孫中澤

（西安石油大學，陜西 西安 710065）

某些礦物質(zhì)離子的流體經(jīng)常存在于油田和天然氣產(chǎn)品中，很容易導致形成碳酸鈣和碳酸鎂等結(jié)垢物質(zhì)。水垢腐蝕產(chǎn)物的碳酸鹽和其它雜質(zhì)沉積形成在各種管道中，并在不同程度和形式上發(fā)生管道腐蝕。

在石油及天然氣開發(fā)的過程中，煤炭煤氣或天然氣油田往往包含一定數(shù)量的二氧化碳氣體，這是油田和天然氣輸送管道表面腐蝕的重要原因。原油輸送管道的內(nèi)腐蝕可以造成巨大的經(jīng)濟損失和嚴重的環(huán)境污染。造成中國的石油和天然氣田含有高水平的二氧化碳，由于二氧化碳的腐蝕發(fā)生損傷的例子很多。例如，早期開采的北部老山丘結(jié)構(gòu)的二氧化碳含量為4.2%，經(jīng)過一年多的運行，3口高產(chǎn)油井的油管因嚴重腐蝕而報廢；北方油田58口井的二氧化碳含量為4.2%，一年半后，N80管被廢棄，最終導致油井停產(chǎn)；雅哈氣田于2000年投產(chǎn)，二氧化碳含量在0.6%～1%，自2002年以來，地面管道多次鉆孔和泄漏；塔里木盆地北部氣田的二氧化碳含量在2.31%～6.27%，經(jīng)過16個月的生產(chǎn)，距離井口150m的流水線和輸送管道受到嚴重腐蝕；等等。腐蝕產(chǎn)生后果有許多，如管道破裂、穿孔和管壁厚度減小等等。隨著管道使用壽命的延長，產(chǎn)生的氣體含水率增加，腐蝕環(huán)境逐漸惡化，腐蝕沿管道延伸。每個管道截面的平均腐蝕速率可達0.79 mm／年。

為了避免意外情況發(fā)生和防腐措施的需要，有必要提前考慮二氧化碳的腐蝕，然后預測二氧化碳腐蝕速率，以便提供早期預警和保證生產(chǎn)油田和天然氣管道運輸?shù)恼＿\行。

1 腐蝕計算軟件及模型

1.1 OLGA腐蝕模型

OLGA軟件是世界一流的動態(tài)多相流仿真及計算軟件。目前，OLGA軟件腐蝕模塊主要包括Norsok M-506模型、De Waard 95模型和IFE頂部腐蝕模型。

Norsok M-506模型和DW 95模型是更保守的模型，因為只考慮對衰變生成物膜的部分抑制。在這兩個模型中，在限定的溫度范圍內(nèi)，隨著溫度上升腐蝕速度增加，直到溫度上升導致腐蝕生成物的形成。無論哪一種模型都包含大量的實驗數(shù)據(jù)，Norsok M-506模型比DW 95模型更注意高溫及低pH環(huán)境下的腐蝕生成物膜。

本文使用OLGA軟件腐蝕模塊來建模和模擬流水線。該模型考慮了工作壓力、平均溫度、平均流量及流量條件的變化，以及沿管道腐蝕速度的變化?？梢允褂酶g模塊來計算下列pH值：不含腐蝕生成物的凝縮水，飽和碳酸鐵凝縮水，以特定碳酸鹽濃度形成的水。以下主要采用Norsok M-506模型和Waard 95模型，采用普金氣田的裝配線作為原型，建立計算流量和腐蝕率的電腦化輸油管道模型。

1.2 管道參數(shù)

本文以我國某原油輸送管道為原型進行建模，管道所在的區(qū)域是高原和盆地之間的過渡區(qū)域，它受到沿線地質(zhì)構(gòu)造和巖石的影響。管道內(nèi)不同位置的流動狀態(tài)也會發(fā)生變化，表現(xiàn)為各種流體流動。

1.3 介質(zhì)參數(shù)

這條管道是氣田收集和輸送的管道，用于石油和天然氣的混合輸送。混合物中含有大量的二氧化碳和重質(zhì)碳氫化合物。在腐蝕計算的例子中，油和氣體的混合物的含水率設(shè)定為10%，使用PVTsim來定義組成。生成相應(yīng)的流文件。這個管道的入口溫度是40℃，輸出壓力為6MPa，流量是30 kg／s。管道周圍環(huán)境溫度為25℃、土壤溫度和管道中沒有添加緩蝕劑。

2 二氧化碳內(nèi)腐蝕影響因素分析

由于研究的對象是多相流動，壓力和溫度的變化對流動模式的變化有很大的影響。因此，在研究單一影響因素時，必須建立一個簡單的模型，以確保設(shè)計參數(shù)的變化不會導致流動模型的重大變化。

2.1 溫度的影響

簡單的分析表明，水平原油輸送管道可能有層流，而向上傾斜的原油輸送管道可能有淤泥流。為了保證研究的可比性，分別考慮了兩種流動模式下管道的腐蝕程度。將二氧化碳的摩爾分數(shù)設(shè)置為0.5%。利用管道模型的計算，不同溫度下原油輸送管道流量模型的分布是相同的。溫度的變化并沒有改變管道內(nèi)的流動狀態(tài)。選擇管道入口50m（層流）和150m（淤泥流）的兩個位置來研究腐蝕速率隨溫度的變化。用NORSOK模型計算出的腐蝕速度，無論是在層流下的管段還是在流內(nèi)，都比用De Waard模型計算出的腐蝕速度高。腐蝕速率計算模型NORSOK溫度增加時出現(xiàn)的趨勢，先下降然后上升達到頂峰，溫度60℃左右；當De Waard模型使用線性相關(guān)，腐蝕速率隨著溫度升高并達到最高溫度計算 （90℃左右），腐蝕速率也最高。

