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        海上油田隔水導(dǎo)管腐蝕評估與防護修復(fù)技術(shù)

        2019-12-09 07:22:58孫東征
        腐蝕與防護 2019年11期
        關(guān)鍵詞:檢測

        孫東征

        (中國海洋石油有限公司,北京100010)

        老井槽重復(fù)利用是海上油氣田開發(fā)增產(chǎn)提效的重要手段,然而,由于固定式導(dǎo)管架生產(chǎn)平臺隔水導(dǎo)管生產(chǎn)年限長,并長期處于飛濺區(qū)和潮差區(qū),會因溫度及應(yīng)力環(huán)境等條件變化產(chǎn)生腐蝕,甚至?xí)霈F(xiàn)裂縫變形等,這嚴重影響著調(diào)整井的生命周期和井筒重復(fù)利用,并制約著側(cè)鉆技術(shù)的推進。因此,隔水導(dǎo)管腐蝕比較嚴重的油氣井被迫進行棄置或更換隔水導(dǎo)管[1-3]。

        鑒于隔水導(dǎo)管的腐蝕情況對于安全生產(chǎn)及后續(xù)鉆完井作業(yè)帶來的影響,針對潿洲某油田某平臺,本工作檢測了隔水導(dǎo)管的腐蝕情況、評價其剩余使用壽命并嘗試對其進行防護與修復(fù)。通過修復(fù)擱置多年的潿洲某老井隔水導(dǎo)管,形成了隔水導(dǎo)管腐蝕評估與防護修復(fù)技術(shù)體系,以期提高現(xiàn)有井槽資源的利用率,降低再使用風(fēng)險,對以前不能開采的油氣儲層或邊際油田也盡可能進行滾動開發(fā)利用[4-6],為海上其他油氣田類似老井再利用提供技術(shù)指導(dǎo)。

        1 試驗

        1.1 試樣及溶液

        試驗條件基于潿洲某油田某平臺,該平臺于1999年6月投產(chǎn),設(shè)計壽命25 a,至今已服役近20 a,平臺水面至底層甲板之間的隔水導(dǎo)管大部分都出現(xiàn)了不同程度的腐蝕,包括麻坑腐蝕及孔洞腐蝕。對該平臺部分隔水導(dǎo)管進行外觀檢測及測厚后,未見穿孔、開裂及結(jié)構(gòu)變形等重大缺陷[7-10],該油田隔水導(dǎo)管的技術(shù)參數(shù)見表1,銹蝕狀況見圖1。

        1.2 試驗方法

        針對潿洲油田平臺隔水導(dǎo)管銹蝕狀況,對隔水導(dǎo)管整體進行了腐蝕檢測。經(jīng)調(diào)研,目前可用于金屬隔水導(dǎo)管無損檢測的技術(shù)多種多樣,應(yīng)該首先對隔水導(dǎo)管進行腐蝕預(yù)估,包括腐蝕類型、位置、形狀等,利用一種或多種檢測方法進行腐蝕檢測,盡可能獲取更多的腐蝕信息,避免出現(xiàn)漏檢事故。幾種主流檢測技術(shù)的適用范圍和特點見表2。本次隔水導(dǎo)管的腐蝕檢測方案設(shè)計采用MsS長距離超聲導(dǎo)波腐蝕檢測技術(shù),如圖2所示[11-12]。具體檢測程序如下:

        表1 潿洲某油田平臺隔水導(dǎo)管的技術(shù)參數(shù)Tab.1 Technical parameters of the water conduit of an oilfield platform in Weizhou

        圖1 潿洲某油田平臺隔水導(dǎo)管銹蝕情況Fig.1 Corrosion of water conduit in an oilfield platform in Weizhou:(a)localized corrosion morphology;(b)macro corrosion morphology

        (1)以平臺艏向為基礎(chǔ),沿套管長度方向每隔2 m在圓周上均勻選取6個測厚點;

        (2)改變檢測頻率,磁化隔水導(dǎo)管同樣周長的鐵鈷條帶;

        (3)沿著管道環(huán)向?qū)㈣F鈷條用環(huán)氧樹脂膠貼在管道表面,等待其固化;

