葛揚志，韓國進(jìn)，邊 江，曹學(xué)文

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200050；2.中國石油大學(xué)（華東）儲運與建筑工程學(xué)院）

CO2作為油田伴生氣或天然氣組分之一廣泛存在于油氣儲藏中，濕天然氣中的 CO2溶解于凝析水或液膜中，會對管壁造成嚴(yán)重腐蝕[1-2]。在油氣田開發(fā)、集輸和加工過程中，盡管采取了多種措施來脫除天然氣中的CO2與水分[3-4]，但CO2引起的管線腐蝕問題仍然是限制油氣工業(yè)發(fā)展的一個突出問題。為準(zhǔn)確掌握管線內(nèi)部的腐蝕情況，對現(xiàn)有或者潛在的管道缺陷進(jìn)行及時修復(fù)，目前一般采用在線檢測的方法，然而在線檢測不僅費用過高并且因為物理和幾何因素而不能適合所有的管線，因此迫切需要對輸氣管線的內(nèi)腐蝕進(jìn)行合理預(yù)測，對管道腐蝕敏感區(qū)域進(jìn)行準(zhǔn)確的判定以保證輸氣管網(wǎng)安全運行。本文結(jié)合崖城海底管線的內(nèi)腐蝕直接檢測過程與檢測結(jié)果，對濕氣管線的內(nèi)腐蝕直接評價方法（WGICDA）進(jìn)行了系統(tǒng)的研究與應(yīng)用，重點研究了濕氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法的核心過程——腐蝕速率預(yù)測，同時分析了預(yù)測結(jié)果與實際檢測結(jié)果偏差產(chǎn)生的原因，并采用高壓起伏管路模擬實驗提出了緩蝕修正系數(shù)，對預(yù)測結(jié)果進(jìn)行了修正，驗證了修正模型的準(zhǔn)確性，為 WG-ICDA方法的實施提供了一定的參考。

1 濕氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法

濕氣管線的內(nèi)腐蝕直接評價方法是在不考慮水和其他的腐蝕影響因素的基礎(chǔ)上提出來的[5]，不同于干氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法，WG-ICDA方法的基本依據(jù)是通過傳統(tǒng)腐蝕速率、流動影響以及其他的影響因素確定管線發(fā)生內(nèi)腐蝕的次序。濕氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法的目標(biāo)是識別腐蝕高風(fēng)險位置，通過腐蝕率來表示腐蝕的分布情況，并且將腐蝕速率模型作為一種預(yù)測未來腐蝕增長率的工具應(yīng)用于整個評價的過程中。

濕氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法分為以下四個步驟：預(yù)評價、間接檢測、詳細(xì)檢測、后評估。在WGICDA方法間接檢測階段，多相流流動模擬是其中關(guān)鍵部分，目的是通過多相流模擬得到管段內(nèi)流體氣液表觀流速、壓力、溫度、持液率以及流型等參數(shù)。

2 CO2腐蝕速率預(yù)測模型

目前國際上關(guān)于CO2腐蝕速率預(yù)測模型主要分經(jīng)驗型預(yù)測模型、半經(jīng)驗型預(yù)測模型和機(jī)理型預(yù)測模型。本文采用應(yīng)用最廣泛的NORSOK模型和De Waard模型進(jìn)行腐蝕預(yù)測。

2.1 NORSOK模型

NORSOK模型是關(guān)于CO2腐蝕的經(jīng)驗?zāi)Ｐ蚚6-7]，此模型綜合考慮了CO2分壓、溫度、pH值和剪切力對腐蝕速率的影響NORSOK模型表達(dá)式如下：

當(dāng)溫度為 20 ℃，40 ℃，60 ℃，80 ℃，90 ℃，120 ℃，150 ℃時：

當(dāng)溫度為15 ℃時：

當(dāng)溫度為5 ℃時：

式中：tCR為腐蝕速率，mm/a；tK為與溫度有關(guān)的常數(shù)；2COf 為修正后的CO2分壓，bar；S為壁面剪切力，Pa；tpHf（）為pH影響因子。

式中：2COp 為CO2分壓，bar；p為系統(tǒng)總絕對壓力，bar；T為溫度，K。

2.2 De Waard95模型

典型的半經(jīng)驗?zāi)Ｐ虳e Warrd95是目前應(yīng)用較為廣泛的模型，其表達(dá)式為：

式中：rV為活化腐蝕速率，mm/a；mV為傳質(zhì)腐蝕速率，mm/a；T為溫度，K；2COpH 為2COp 下pH值；U為液體介質(zhì)流速，m/s；d為水力直徑，m。

