氣體流速對含CO2天然氣濕氣管道腐蝕速率的影響

馬偉剛，陳 彬，王盼鋒，劉連華，寧怡雯

（1.中國石油天然氣管道工程有限公司西安設計分公司，陜西西安 710007；2.中國石油天然氣管道工程有限公司，河北廊坊 065000；3.斯倫貝謝長和油田工程有限公司，陜西西安 710021；4.俄羅斯國立古勃金石油天然氣大學，俄羅斯莫斯科 119991）

隨著我國各大油氣田的不斷開采，CO2腐蝕逐漸成為制約油氣田領域開發的關鍵腐蝕因素，其內腐蝕經常造成管道和設備的過早失效，從而引發生產事故并對環境造成污染[1]。相關研究表明，在油氣田集輸系統的腐蝕失效中，CO2導致的腐蝕失效約占70%[2]。CO2的腐蝕破壞形式主要有均勻腐蝕和局部腐蝕，溫度、壓力、氣體流速與含水量等因素均會對其腐蝕產生影響。在眾多影響因素中，氣體流速對CO2腐蝕的影響不容忽視。因此，本文研究了在不同流速下含CO2管道的腐蝕速率和腐蝕機理。

1 CO2的腐蝕機理

CO2的管道內腐蝕主要分為2類：均勻腐蝕和局部腐蝕。目前，油氣行業內普遍認為是當CO2溶解于水中形成碳酸對管道造成腐蝕[3]。相關研究表明[4]，H2CO3的腐蝕性比相同pH能夠完全電離的酸更高。還有學者表明[5]，CO2的腐蝕是因為材料表面的腐蝕產物膜和基體之間形成了電偶腐蝕，而這種電偶腐蝕是形成局部腐蝕的原因。

1.1 均勻腐蝕

即水氣在管道表面凝結形成水膜，CO2溶解在水中形成H2CO3，使金屬表面發生均勻的破壞。

1.2 局部腐蝕

CO2的腐蝕破壞往往都是由局部腐蝕造成的，CO2的局部腐蝕現象主要包括點蝕、臺地侵蝕等[6]。多數學者認為[7]CO2腐蝕是金屬表面生成的腐蝕產物膜與金屬基體構成了電偶腐蝕，因此加快了金屬的腐蝕速率。Nyborg等[8]通過實驗提出了臺地腐蝕機理，該理論認為在腐蝕的初始階段，局部腐蝕僅發生在個別小點范圍，隨著腐蝕的進一步進行，小點會連成片，當小孔被外部介質（如腐蝕產物膜等）覆蓋后，腐蝕產物膜將被破壞，進而形成臺地腐蝕。

2 CO2腐蝕的影響因素

CO2腐蝕的影響因素有很多，歸結起來可以分為2類；

1）環境因素，如溫度，介質的pH，CO2的分壓，介質中的含水量、Cl-、H2S、O2及細菌的種類及含量等，介質的流速及運動狀態，材料表面的腐蝕產物的結構及性質等；

2）材料本身的因素，如材料中各種合金元素的含量。

2.1 CO2分壓的影響

CO2分壓是影響腐蝕速率的重要因素，一般隨著CO2分壓升高，金屬的腐蝕速率加快[9]。當CO2的分壓低于0.021MPa時，可認為腐蝕不會發生；當CO2的分壓在0.021～0.21MPa時，腐蝕可能發生；當CO2的分壓達到0.21MPa時，腐蝕將會發生[10]。

2.2 溫度的影響

溫度是影響CO2腐蝕的另一重要因素，相關研究表明，隨著溫度的變化，CO2的腐蝕機理也有所變化[11]。當溫度在60℃以下時，腐蝕的類型主要以均勻腐蝕為主，腐蝕速率受CO2水解生成H2CO3的速率及其擴散至材料表面的速率共同控制，此時金屬表面尚不可形成有效的腐蝕產物膜；當溫度在60～110℃時，局部腐蝕較為嚴重，此時金屬表面出現FeCO3，該腐蝕產物結構疏松，不易附著于金屬表面，此時的腐蝕速率由產物膜的滲透率、產物膜本身的溶解度及介質的流速綜合作用而定；當溫度在150℃以上，此時腐蝕速率下降，其原因是生成的腐蝕產物膜結構質密且附著能力強，阻斷了腐蝕的傳質過程[12]。