        (4)連接數(shù)據(jù)線和電纜線,進行檢測和數(shù)據(jù)采集。

        2 結(jié)果與討論

        2.1 南海西部隔水導(dǎo)管腐蝕現(xiàn)狀

        目前,南海西部已有6個平臺出現(xiàn)超期服役,生產(chǎn)超過10 a以上的平臺逐漸增多(目前已有14個),隔水導(dǎo)管腐蝕、帶壓隱患井逐漸出現(xiàn)。其中,潿洲11-4A/B平臺超期服役近8 a,目前已有21井次出現(xiàn)隔水導(dǎo)管泄漏,導(dǎo)致內(nèi)層套管腐蝕穿孔甚至斷裂;崖城13-1油田A4/A6井出現(xiàn)多層套管腐蝕斷裂;潿洲11-4C平臺超期服役近7 a,4口生產(chǎn)井基本無潛力,長期處于關(guān)井狀態(tài);潿洲11-4D平臺超期服役近10 a,多數(shù)井處于長期關(guān)井狀態(tài),存在井口設(shè)備和隔水導(dǎo)管表面腐蝕問題,多口井環(huán)空帶壓,見圖3。

        表2 主流檢測技術(shù)的適用范圍和特點Tab.2 Application scope and characteristics of mainstream detection technology

        圖2 導(dǎo)波監(jiān)測的示意圖Fig.2 Schematic diagram of guided wave monitoring

        圖3 潿洲11-4D平臺隔水導(dǎo)管的腐蝕及泄漏情況Fig.3 Corrosion and leakage of water condnit of 11-4D platform in Weizhou

        隔水導(dǎo)管在大氣區(qū)的主要腐蝕形式有涂裝失效、套管環(huán)板腐蝕、管卡接箍腐蝕以及局部腐蝕等,在隔水導(dǎo)管全浸區(qū)的腐蝕主要有水下緊固管卡失效、水下接頭腐蝕、微生物腐蝕以及犧牲陽極腐蝕等。海洋潮差區(qū)和飛濺區(qū)是主要腐蝕區(qū)域,隔水導(dǎo)管在此區(qū)域幾乎均會發(fā)生涂層失效和本體腐蝕,其中隔水導(dǎo)管的縱向腐蝕最普遍,也最嚴重。通常,服役4 a的平臺會發(fā)生涂層局部失效,隔水導(dǎo)管表面涂層在潮差區(qū)和飛濺區(qū)發(fā)生局部失效后,基體會迅速腐蝕形成鐵銹。當(dāng)平臺服役時間超過10 a,隔水導(dǎo)管在潮差區(qū)和飛濺區(qū)的腐蝕普遍加重,明顯有局部腐蝕痕跡[13-18];服役超過20 a,潮差區(qū)隔水導(dǎo)管表面的腐蝕銹層會重復(fù)出現(xiàn)沖刷→剝落→腐蝕→腐蝕產(chǎn)物積累→再次沖刷→剝落的情況。隔水導(dǎo)管在潮差區(qū)和飛濺區(qū)的腐蝕沒有明顯的方向性,一旦發(fā)生涂層失效和隔水導(dǎo)管腐蝕,均呈現(xiàn)所有隔水導(dǎo)管一起腐蝕。隔水導(dǎo)管焊接部分和接箍部分是腐蝕薄弱點,由于焊接點與隔水導(dǎo)管本體的晶相組織相差大,因此焊接點極易成為腐蝕薄弱點,因此服役超過10 a的隔水導(dǎo)管焊接位置,應(yīng)該進行相應(yīng)的腐蝕檢測。隔水導(dǎo)管在大氣區(qū)發(fā)生的點蝕多與方向有關(guān),處于日曬迎風(fēng)面的隔水導(dǎo)管,其外表面腐蝕明顯比其他位置的嚴重。

        2.2 隔水導(dǎo)管強度及壽命評估

        2.2.1 隔水導(dǎo)管腐蝕風(fēng)險評估方法建立

        針對油氣田井筒腐蝕風(fēng)險評估、管道腐蝕風(fēng)險評估有些方法體系,但目前還未形成隔水導(dǎo)管的腐蝕風(fēng)險評估方法[19]。通過借鑒井筒完整性評估方法,從腐蝕發(fā)生的位置和環(huán)境影響因素出發(fā),根據(jù)隔水導(dǎo)管腐蝕區(qū)域,綜合考慮腐蝕速度、腐蝕形態(tài)、腐蝕造成的危害、維修難度、技術(shù)經(jīng)濟性等因素,開展了腐蝕區(qū)域關(guān)鍵點分析,見圖4所示。

