程遠鵬 李自力 王菲菲 白 雪 張宏陽

(1. 中國石油大學儲運與建筑工程學院；2．長江大學石油工程學院)

近年來，隨著CO2驅油工藝的發(fā)展，集輸管道因CO2腐蝕造成的井口裝置失靈、閘門絲桿斷裂、油套管穿孔及集輸管道爆破等問題日益突出，腐蝕損失約占石油石化行業(yè)總產值的6%左右[1]。由此油氣集輸管道的內腐蝕問題已引起現(xiàn)場工作人員和有關防腐科研人員的廣泛重視，集輸管道的內腐蝕機理研究日益成為研究的熱點和重點[2]。

集輸管道輸送的介質一般為氣、水、烴、固共存的多相流介質，總礦化度較高，易形成水垢的離子多，還有溶解氧、二氧化碳及硫化物等腐蝕性介質和大量的SRB、TGB細菌和泥沙，由于所含介質的腐蝕性，加上多相流動的特殊性，多相流集輸管道的內腐蝕規(guī)律非常復雜[3]。國內外研究表明，在油氣田集輸系統(tǒng)的腐蝕失效中，70%的失效歸因于CO2，CO2己成為集輸管道腐蝕的主要因素[4]。為了有效地控制和消除CO2對集輸管道的腐蝕，有必要對這種腐蝕的發(fā)生、發(fā)展趨勢和規(guī)律進行預測和研究[5]。

鑒于此，筆者結合實際集輸管道運行工況，使用OLGA軟件建立了輸氣集輸管道CO2腐蝕模型，計算了集輸管道的腐蝕速率，總結了集輸管道的CO2腐蝕特性，并與輸氣集輸管道現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)進行對比驗證。

1 腐蝕模型的建立

OLGA軟件可以模擬預測油氣井、集輸管道和其他油氣設備中油、氣、水多相流狀態(tài)下的清管、流型流態(tài)、積液及腐蝕等情況，被普遍認為是模擬結果較為準確的瞬態(tài)軟件[6]。OLGA軟件被廣泛應用在油氣工程建設和運行模擬中，計算結果被世界多家大型石油公司認可。

1.1集輸管道參數(shù)

為了使預測結果更貼近實際，筆者使用的數(shù)據(jù)選自某濕氣集輸管道參數(shù)，CO2體積比從0.5%到5.0%不等，除CO2外，管道內的濕氣成分見表1。

表1 集輸管道的氣體組成 %

以水在總組分中的質量分數(shù)為數(shù)據(jù)基礎，濕氣集輸管道內介質含水量變化見表2。

表2 濕氣集輸管道的含水量(質量比) %

管道運行參數(shù)如下：

管道長度 8km

入口壓力 5MPa

溫度 35℃

管道規(guī)格φ245mm×8mm(內徑229mm)

管道壁厚 8mm

管道材料 碳鋼

碳鋼密度 7 850 kg/m3

碳鋼導熱系數(shù) 50W/m·K

碳鋼比熱 485J/(kg·℃)

外防腐層 聚乙烯

聚乙烯厚度 3mm

聚乙烯密度 960kg/m3

聚乙烯導熱系數(shù) 0.12W/m·K

聚乙烯比熱 1 675J/(kg·℃)

利用軟件自帶的網(wǎng)格劃分功能，沿管長方向將總長8km的管道劃分為10段，劃分好的管道參數(shù)見表3。

表3 管道分段劃分參數(shù)

注：橫坐標x為各管段距起點的距離，縱坐標y為管道高程。

1.2集輸管道CO2腐蝕預測模型

OLGA軟件可以預測集輸管道在油、氣、水三相流動時的 CO2腐蝕速率。主要應用的腐蝕模型是Norsok模型、De Waard 95模型和IFE TOL模型。其中IFE模型用來計算濕氣集輸管道的頂部腐蝕速率。Norsok模型是根據(jù)低溫實驗數(shù)據(jù)和100℃以上的高溫現(xiàn)場數(shù)據(jù)而建立的經驗模型，該模型適用的溫度范圍是5～150℃，CO2分壓大于0.01MPa。在100～150℃之間預測的結果比半經驗模型De Waard 95更接近實際腐蝕速率，它在預測材料的均勻腐蝕速率方面做得很好[7]。這一模型已成為目前國內外在抗CO2腐蝕選材和腐蝕裕量確定時的一個重要標準。鑒于此，筆者建立的集輸管道CO2腐蝕預測模型基于Norsok模型。

根據(jù)實際集輸管道為無分支管、考慮傳熱現(xiàn)象，在進出口壓力、溫度及流量等參數(shù)已知的條件下，使用OLGA軟件建立集輸管道簡化模型如圖1所示。

