含CO2多相流管道內腐蝕直接評價技術研究

凌建磊,李世平,陸瀟,司宗慶,李麗嬪,梁昌晶

1.中國石油天然氣管道局工程有限公司（河北 廊坊 065001）2.河北華北石油工程建設有限公司（河北 任丘 062552）3.中國石油長慶油田分公司 第十一采油廠（陜西 西安 710016）4.中國石油華北油田分公司 二連分公司（內蒙古 錫林浩特 011200）5.中國石油華北油田分公司 第一采油廠（河北 任丘 062552）

隨著我國陸上油田和海上油田的快速開發，管道輸送的方式因輸量大、運行費用低等特點成為油氣田開發和生產過程中的重要生命線，但我國近70%管道的服役年限已進入中后期，由此帶來的腐蝕失效事件時有發生，其中以CO2腐蝕最為普遍。CO2作為油田伴生氣或氣田的氣質組分之一，可溶于凝析水或液膜中，對管壁造成嚴重的腐蝕[1]。經研究表明，CO2溶于水后，在相同的pH值狀態下，總酸值會超過HCl等強酸，對低碳鋼的腐蝕速率可達到7mm/a，甚至更高[2]；MUHAMMADU等[3]通過采用數值模擬的方法，對CO2的腐蝕規律進行了總結，并對比了試驗數據和數值模擬方法的準確性，得到CO2腐蝕隨壓力和介質流速的增加而增大；蔡峰等[4]通過高溫高壓反應釜和電化學工作站，對高溫高壓環境下的CO2腐蝕規律進行了研究，隨著時間的延長，湍流作用的強度越來越大，對腐蝕產物膜的沖刷作用也越來越強；李悅欽等[5]采用超聲波壁厚檢測和數值模擬的方法，研究了多相流腐蝕-沖蝕的協同作用，當壁面剪切力為9.14 Pa時，對腐蝕產物膜產生破壞力，當壁面剪切力為1.88 Pa時，沖蝕對腐蝕產生促進作用。針對腐蝕嚴重的管道，GB 32167—2015《油氣管道完整性管理規定》推薦采用內檢測作為腐蝕檢測的方法，但很多管道因管徑較小、收發球筒不完善，無法實施內檢測。采用內腐蝕直接評價技術（ICDA），通過對內腐蝕嚴重的高危點進行預測，判斷腐蝕嚴重程度，并根據定量數據進行剩余強度的計算，制定維護維修策略。2016年，NACE頒布了適合多相流介質的內腐蝕直接評價方法（MP-ICDA）：NACE SP0116—2016，該方法目前已在國外管道公司進行了現場應用[6]，但在國內應用的案例較少。因此，結合NACE SP0116—2016標準的相關內容，以某混輸管道為例，通過軟件模擬進行分析，其評價過程和評價方法對預測多相流管道內腐蝕高危點具有一定的借鑒意義。

1 MP-ICDA步驟

MP-ICDA采用多相流建模的結果（如流速、溫度、壓力、持液率、流型等曲線），了解沿該管段流體的流體動力學，確定影響腐蝕嚴重程度的因素，并對這些變量如何影響內腐蝕進行分析，具體評價流程如圖1所示。

圖1 MP-ICDA評價流程

2 實例計算

以某海底多相流混輸管道為例，參考NACE SP 0116—2016標準的相關內容進行內腐蝕直接評價，確定管道的完整性狀態。

2.1 預評價

該油氣水三相混輸管道于2008年投運，設計使用壽命25年，全長9.8 km，管道鋼級為API X65管線鋼，管徑323.9 mm，壁厚12.5 mm，無內涂層和保溫層，設計壓力為8MPa，入口壓力為6.5 MPa，出口壓力為6MPa，入口溫度為16.5 ℃，海床溫度為18.5 ℃，輸送氣量為75×104m3/d，輸送油量為300m3/d，含水率5%，CO2含量為2.25%（摩爾分數），管道高程如圖2所示。

圖2 管道沿線高程

經預評價分析，并查詢管道運行記錄，全線無雙向流動歷史、無增壓、加熱等導致管道運行狀態發生變化的設備，對化學抑制劑注入點及閥門位置進行了確認，發現目標管道無上述分區，因此將整條管道作為一個ICDA評價區域進行評價。

2.2 間接檢測

2.2.1 Norsok M506模型

針對CO2腐蝕，NACE SP0116—2016提出了多種腐蝕評價模型，包括De Warrd模型、Norsok M506模型、top-of-line模型，其中Norsok M506模型綜合考慮了CO2分壓、壁面剪切力、pH值、溫度等因素對腐蝕速率的影響，是基于高溫現場和低溫室內實驗基礎上建立的經驗模型。高強等[7]、葛志揚等[8]、董培林等[9]人分別對干氣管道、濕氣管道的內腐蝕評價模型進行了篩選，均發現Norsok M506的腐蝕速率變化趨勢與流型相一致，而De Warrd模型對段塞流和分層流的腐蝕情況不能很好的預測。因此，選用Norsok M506模型來分析模擬管道內的基本情況，評價管道內腐蝕狀態，模型如下：