        按照年腐蝕速率和剩余強度原則,通過對腐蝕風(fēng)險引起的危害程度和腐蝕程度分級,對隔水導(dǎo)管回接處、接箍處、飛濺區(qū)、潮差區(qū)、大氣區(qū)、緊固管卡與隔水導(dǎo)管連接處、平臺上部套管環(huán)板處以及全浸區(qū)進行評估,建立了風(fēng)險等級評估圖版,見圖5,并將失效后果危害程度的等級分為3級。L1輕微后果、L2中等后果、L3嚴重后果;將腐蝕程度分為5級。E0無腐蝕、E1輕微腐蝕、E2中等腐蝕、E3嚴重腐蝕、E4失效。使用該方法對潿洲平臺18口井進行了安全評估,首先對技術(shù)套管進行試壓合格測試,30寸隔水導(dǎo)管與20寸技術(shù)套管(部分井為13-3/8寸技術(shù)套管)環(huán)空能夠承壓,密封有效,證明30寸隔水導(dǎo)管沒有發(fā)生E4級別的失效,然后通過目測、手動測厚及超聲波測試等多種方法,對該平臺隔水導(dǎo)管各區(qū)域腐蝕情況進行了普查分級,得到了各井隔水導(dǎo)管的腐蝕程度分級圖版,圖6為A-X-13井的風(fēng)險矩陣圖。

        [9]Charles Herman Heimsath, SurjitMansingh, A Diplomatic History of Modern India, Allied Publishers, 1971, p.241.

        2.2.2 結(jié)構(gòu)模型建立及載荷分析

        在風(fēng)險評估基礎(chǔ)上,對隔水導(dǎo)管進行強度建模型和靜力分析,并通過極限強度和渦激振動等方法對隔水導(dǎo)管的剩余安全使用年限進行了評估和預(yù)測。

        圖4 隔水導(dǎo)管在飛濺潮差區(qū)的防腐蝕關(guān)鍵點Fig.4 Key points for corrosion protection of water conduits in splash tidal zone

        圖5 腐蝕風(fēng)險評估的分級方法Fig.5 Classification method for corrosion risk assessment

        圖6 A-X-13井的風(fēng)險矩陣圖Fig.6 Risk matrix diagram of A-X-13 well

        根據(jù)隔水導(dǎo)管原始技術(shù)參數(shù)并參考原始詳細設(shè)計資料建立模型,將隔水導(dǎo)管放在平臺整體模型中進行分析,計算過程中,按導(dǎo)管架水平層(EL.-5.5 m)至底層甲板(EL.+19 m)的隔水導(dǎo)管壁厚均勻減薄10 mm計算,導(dǎo)管架水平層以下的隔水導(dǎo)管不考慮腐蝕,仍按設(shè)計尺寸校核。本次隔水導(dǎo)管強度分析主要考慮結(jié)構(gòu)自重及風(fēng)、浪、流等環(huán)境載荷,鉆井修井等工況不列入考慮范圍。隔水導(dǎo)管建模見圖7。

        2.2.3 靜力分析

        圖7 隔水導(dǎo)管建模Fig.7 Conduit modeling

        取8個模型計算方向,分別為0°、60°、90°、120°、180°、240°、270°、300°。環(huán)境載荷計算組合標(biāo)準(zhǔn)選取風(fēng)浪流極值條件組合為最不利組合,即極高水位選?。?.099 m,極低水位選?。?.48 m,最大波高14.3 m,最大波周期10.4 s,最大風(fēng)速46.9 m/s,海生物范圍從泥面處EL.-31.2 m至EL.+2.47 m,密度1.4 t/m3,海生物最厚取18 cm。逐漸加大隔水導(dǎo)管腐蝕量進行分析計算,結(jié)果表明:當(dāng)腐蝕量小于17.9 mm時UC值小于1,可以滿足風(fēng)浪流極值條件的隔水導(dǎo)管的穩(wěn)定性,但是需要預(yù)測其使用壽命。隔水導(dǎo)管各位置腐蝕后強度UC值計算結(jié)果見圖8。

        圖8 腐蝕量17.9 mm時隔水導(dǎo)管的UC值Fig.8 UC value of the water conduit corroded 17.9 mm

        2.2.4 壽命預(yù)測

        根據(jù)靜力分析計算結(jié)果,最小剩余壁厚允許值為25.4-17.9=7.5 mm,并按照套管后續(xù)的腐蝕均以此前19 a的平均速率發(fā)生,上述隔水導(dǎo)管剩余使用年限的計算結(jié)果見表3,得出腐蝕最嚴重的A-X-4井的剩余安全使用年限為4.6 a。

