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(shè)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(nèi)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(fā)，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(fā)和生產(chǎn)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(fā)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(zhì)組分之一，可溶于凝析水或液膜中，對管壁造成嚴(yán)重的腐蝕[1]。經(jīng)研究表明，CO2溶于水后，在相同的pH值狀態(tài)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(shù)值模擬的方法，對CO2的腐蝕規(guī)律進行了總結(jié)，并對比了試驗數(shù)據(jù)和數(shù)值模擬方法的準(zhǔn)確性，得到CO2腐蝕隨壓力和介質(zhì)流速的增加而增大；蔡峰等[4]通過高溫高壓反應(yīng)釜和電化學(xué)工作站，對高溫高壓環(huán)境下的CO2腐蝕規(guī)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(chǎn)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(shù)值模擬的方法，研究了多相流腐蝕-沖蝕的協(xié)同作用，當(dāng)壁面剪切力為9.14 Pa時，對腐蝕產(chǎn)物膜產(chǎn)生破壞力，當(dāng)壁面剪切力為1.88 Pa時，沖蝕對腐蝕產(chǎn)生促進作用。針對腐蝕嚴(yán)重的管道，GB 32167—2015《油氣管道完整性管理規(guī)定》推薦采用內(nèi)檢測作為腐蝕檢測的方法，但很多管道因管徑較小、收發(fā)球筒不完善，無法實施內(nèi)檢測。采用內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)（ICDA），通過對內(nèi)腐蝕嚴(yán)重的高危點進行預(yù)測，判斷腐蝕嚴(yán)重程度，并根據(jù)定量數(shù)據(jù)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(zhì)的內(nèi)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(xiàn)場應(yīng)用[6]，但在國內(nèi)應(yīng)用的案例較少。因此，結(jié)合NACE SP0116—2016標(biāo)準(zhǔn)的相關(guān)內(nèi)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(yù)測多相流管道內(nèi)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(jié)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(xué)，確定影響腐蝕嚴(yán)重程度的因素，并對這些變量如何影響內(nèi)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(biāo)準(zhǔn)的相關(guān)內(nèi)容進行內(nèi)腐蝕直接評價，確定管道的完整性狀態(tài)。

2.1 預(yù)評價

該油氣水三相混輸管道于2008年投運，設(shè)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(nèi)涂層和保溫層，設(shè)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?jǐn)?shù)），管道高程如圖2所示。

圖2 管道沿線高程

經(jīng)預(yù)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(dǎo)致管道運行狀態(tài)發(fā)生變化的設(shè)備，對化學(xué)抑制劑注入點及閥門位置進行了確認，發(fā)現(xiàn)目標(biāo)管道無上述分區(qū)，因此將整條管道作為一個ICDA評價區(qū)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(xiàn)場和低溫室內(nèi)實驗基礎(chǔ)上建立的經(jīng)驗?zāi)Ｐ?。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(nèi)腐蝕評價模型進行了篩選，均發(fā)現(xiàn)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(yù)測。因此，選用Norsok M506模型來分析模擬管道內(nèi)的基本情況，評價管道內(nèi)腐蝕狀態(tài)，模型如下：

當(dāng)溫度為20、40、60、80、120、150℃時，

當(dāng)溫度為15℃時：

當(dāng)溫度為5℃時：

式中：CRt為腐蝕速率，mm/a；Kt為與溫度相關(guān)的無量綱常數(shù)，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(jīng)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(tǒng)壓力，Pa；T為系統(tǒng)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(guī)律，在模塊中設(shè)置單相流的最大CO2分壓為1MPa，HCO3-的含量按照采出水檢測結(jié)果進行設(shè)置，為0.0095 mol/L，現(xiàn)場工況中并未添加緩蝕劑，因此緩釋效率設(shè)為0。

由圖3可知，兩側(cè)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(shù)據(jù)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(cè)立管和平管處出現(xiàn)波動，主要原因是液相的重力能和動能之間存在轉(zhuǎn)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(cè)立管處為環(huán)狀流，在6.85 ～7.85 km處為段塞流，其余位置為分層流。經(jīng)研究表明，按照腐蝕程度劃分，段塞流大于環(huán)狀流大于分層流。對照沿線持液率的變化，發(fā)現(xiàn)兩側(cè)立管和6.85 ～7.85 km處的持液率波動最為嚴(yán)重，地勢低洼處的持液率較大，容易引起管道內(nèi)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(cè)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(yán)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(guān)。

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(jù)間接檢測階段確定的管道腐蝕速率，得到應(yīng)進行直接檢測的區(qū)域為兩側(cè)立管和6.85 ～7.85 km低洼上坡段，但因工藝限制，無法實施內(nèi)檢測和無損檢測，在此采用室內(nèi)模擬實際工況條件下的腐蝕行為，采用高溫高壓反應(yīng)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(yīng)釜中倒入現(xiàn)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(yīng)釜內(nèi)通入與現(xiàn)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(shù)據(jù)，腐蝕試驗結(jié)果見表2。

表2 腐蝕實驗結(jié)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(yù)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(guī)定的范圍（預(yù)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(nèi)模擬實驗與預(yù)測結(jié)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(zhǔn)確性。經(jīng)計算，剩余壽命為2.13 年，且管道內(nèi)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(fā)生，可隨時進行再評估。

3 結(jié)論和建議

通過OLGA軟件，采用Norsok M506模型對管道的內(nèi)腐蝕速率進行了預(yù)測，發(fā)現(xiàn)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(guān)。通過對某海管進行實例計算，發(fā)現(xiàn)兩側(cè)立管和6.85 ～7.85 km處的腐蝕最為嚴(yán)重，與室內(nèi)掛片實驗進行對比，相對誤差為15.2%，符合標(biāo)準(zhǔn)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(fēng)險較大，應(yīng)進行定期實施清管作業(yè)，減少管內(nèi)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(nèi)砂粒對管壁的沖蝕作用及腐蝕-沖蝕兩者協(xié)同作用，今后可采用Fluent進行流體仿真，增加模型準(zhǔn)確性。