圖1 OLGA中建立的集輸管道模型

2 各因素對集輸管道CO2腐蝕速率的影響

2.1CO2分壓對腐蝕速率的影響

從模擬結果(圖2)可以看出，當 CO2分壓小于0.2MPa時，腐蝕速率較??；而當CO2分壓大于0.2MPa時，腐蝕速率急劇增大。CO2分壓對材料的腐蝕速率有較大的影響，在較低的溫度下(T<60℃)，材料表面難以形成保護性腐蝕產物膜，隨著CO2分壓的增大，CO2溶解度也逐漸增大，腐蝕速率急劇增加。

圖2 不同含水量下腐蝕速率隨

2.2含水量對腐蝕速率的影響

圖3為腐蝕速率隨含水量的變化規(guī)律。從圖中可以看到，輸氣集輸管道的腐蝕速率幾乎不隨含水量的變化而變化，而且這種趨勢隨著CO2分壓的增大變得明顯。原因是輸氣管道中含水量本來就比較少，含水量的少量增加對腐蝕影響輕微。輸氣集輸管道發(fā)生腐蝕的根本原因是有水潤濕了管壁，提供了腐蝕發(fā)生的場所。而含水量的輕微增加，對管壁潤濕處的液膜影響很小。相比含水量，CO2分壓對腐蝕的影響更大，尤其是當CO2分壓大于0.2MPa時，腐蝕速率急劇增大。

圖3 不同CO2分壓下腐蝕速率隨含水量的變化規(guī)律

2.3氣體流速對腐蝕速率的影響

當入口的壓力和流量不發(fā)生變化時，輸氣管道的下游氣體流速會增大，由于模型中共建立了20個流體樣本文件，加上溫度及壓力等參數(shù)的設置，預測的結果有上百種。這里只對有代表性的結果進行總結。當流體含水量為0.5%、CO2分壓為0.2MPa時，全管段內腐蝕速率隨氣體流速的變化關系如圖4所示。

圖4 腐蝕速率隨氣體平均流速及管壁處流速的變化關系

從圖4可以看出，隨著氣體流速的增大，腐蝕速率迅速降低。為了研究腐蝕速率降低的原因，在同樣條件下研究了氣體流速和管壁潤濕的變化關系。其中用管壁處的液膜、水膜和管壁處潤濕層的移動速率表示管壁的潤濕情況，具體影響規(guī)律如圖5所示。

圖5 氣體流速對管壁處液膜的影響規(guī)律

從圖5可以看出，氣體流速對管壁的潤濕有影響。沿著集輸管道的管程，管壁表面的氣體流速不斷增大對液膜有沖刷作用，液膜的移動速度變快，管段持液率減小，使液膜變薄或減少，而液膜處正是腐蝕發(fā)生的場所，所以腐蝕速率隨管程和氣體流速的增加而迅速減小。

2.4溫度對腐蝕速率的影響

溫度的變化包括溫度隨管段的降低和入口溫度的改變。當含水量為 0.5%、CO2分壓為0.2MPa時全管段的溫度和腐蝕速率的變化規(guī)律如圖6所示。

圖6 腐蝕速率隨管程溫度的變化規(guī)律

從圖6可以看到，腐蝕速率隨管程溫度的降低而降低，且與溫降的變化關系契合明顯，說明腐蝕速率對溫度比較敏感。

將入口溫度由35℃提高到60℃，比較不同溫度下的腐蝕變化情況。從圖7可以看出，溫度升高近一倍，管道的入口處腐蝕速率增加明顯，但靠近出口處腐蝕速率變化不明顯。發(fā)生此變化的原因是根據(jù)管道熱力降公式，入口處溫度的升高對管道下游的溫度提升不明顯，如模擬結果所示，雖然入口處溫度升高近一倍，但是出口處溫度提升較小。而腐蝕速率和溫度關系緊密，因此腐蝕速度只在入口處增大明顯，在下游增大有限。

圖7 入口溫度60℃時的溫降變化和腐蝕速率變化

2.5管道持液率對腐蝕速率的影響

輸氣集輸管道發(fā)生內腐蝕的根本原因是流體中含有水，水和液態(tài)輕烴附著在管壁上，形成液膜，提供了腐蝕的環(huán)境。而液膜的形成條件不但與管道的溫度及高程等因素相關，還與氣體的流動和剪切力有關。當流體內含水量為2.0%、CO2分壓為0.5MPa 時，氣體的剪切力與液膜參數(shù)的變化關系如圖8所示。

圖8 氣體的剪切力與持液率和液膜移動速率的變化規(guī)律

從圖8可以看出，氣體流動對管壁的剪切力隨管程急劇增大，造成的結果是管道入口段的管壁液體移動速率急劇降低，即管道過了入口段后，液膜才開始在管壁上形成。而入口處的腐蝕速率卻很大，說明除了溫度和壓力的影響外，入口處的腐蝕還受氣體沖刷的影響。隨著氣體流速和剪切力的增大，管道的持液率持續(xù)減小，腐蝕速率也隨著減小(圖9)。