        表3 隔水導(dǎo)管的剩余使用年限Tab.3 Remaining service life of the water conduit

        2.2.5 渦激振動分析

        2.3 隔水導(dǎo)管防腐修復(fù)應(yīng)用

        針對鋼結(jié)構(gòu)浪花飛濺區(qū)腐蝕嚴重的特點,國內(nèi)采取的7大類腐蝕防護措施如表4所示。在大氣區(qū)適用的經(jīng)濟可行的涂料防腐技術(shù)不能應(yīng)用在浪花飛濺區(qū),這是因為其在浪花飛濺區(qū)的保護時間較短,費用過高,在浪花飛濺區(qū)應(yīng)采取復(fù)層保護法和新型涂料的方法。陰極保護與涂層技術(shù)相互互補、經(jīng)濟可行,在水下金屬結(jié)構(gòu)中可以廣泛應(yīng)用。南海西部油氣田各平臺隔水導(dǎo)管日常腐蝕維護包括底層甲板,5 a特檢包含水上結(jié)構(gòu)部分和水下結(jié)構(gòu)部分,不包括隔水導(dǎo)管飛濺區(qū)、潮差區(qū)重新噴涂涂層[20-25]。

        通過以上分析,并根據(jù)隔水導(dǎo)管強度及壽命評估結(jié)果,為滿足后期側(cè)鉆井生產(chǎn)年限要求,對潿洲該平臺制定了以包覆技術(shù)和涂層修復(fù)技術(shù)為主的隔水導(dǎo)管修復(fù)和防腐技術(shù)方案并進行了現(xiàn)場實施[26-30]。針對現(xiàn)場腐蝕最嚴重的A-X-4井,通過優(yōu)化防腐蝕方案,采用多重防護措施,對其進行了20 a防腐等級的修復(fù)處理,具體處理方案如下:

        (1)對隔水導(dǎo)管表面附雜物進行清理,采取手動打磨工具進行處理;

        (2)清除隔水導(dǎo)管表面防腐蝕層,采用厚漿型環(huán)氧底漆配合環(huán)氧玻璃鱗片漆清除隔水導(dǎo)管表面,粗糙度達到40~75μm,清潔度達到SSPC-SPI標(biāo)準(zhǔn)要求;

        (3)針對隔水導(dǎo)管表面存在的孔洞狀腐蝕坑,采用高強度、耐酸堿的黏性硅質(zhì)高分子材料進行填充,再進行表面油漆涂裝;

        (4)隔水導(dǎo)管涂抹防腐蝕層,在潮差區(qū)中下部安裝犧牲陽極陰極保護,在潮差區(qū)上部及飛濺區(qū)進行熱噴涂礦脂自憎水密封底漆,在底漆外部纏繞礦脂油性膠帶,最后在外部加裝訂制的整卷高密度聚乙烯護甲?,F(xiàn)場實施效果見圖9。

        3 結(jié)論

        (1)針對潿洲某油田平臺隔水導(dǎo)管腐蝕情況進行研究,引入了超聲導(dǎo)波腐蝕檢測技術(shù),并綜合應(yīng)用強度計算、壽命評估及防腐修復(fù)技術(shù)體系,對潿洲油田的5口隔水導(dǎo)管進行了修復(fù)。對腐蝕最嚴重的A-X-17井隔水導(dǎo)管(剩余使用壽命8 a),進行了防護年限達20年的修復(fù)處理,極大滿足了后續(xù)側(cè)鉆鉆井生產(chǎn)年限要求,提高了隔水導(dǎo)管利用率,降本顯著。

        表4 海洋鋼結(jié)構(gòu)物在浪花飛濺區(qū)的腐蝕防護措施Tab.4 Corrosion protection measures of marine steel structures in splash zone

        圖9 隔水導(dǎo)管的現(xiàn)場腐蝕防護處理Fig.9 Conduit corrosion protection treatment(a)paint operation,(b)sacrificial anode cathodic protection

        (2)隔水導(dǎo)管腐蝕評估與防護修復(fù)技術(shù)的實施,是對擱置多年的老井隔水導(dǎo)管修復(fù)的一次成功嘗試,使調(diào)整井作業(yè)、邊際油田的開發(fā)等在原來傳統(tǒng)做法不經(jīng)濟和不可操作的情況下變得經(jīng)濟可行,為海上其他油氣田類似老井再利用提供了技術(shù)指導(dǎo)。

        (3)建議對隔水導(dǎo)管做好腐蝕防護,視涂層狀況在規(guī)定年限內(nèi)對其進行整體徹底的涂層重建,并對腐蝕嚴重區(qū)域定期檢測,做好腐蝕量記錄,進而提供維護、保養(yǎng)或更換等決策支持,以確保勘探開發(fā)生產(chǎn)工作有序進行,降低作業(yè)成本,最大程度降低負面影響。

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