2.2 管徑的影響

在研究管道直徑變化對腐蝕率的影響時，需要確認管道直徑的變化不會對流模造成太大的影響。變更排氣管直徑的溫度系數(shù)的計算使用上一節(jié)的定義。排氣管的直徑為0.3、0.4、0.5、0.6及0.7m，二氧化碳分壓的0.1%，解決了輸入排氣管道的溫度在30℃，輸出壓力為6 MPa，混合物的含水量是1%。當管道系統(tǒng)穩(wěn)定運行時，觀察管道直徑不同時的流圖分布。計算結(jié)果表明，無論是層流還是擁塞流，管道直徑的增大都會導致管道腐蝕速率的降低。事實上，管道的入口流量保持不變，管道直徑的增加會減少氣體。液體介質(zhì)的流動反過來又導致腐蝕速率總體呈下降趨勢。同樣，NORSOK模型計算的腐蝕速率較高，De Waard模型計算的腐蝕速率對管道直徑的變化更為敏感。

2.3 二氧化碳分壓的影響

在溫度對原油數(shù)中修正管路模型時，將主要變量二氧化碳分壓設(shè)置為為：0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%，0.6%，0.7%，0.8%。在規(guī)定的條件下，二氧化碳分壓的變化不影響原油管道流量模型的分布，即水平截面為層流，下降部分是泥漿流，拐點是帶有流動過渡管截面的層流。為了確保參數(shù)的可比性，在管道入口選擇了50m（層流）和150m（泥流）兩個位置。在層流管線中，隨著二氧化碳分壓的增加，以兩個模型計算的管線腐蝕率直線上升，變化規(guī)律比較一致。同樣，NORSOK模型的計算結(jié)果比De Waard的計算結(jié)果高出約1mm／a。二氧化碳的分壓越高，兩者的差距就越大。

在稠密流動的情況下，隨著二氧化碳的分壓增加，由兩個模型計算出的管道腐蝕率直線增加，變化規(guī)律比較一致。二氧化碳的分壓變高的話，兩個模型的計算結(jié)果的差距就會變大，最小差距可能達到1mm／a，最大差距可能達到約3.5 mm／a。同時，在距離管口110m的位置產(chǎn)生污泥流。在各種分壓下，最大腐蝕率出現(xiàn)在管道入口的114m處，表明整個管道的最大腐蝕率出現(xiàn)在擁塞流模型中。比宇宙擁擠流的位置稍晚一些。

2.4 原油輸送管道傾角的影響

首先，分析了層流下管道傾角對腐蝕速率的影響。先前采用的管道模型進一步修改，以確保管道段的層流向上 （或向下），并將管道出口壓力降低到1MPa。將管道的波紋傾角設(shè)置為0°、±5°、±10°等。Norsok模型計算的傾斜原油管道腐蝕速率分布、向下傾斜的原油輸送管道的腐蝕速率高于向上傾斜的原油輸送管道的腐蝕速率。以傾斜管上部（距管口150m）的中心點為例，當管的傾斜面開始變大時，腐蝕速度就會慢慢降低。達到10°傾斜角度也繼續(xù)上升，腐蝕速度慢慢地上升，最終不變化，第一水平的下降后開始恢復。

3 基于風險分析的腐蝕位置確定

風險分析方法用于分析第二節(jié)油田輸油管的位置。沿著管道獲取各種流參數(shù)后，可以確定沿管道的各個地方的腐蝕損傷概率。腐蝕風險值可以用下式計算。腐蝕的風險＝腐蝕的默認概率×默認的結(jié)果，腐蝕，風險的分配，可以根據(jù)風險的程度，從沿著二氧化碳腐蝕管道的各種地方取得，需要詳細的檢查。

在各種管道操作和環(huán)境中，在計算腐蝕風險時需要考慮各種參數(shù)。如果輸油管中有水和二氧化碳的薄膜，就有可能發(fā)生腐蝕。水膜的滯留時間，可以通過計算結(jié)果數(shù)據(jù)的水膜率來推測。對于各種各樣的操作參數(shù)來說，隨著時間的推移，流水線有可能變短、中度、變長。各參數(shù)的風險計算采用了相對風險。也就是說，在考慮水膜速度的情況下，將與最大速度對應(yīng)的風險等級設(shè)定為0，將最小風險等級設(shè)定為100。腐蝕速度和侵蝕速度的比率，最大值對應(yīng)于風險水平，最小值對應(yīng)于風險水平，等級是0。根據(jù)這個，可以計算出管道各計算節(jié)點的腐蝕靈敏度分布。

4 結(jié)論

OLGA軟件的腐蝕模塊可以計算和預測二氧化碳在多相管道中的內(nèi)部腐蝕。二氧化碳管道的腐蝕率受到很多因素的影響。多相管線的腐蝕率隨著管線直徑的增加，二氧化碳的分壓和管線工作壓力的增加而增加。插頭管道的二氧化碳腐蝕率比層流管道的要高。當輸油管道是層流，原油運輸?shù)阶陨隙碌膬A角是比原油輸送管道腐蝕向上傾斜率越高，其中，當流水線俯沖，腐蝕率波動是隨著時間的推移和科管道腐蝕率向上傾斜的本質(zhì)不變；在此基礎(chǔ)上，采用直接評價多相管道腐蝕和腐蝕風險分析的方法，對可能發(fā)生腐蝕的管道位置進行預測。