2.3 介質流速的影響

流速也是影響CO2腐蝕速率的重要因素。通常，隨著流速的增大，腐蝕速率增大[13]，這主要是因為高的流速加快了離子的傳質過程，阻礙金屬表面有效腐蝕產物膜的形成，且對已形成的腐蝕產物膜有破壞作用，此外，過高的流速將阻礙緩蝕劑作用的發揮。研究表明，當介質的流速高于10m/s時，緩蝕劑將不起作用[14]；但在一定程度上[15]，高的流速又能使腐蝕速率有所下降，這是因為在較高流速沖刷作用下，FeCO3膜會從金屬表面剝離下來。綜上，流速對腐蝕的影響比較復雜，應針對不同的流動狀態討論研究。

在本文的研究中，設定管道的材料為Q345E鋼，天然氣的成分和其含水率、各種離子的含量等為定值，主要研究管道內氣體流速的不同對管道腐蝕速率的影響。

3 流速對含CO2天然氣濕氣管道腐蝕速率的影響

3.1 計算參數輸入

為了研究含CO2氣體的天然氣濕氣流速對管道內腐蝕速率的影響，以某氣田天然氣為研究對象，用PREDICT軟件模擬預測其對管道的內腐蝕速率，如表1所示。

表1 井區天然氣組分表

由表1可知，井區天然氣的主要組分為甲烷，CO2含量約為5.2%，且含少量油組分。根據該氣田整體開發方案提供的采出水物性，本井區地層水以CaCl2水型為主。

考慮到該區塊處于生產初期，產水量較少，本井區井口產水量暫按水氣比0.5m3/104m3設計。根據該氣田整體開發方案，單井穩產期10a，管道服役期暫按10a計算。

本文假設所研究管段均為水平管道，長度5km，且管道內壁光滑。所選取采氣管段管徑均為DN150，壁厚均為7.11mm（腐蝕裕量3mm），起點溫度均設為16℃，控制管道末端壓力為3MPa，用PIPESIM軟件可計算出管道的起點壓力、末端溫度及其不同長度處的介質流速（混合流速），計算所需的基本參數如表2所示。

表2 計算參數輸入

*按照管道氣體值進行編號，如50×104m3/d流量的管道，編號為50#。

將以上參數輸入計算機，采用軟件模擬計算。

3.2 計算結果

對不同流量的16條管段，作腐蝕速率隨著長度的變化關系圖，如圖1所示。

圖1 管道腐蝕速率隨長度變化關系

由圖1可知，對于同一管道，其末端的腐蝕速率最小，起始端的腐蝕速率最大。且隨著流量的降低，沿著管道下游方向腐蝕速率降低的趨勢明顯變緩，當流量降低到30×104m3/d（即30#管道）及以下時，對于5km長的管道，其不同長度處的腐蝕速率基本相同。造成該現象的主要原因是流量較大的管道，其起始端和末端的壓力差較大，因此導致CO2的分壓差距較大，起始端的CO2分壓較大，因此其腐蝕速率相對較快，反之亦然。

同時由圖2不難發現，隨著管道內氣體流量的減小，管道的內腐蝕速率并不是依次降低的，因此對管道的起始端和末端的腐蝕速率-流速進行作圖，如圖2所示。

圖2 管道的起始端和末端的腐蝕速率-流速關系圖

由圖2可知，當管道輸送氣體流量小于10×104m3/d時，管道的內腐蝕速率隨著輸送氣體流量的增加而降低，當輸送氣體流量大于10×104m3/d時，管道的內腐蝕速率隨著輸送氣體流量的增加而升高，當輸送氣體流量等于10×104m3/d時，10#管道有最低的內腐蝕速率，此時管道內介質的流速約為1.85m/s。且只有5#管道和10#管道能滿足年平均腐蝕速率低于0.3mm/a的服役要求，其余管道的腐蝕速率均較快，尤其是當管道輸送氣體流量超過100×104m3/d時，其腐蝕速率可達1.48mm/a以上。

從腐蝕機理、流型、傳質作用及機械作用方面對形成以上現象的原因進行分析解釋。

根據本文模型的計算結果，當管道末端介質的流速小于1.85m/s時，PREDICT 軟件模擬結果的流型為平滑分層流，而管道末端介質的流速從1.85m/s開始時，其流型變為波浪分層流。

分層流的特點是，液體和氣體之間有明顯的界面，液體在下，氣體在上。當表觀氣速較低、氣液兩相相對速度較慢時，管道內表面底部容易形成小液膜[16]，在水平管線內，管內氣體、氣核中的液滴和管壁上的液膜相互作用，氣相和液滴影響著液膜的運動與分布[17]。