圖9 持液率與腐蝕速率的變化規(guī)律

2.6管道高程對腐蝕速率的影響

將模擬結果設置為管道上某一點處的腐蝕速率、氣體流量及持液率等參數(shù)，得到某點處的模擬結果隨時間變化的關系(圖10)。

圖10 管道某點處的參數(shù)隨時間的變化關系

預測結果顯示，剛開始運行時，CO2分壓和液膜還不穩(wěn)定，相對的腐蝕速率也有波動，且最高點的波動比最低點的大。但是當管道的工況穩(wěn)定后，管道上某點的腐蝕速率不再變化。

3 預測效果分析

3.1輸氣集輸管道在線腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)

通過室內評價研究發(fā)現(xiàn)，無論是在液相環(huán)境還是氣相環(huán)境，CO2對材料的腐蝕形貌主要表現(xiàn)為均勻腐蝕，表面點蝕和局部腐蝕非常微小[8]。

鑒于腐蝕掛片法操作簡單、實用性強且滿足如下條件：可以監(jiān)測均勻腐蝕；可以在高壓的環(huán)境下工作，工作壓力最高達到40MPa；可以在線使用，因此采用腐蝕掛片法進行輸氣集輸管道腐蝕數(shù)據(jù)的采集，針對常規(guī)腐蝕掛片懸掛作業(yè)時需要管道停輸從而影響正常運行的問題，采用帶壓拆裝式懸掛件將腐蝕掛片置于管道管中心部位。

3.1.1監(jiān)測點現(xiàn)場安裝情況

為了得到準確的腐蝕數(shù)據(jù)，真實反映現(xiàn)場的腐蝕狀況，腐蝕監(jiān)測點的布置主要從以下幾個方面進行考慮：氣-液界面處；管道中油、氣、水流動方向發(fā)生突變的位置；有游離水或冷凝水聚集的部位，如濕天然氣的低點部位；日常管理中較重要的管段(起點的出站管線和末端的進站管線)。

根據(jù)濕氣集輸管道運行狀況和腐蝕監(jiān)測點布點原則，最終確定管線沿途13個監(jiān)測點的位置如圖11所示。

圖11 腐蝕監(jiān)測點的布置

各監(jiān)測點安裝布置詳細說明見表4。

表4 監(jiān)測點安裝布置說明

3.1.2掛片監(jiān)測的輸氣管段運行工況

監(jiān)測的集輸管道運行參數(shù)變化不大，比較穩(wěn)定，入口壓力為5.0MPa，溫度為35℃，含水量 0.5%，管道入口流量40kg/s，CO2分壓為0.2MPa，基于該工況，通過分析計算得到現(xiàn)場監(jiān)測點的平均腐蝕速率。

3.1.3腐蝕掛片平均腐蝕速率計算

掛片平均腐蝕速率CR參照NACE RP0775- 2005進行計算：

式中A——腐蝕掛片暴露在腐蝕環(huán)境中表面積，mm2；

CR——掛片的平均腐蝕速率，mm/a；

D——腐蝕掛片暴露在腐蝕環(huán)境中金屬的密度，g/cm3；

t——腐蝕掛片暴露在腐蝕環(huán)境中的時間，d；

W——腐蝕掛片質量損失，g。

掛片安裝運行78d(或80d)后，將各監(jiān)測點的掛片取出，經過酸洗、清洗等處理并通過公式計算得出各監(jiān)測點的腐蝕速率(表5)。

表5 監(jiān)測點腐蝕速率

現(xiàn)場監(jiān)測得出的數(shù)據(jù)表明該集輸管線內腐蝕程度均屬嚴重腐蝕，急需做好管道沿線的防腐蝕工作。

3.2對預測結果的驗證

為了檢驗筆者建立的模型的預測效果，將預測模型計算的腐蝕速率與現(xiàn)場腐蝕掛片監(jiān)測得出的腐蝕速率數(shù)據(jù)進行對比(圖12)，從圖中可以看出模擬值均大于實測值，兩者誤差除了在入口處管段稍大外，其他各處的誤差基本很小，產生這種現(xiàn)象的原因可能是由于入口處管段運行工況不穩(wěn)定，造成入口段的腐蝕速率也有波動和劇烈變化。因此，使用建立的模型能夠較好地預測輸氣集輸管道CO2腐蝕。

圖12 模擬結果與實測數(shù)據(jù)對比

4 結論

4.1使用OLGA軟件并結合實際濕氣集輸管道運行工況建立了基于Norsok模型的CO2腐蝕預測模型。

4.2該模型可以預測CO2分壓、含水量、氣體流速、溫度、管道持液率及管道高程等參數(shù)的變化對

CO2腐蝕速率的影響。

4.3由預測結果與現(xiàn)場運行管道實測數(shù)據(jù)對比來看，兩者誤差除了在管道入口段稍大外，其他各處的誤差很小，因此，使用該模型能夠較好地預測輸氣集輸管道CO2腐蝕特性。

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