3 兩種模型的應(yīng)用分析

3.1 管線概況

以崖城到海南終端的一條 14"單層海底管道為研究對象，管道全長91 km，平管部分壁厚9.53 mm，立管部分壁厚17.14 mm。管道內(nèi)部輸送介質(zhì)為油氣水三相，管內(nèi)輸送介質(zhì)中 CO2含量較高，摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)10.99%，對管道有較大的腐蝕威脅。天然氣輸量15.6 m3/s，凝析油輸量1 kg/s。平臺壓力7.73 MPa，終端壓力 6.96 MPa。平臺溫度 28 ℃，終端溫度24.6 ℃。海管高程如圖1所示。

圖1 海底管道高程

3.2 管道內(nèi)流型分析

通過多相流數(shù)值模擬，得到管道沿線流型變化曲線（圖2），管道沿線分別出現(xiàn)了環(huán)狀流、分層流和段塞流，在含 CO2濕氣管線入口立管附近出現(xiàn)的環(huán)狀流（約100 m）、在管線出現(xiàn)相對較大坡度的位置管線55 009～55 120 m附近位置出現(xiàn)的段塞流（約100 m）以及在管線出口附近90 145～90 907 m出現(xiàn)的段塞流（約750 m）之外，管線其他位置均為分層流，其中環(huán)狀流出現(xiàn)在立管附近，而兩處段塞流皆出現(xiàn)在管道傾角較大的位置。

圖2 管道沿線流型變化曲線

3.3 腐蝕速率的預(yù)測

對目標(biāo)管線進(jìn)行腐蝕速率預(yù)測的關(guān)鍵是選擇適合的腐蝕速率預(yù)測模型。分別采用 NORSOK和 De Waard95腐蝕預(yù)測模型對目標(biāo)管線進(jìn)行數(shù)值模擬，分析模擬結(jié)果，以選擇最優(yōu)腐蝕速率預(yù)測模型。模擬結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，NORSOK模型計算腐蝕速率的變化趨勢與對輸送濕氣管道腐蝕速率有重要影響的流型非常吻合，而De Waard95模型計算腐蝕速率的變化趨勢卻非?；靵y，并且在有明顯段塞流的位置出現(xiàn)了腐蝕速率急速降低的現(xiàn)象，這與已有研究文獻(xiàn)及工程經(jīng)驗中所出現(xiàn)的段塞流明顯的上坡段腐蝕速率較高相悖。因此De Waar95模型不適合對此目標(biāo)管線進(jìn)行腐蝕速率預(yù)測，最終采用NORSOK模型的仿真結(jié)果作為間接檢測過程的依據(jù)。

圖3 管道沿線流型與腐蝕速率沿管道里程變化曲線

4 NORSOK模型的優(yōu)化

圖4 實際結(jié)果對比圖

4.1 腐蝕初步預(yù)測結(jié)果

采用了濕氣管線內(nèi)腐蝕直接評價方法（WGICDA），最終在長達(dá)91 km的管線上共選取了116個典型的位置進(jìn)行了腐蝕速率預(yù)測。采用NORSOK模型對目標(biāo)位置進(jìn)行了腐蝕速率預(yù)測，預(yù)測結(jié)果與現(xiàn)場檢查結(jié)果對比如圖4所示。圖4中腐蝕深度為腐蝕厚度與管道壁厚的比值，%。

從圖4中可以看出，采用NORSOK預(yù)測模型對目標(biāo)位置腐蝕預(yù)測得到的腐蝕深度要遠(yuǎn)高出實際的腐蝕深度。分析發(fā)現(xiàn)，NORSOK模型沒有考慮原油對腐蝕速率的影響，而實驗結(jié)果可知油水體積比對腐蝕速率存在一個敏感區(qū)間，使原油起到明顯的緩蝕作用，這對于濕氣中油水體積比處于腐蝕速率敏感區(qū)間情況下的預(yù)測結(jié)果必然存在較大誤差。為了修正油水體積比對腐蝕預(yù)測造成的影響，進(jìn)行不同油水體積比條件下的多相流腐蝕實驗對NORSOK模型進(jìn)行改進(jìn)。