當管道末端介質的流速小于1.85m/s時，液體的表觀速度非常小（基本不發生流動），此時氣液兩相相對速度較慢，管道內兩相流的流型為平滑分層流，氣層在上，含各種腐蝕性離子及其他固體雜質的水層在管道底部容易形成液膜，因此會成為局部陽極，而管道的其他部位則為陰極，從而形成電偶腐蝕[18]，導致陽極的腐蝕電流密度較大，加速了陽極區的腐蝕，因此此時的腐蝕速率較快。

隨著介質流速的增加，氣液兩相相對流速變大，平滑分層流逐漸變得不穩定，管道內表面底部的液膜形成逐漸變得困難，從而使得腐蝕速率減緩。

當氣體流量達到10×104m3/d時，此時的介質流速加快，管道末端介質流速可達1.85m/s，流型從平滑分層流轉變為波浪分層流。管道內表面底部不再形成液膜，電偶腐蝕機制逐漸消失，此時管道的內腐蝕速率最小。

隨著氣體流速的繼續增大，氣/液界面上CO2溶解、水合反應加快，相應離子濃度增大，使得H+、H2CO3、HCO-3等由本體溶液向固/液界面處的擴散作用加快，腐蝕速率相應加快；同時在機械作用方面：隨著氣體流速的增大，氣體對管道內壁的沖刷作用加強，同時能夠將生成的腐蝕產物膜及時沖刷掉并帶走，使得管道內壁不能形成穩定的腐蝕產物膜，因此腐蝕速度會逐漸增大。

4 與掛片試驗結果的對比

由以上模擬計算的結果來看，當管道末端介質流速超過1.85m/s時，管道內腐蝕速率隨著流速的增大快速增大，其使用壽命也急劇縮短。為了驗證軟件模擬的管道腐蝕速率與管道實際的腐蝕速率的差距，選擇該井區采氣管道不同位置處8個掛片腐蝕的測試數據。

掛片試驗條件為：材質為Q345E，管徑為DN150，試驗管道末端壓力均為0.9MPa，溫度均為10℃，試驗時長為124d。所選掛片的相關數據信息如表3所示。

表3 所選擇掛片數據信息

用PREDICE軟件計算相同條件下的腐蝕，并與實際測得腐蝕速率對比，作流速-測量腐蝕速率與計算腐蝕速率圖，如圖3所示。

圖3 流速-測量腐蝕速率與計算腐蝕速率圖

由圖3可知，僅6號掛片的測量腐蝕速率高于計算腐蝕速率，其測量腐蝕速率為0.094 4mm/a，計算腐蝕速率為0.08mm/a，其他掛片的測量腐蝕速率均小于計算腐蝕速率，且測量腐蝕速率與計算腐蝕速率值較為接近，且腐蝕速率隨管道中介質流速的變化趨勢相同，當介質的流速為2.03m/s時，管道的腐蝕速率最小。說明PREDICT軟件的計算腐蝕速率雖略高于實測值，但有一定的準確度。

造成6號試片的測量腐蝕速率較大的原因可能是測量誤差造成的，誤差來源可能是稱重時的誤差，也可能是掛片的過渡清洗造成的誤差。

實際工程中，影響管道內腐蝕的因素非常多，而且多種因素之間相互作用、相互制約。因此可采用除砂處理、添加緩蝕劑、殺菌劑以及增加腐蝕裕量的綜合方法，必要時加管道內涂層或內襯，增加清管的頻率，以減輕管道的內腐蝕，避免管道過早失效。

5 結束語

分析了CO2腐蝕的機理和影響因素，通過PREDICT軟件對不同流量的含CO2濕氣的輸氣管道進行模擬，得出：

1）管道內腐蝕速率起始端高，末端腐蝕速率低，隨著管道的長度方向腐蝕速率降低，其原因主要取決于CO2分壓的影響。

2）對于本文所述DN150的水平布置管道，當管道末端介質流速大于1.85m/s時，該條件下流型由平滑分層流轉變為波浪分層流。在該條件下，當管道末端介質流速小于1.85m/s，腐蝕速率主要受管道內壁液膜的影響，其腐蝕機理為電偶腐蝕；當管道末端介質流速大于1.85m/s時，管道內腐蝕速率主要與管道內流型的變化、傳質作用，及流體介質對腐蝕產物膜的沖刷作用有關。

3）PREDICT 軟件的模擬結果精度較高，且對于腐蝕速率的發展趨勢判斷有一定的參考價值，但對于流速很高的情形，可能與實際情況有一定的偏差。