當溫度為20、40、60、80、120、150℃時，

當溫度為15℃時：

當溫度為5℃時：

式中：CRt為腐蝕速率，mm/a；Kt為與溫度相關的無量綱常數，按照表1取值；S為壁面剪切力，Pa；f（pH）t為溫度t時pH值得影響因子；fco2為經過修正后的CO2分壓，Pa。fco2的計算公式為：

表1 不同溫度下Kt取值

式中：p為系統壓力，Pa；T為系統溫度，℃。

2.2.2 軟件模擬

在此利用OLGA2017進行多相流模擬，得到不同因素隨管道里程的變化規律，在模塊中設置單相流的最大CO2分壓為1MPa，HCO3-的含量按照采出水檢測結果進行設置，為0.0095 mol/L，現場工況中并未添加緩蝕劑，因此緩釋效率設為0。

由圖3可知，兩側立管處的溫度和壓力存在很大波動，壓降主要來源于沿程摩阻和克服地形高差的位能；由于與外界的換熱較快，溫度數據快速上升，在0.59 km處達到海床溫度，之后一直維持在海床溫度。由圖4可知，氣相表觀流速隨里程的增加緩慢上升，主要原因是沿線壓力的降低；液相表觀流速隨地形起伏在兩側立管和平管處出現波動，主要原因是液相的重力能和動能之間存在轉換。

圖3 管道沿線溫度和壓力變化圖

圖4 管道沿線氣相和液相表觀流速變化圖

由圖5可知，在海管的入口和出口，即兩側立管處為環狀流，在6.85 ～7.85 km處為段塞流，其余位置為分層流。經研究表明，按照腐蝕程度劃分，段塞流大于環狀流大于分層流。對照沿線持液率的變化，發現兩側立管和6.85 ～7.85 km處的持液率波動最為嚴重，地勢低洼處的持液率較大，容易引起管道內壁的腐蝕，其中低洼上坡段的3D視圖如圖6所示。由圖7可知，兩側立管的腐蝕速率在0.552 mm/a以上，6.85 ～7.85 km處的腐蝕速率在0.381 ～0.518 mm/a，平均腐蝕速率在0.486 mm/a左右。因此，管道腐蝕的嚴重程度與流型、持液率、地形起伏、氣液兩相表觀流速等均有關。

圖5 管道沿線持液率和氣液兩相流型變化圖

圖6 低洼上坡段3D視圖（棕色為積液）

圖7 管道沿線高程與腐蝕速率變化圖

2.3 直接檢測

根據間接檢測階段確定的管道腐蝕速率，得到應進行直接檢測的區域為兩側立管和6.85 ～7.85 km低洼上坡段，但因工藝限制，無法實施內檢測和無損檢測，在此采用室內模擬實際工況條件下的腐蝕行為，采用高溫高壓反應釜進行腐蝕模擬，將X65的試片用金相砂紙進行打磨，隨后用無水乙醇和丙酮進行脫水、脫脂處理，放入干燥器干燥后進行稱重，精確到0.001 g。在反應釜中倒入現場采出水并放入掛片，隨后通入氮氣除氧，依照道爾頓分壓定律向反應釜內通入與現場分壓一致的CO2氣體。此外，為了對比緩蝕劑對腐蝕速率的影響，加入HLB-1型雙季銨鹽緩蝕劑，取3次平均試驗的掛片失重數據，腐蝕試驗結果見表2。

表2 腐蝕實驗結果

由表2可知，在未添加緩蝕劑的條件下，掛片的平均腐蝕速率為0.412 mm/a，與軟件預測的平均腐蝕速率相差不大，相對誤差為15.2%，未超過NACE SP0116—2016中規定的范圍（預測壁厚減薄與實際壁厚減薄相差不超過20%）。添加緩蝕劑后，隨著緩蝕劑濃度的增大，腐蝕速率有所降低，在緩蝕劑濃度30mg/L的條件下，緩釋效率達到了88.6%。

2.4 后評價

通過室內模擬實驗與預測結果進行驗證，得到以上ICDA評價過程具有較高的可靠性和有效性，證明了間接檢測的準確性。經計算，剩余壽命為2.13 年，且管道內未采取添加緩蝕劑等有效抑制腐蝕的措施，綜合考慮建議再評估時間定為1年，運行過程中如有穿孔泄漏事件發生，可隨時進行再評估。

3 結論和建議

通過OLGA軟件，采用Norsok M506模型對管道的內腐蝕速率進行了預測，發現管道的腐蝕程度與流型、持液率、地形起伏、氣液表觀流速等均有關。通過對某海管進行實例計算，發現兩側立管和6.85 ～7.85 km處的腐蝕最為嚴重，與室內掛片實驗進行對比，相對誤差為15.2%，符合標準的誤差要求，并對此提出以下幾點建議：

1）地勢低洼處的持液率較大，腐蝕風險較大，應進行定期實施清管作業，減少管內積水量。

2）可添加一定濃度的緩蝕劑，對腐蝕進行抑制。

3）該模型未考慮管內砂粒對管壁的沖蝕作用及腐蝕-沖蝕兩者協同作用，今后可采用Fluent進行流體仿真，增加模型準確性。