试验装置如图1和图2所示。上述检测管道顶部腐蚀装置的主要问题是：管道内外部温差很难控制，不能确保湿天然气中的水分在预订部位冷凝；挂片接触面积太小，不能反映局部腐蚀形貌；冷凝水的收集与腐蚀面积并不是完全对照的关系。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种输送湿天然气海底管道顶部腐蚀的试验装置，用于缓蚀剂抑制顶部腐蚀效果评估及发生顶部腐蚀试验条件的测定。

本发明所提供的输送湿天然气海底管道顶部腐蚀的试验装置，包括外管、内管和进气管；

所述内管设于所述外管内，所述内管外壁面上布置有若干挂片，且所述内管的外壁面上未布置所述挂片的部位包覆绝热疏水环氧树脂，确保在低温条件下，只有所述挂片表面凝结湿天然气中的水蒸气，所述挂片尺寸应该在实验前准确测量；

所述外管内于所述挂片的下部设有接液器，所述接液器的液体出口延伸至所述外管外；

所述进气管的气体入口位于所述外管外，气体出口延伸至所述外管内，且连接一旋流管，所述旋流管的冷凝水出口位于所述外管外。

所述挂片的材质可为碳钢(x52、x65、x70等)、不锈钢(316l)等；

至少布置5个所述挂片。

所述挂片可通过环氧树脂固定于所述内管外壁面上。

所述接液器优选为接液漏斗。

所述内管优选为一u形管；

所述外管上于所述挂片和所述接液器的位置相应处设有一可视窗口，可通过所述可视窗口观察试验过程。

本发明试验装置可用于测定输送湿天然气海底管道顶部腐蚀速率、评价缓蚀剂的缓蚀效果和测定单位面积冷凝水量。

本发明还提供了一种输送湿天然气海底管道顶部腐蚀的测定方法，包括如下步骤：

s1、启动冷却系统，将冷却液通入所述试验装置中的所述内管，并进行循环，通过进出口温度计检测其换热效果；

s2、将干气体通入盐水后输入至所述进气管，然后通过所述旋流管脱出携带的冷凝水，经过脱除冷凝水后的湿气进入所述外管内，经所述挂片表面冷却后，部分水蒸汽析出，经过水蒸气凝结、吸附和脱附平衡，脱附的冷凝水所述接液器收集；

s3、试验结束后，取出所述挂片，并计算所述挂片的失重，根据下式得到挂片的腐蚀速率：

挂片腐蚀速率＝失重/(挂片密度×暴露表面积×时间)，单位为mm/a。

上述的测定方法中，所述干气体为co2和n2的混合气体，根据实验比例进行配气；

所述盐水可为不同矿化度的模拟地层水，矿化度可为100～35000mg/l。

上述的测定方法中，测定所述接液器收集的凝析水的重量，根据下式得到挂片凝析水量：

挂片凝析水量＝(底部收集凝析水量)/(冷却管总表面积×时间)×挂片接触水的面积与冷却管总表面积的比值，单位为mg/cm².min。

上述的测定方法中，

测定所述挂片表面上的坑深，根据下式得到点蚀速率：

点蚀速率＝坑深/时间，单位为mm/a。

上述的测定方法中，所述接液器收集的凝析水用于检测铁离子、碳酸根离子和/或醋酸根离子；

测试后的湿气直接排空或进入经过湿气压缩机循环使用。

所述盐水中含有缓蚀剂，具体可为本领域常规的缓蚀剂，可用于测定所述缓蚀剂的缓蚀效果。

本发明具有如下有益效果：

1、可以评价湿天然气管道中顶部冷凝水对管道底部腐蚀倾向；

2、可以评价湿天然气不锈钢管道的点蚀倾向；

3、评价气相缓蚀剂在冷凝水中的防腐效果；

4、腐蚀凝析水中铁离子含量，估算金属腐蚀速率；

5、挂片失重计算平均腐蚀速率；

6、景深三维显微镜检测点蚀速率；

7、根据凝析水量估算湿气含水率，测试水中的离子组成。

附图说明

图1为现有外部带冷却盘管的tlc检测装置的实物图。

图2为现有玻璃试验釜测试tlc的装置的实物图。

图3为本发明试验装置的主题图。

图4为本发明试验装置的俯视图。

图中各标记如下：

1内管、2外管、3挂片、4观察窗口、5旋流管、6液相出口、7接液漏斗、8冷凝水出口。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明，但本发明并不局限于以下实施例。

如图3和图4所示，本发明提供的输送湿天然气海底管道顶部腐蚀的试验装置，包括外管2、内管1和进气管。内管1为一u形管，设于外管1内，出口和入口均位于外管2外。内管1的外壁面上共布置有6个挂片3，且内管1的外壁面上未布置挂片3的部位包覆绝热疏水环氧树脂，确保在低温条件下，只有挂片3表面凝结湿天然气中的水蒸气，挂片3的尺寸应该在实验前准确测量。外管2内于挂片3的下部设有接液漏斗7，接液漏斗7的冷凝水出口8延伸至外管2外。进气管的气体入口位于所述外管外，气体出口延伸至外管2内，且连接旋流管5，旋流管5的液相出口(冷凝水出口)6位于外管2外，旋流管5用于脱出试验干气体携带的冷凝水。

外管2上于挂片3和接液漏斗7的位置相应处设有一可视窗口4，可通过可视窗口观察试验过程。

利用本发明试验装置能够进行湿天然气海底管道发生顶部腐蚀的测定试验，用于缓蚀剂抑制顶部腐蚀效果评估及发生顶部腐蚀试验条件的测定，具体可按照下述步骤进行：

启动冷冻系统，将冷却液通入内管1，实现冷却液循环，通过进出口温度计检测其换热效果。

将实验干气体(co2和n2的混合气体)通过含缓蚀剂的含盐水然后进入旋流管5脱除携带的冷凝水。经过脱除冷凝水的湿气直接进入装置的外管2。湿气经过内管上挂片3表面冷却后，部分水蒸汽析出，经过水蒸气凝结，吸附和脱附平衡，脱附的冷凝水被挂片3下面的接液漏斗7收集，收集的冷凝水用于开展铁离子、碳酸根离子、醋酸根离子的检测。经过测试的湿气直接排空或进入经过湿气压缩机循环使用。

本发明试验装置发生顶部腐蚀的过程如下：当实验气体经过旋流脱水后，天然气已经不含液态水。不含液态水的混合气体经过冷凝管后，气态水在低温条件下转变为中液态凝析水在挂片表面凝结，与co2气体作用下发生电化学腐蚀，腐蚀产物中的铁离子溶解于凝析水中，挂片发生电化学腐蚀。

称量挂片失重及测量坑深，然后根据下式进行计算：

挂片凝析水量(mg/cm².min)＝(底部收集凝析水量)/(冷却管总表面积×时间)×挂片接触水的面积与冷却管总表面积的比值；

挂片腐蚀速率(mm/a)＝失重/(挂片密度×暴露表面积×时间)；

点蚀速率(mm/a)＝坑深/时间。