4.2 NORSOK模型優(yōu)化

實驗采用的腐蝕監(jiān)測方法為腐蝕掛片法，實驗裝置具體組成及運行原理見文獻(xiàn)[8]，此裝置可以實現(xiàn)對起伏管路的管內(nèi)流動狀態(tài)，如流速、氣液比、流型、起伏傾角等的模擬。實驗過程所采用的材料為管線鋼 X65。根據(jù)工程管道相關(guān)運行參數(shù)的調(diào)研結(jié)果，配置實驗腐蝕介質(zhì)。實驗采用蘇丹GNPOC原油，其蠟含量高于10%，因此屬于高含蠟原油。實驗采用乳化機(jī)將油水充分混合1個小時，使其盡量與現(xiàn)場采出液的油水混合狀態(tài)一致。在氣液比為0.5，CO2分壓為0.15 MPa、溫度為30 ℃的條件下，分別在不同油水體積比下的腐蝕規(guī)律進(jìn)行實驗研究，見圖5。

圖5 腐蝕速率隨油水體積比的變化曲線

由圖5可知，油水體積比在0～0.25的范圍內(nèi)，腐蝕速率較大且變化趨勢不明顯，當(dāng)油水體積比達(dá)到0.3時腐蝕速率急劇下降，當(dāng)油水體積比達(dá)到0.45后隨油水體積比繼續(xù)增加，腐蝕速率始終保持相對穩(wěn)定的較小的腐蝕速率。這是由于 CO2腐蝕的基礎(chǔ)是有水存在并且在金屬表面發(fā)生潤濕，當(dāng)油水體積比較大時，金屬表面變現(xiàn)為油浸潤性，減小了與腐蝕介質(zhì)的接觸機(jī)會從而腐蝕速率降低。研究可知，在一定的油水體積比范圍內(nèi)（敏感區(qū)），腐蝕速率會隨油水體積比的增加而急劇下降，相當(dāng)于對管道內(nèi)腐蝕起著重要的緩蝕作用。油水體積比為0.25～0.45為其對腐蝕速率影響的一個敏感區(qū)間，通過對該段數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，最終得到油水體積比敏感區(qū)間內(nèi)的緩蝕效率與油水體積比的函數(shù)關(guān)系式：

式中：y為緩蝕修正系數(shù)；x為油水體積比，取值范圍為 0.25～0.45。

在應(yīng)用NORSOK模型計算腐蝕速率時，首先對油水體積比進(jìn)行分析，當(dāng)油水體積比處于敏感區(qū)間時，則需通過式（8）的緩蝕修正系數(shù)對預(yù)測結(jié)果進(jìn)行修正。

4.3 優(yōu)化后模型的應(yīng)用

分別利用NORSOK模型與改進(jìn)的NORSOK模型對崖城到海南終端 14"單層海底管道管線進(jìn)行腐蝕速率預(yù)測，并對比現(xiàn)場內(nèi)檢測作業(yè)檢測結(jié)果，對模型的優(yōu)化結(jié)果進(jìn)行了驗證。由公式（8）得到在油水體積比為 0.37時其緩蝕系數(shù)為 0.437，用此修正系數(shù)對直接采用NORSOK模型預(yù)測的結(jié)果進(jìn)行修正，結(jié)果如表1所示。

表1 預(yù)測結(jié)果的修正

從表1中可以看出，經(jīng)修正后的腐蝕深度預(yù)測值與在線檢測結(jié)果平均絕對偏差為 6.28%（轉(zhuǎn)換成腐蝕速率約0.098 mm/y），預(yù)測誤差基本能滿足工程實際要求。同時也驗證了改進(jìn)的NORSOK模型的優(yōu)化得到的腐蝕速率預(yù)測效果較好，對工程應(yīng)用具有較好的適用性。

5 結(jié)論

（1）通過對含CO2海管內(nèi)腐蝕直接評價得出管道沿線分別出現(xiàn)了環(huán)狀流、分層流和段塞流，其中環(huán)狀流出現(xiàn)在立管附近，而兩處段塞流皆出現(xiàn)在管道傾角較大的位置，流型與管道腐蝕速率直接相關(guān)。

（2）在實驗結(jié)果的基礎(chǔ)上對 NORSOK模型進(jìn)行了改進(jìn)，并采用 WG-ICDA方法預(yù)測了典型的腐蝕區(qū)域并對這些區(qū)域進(jìn)行了腐蝕速率預(yù)測，最后通過對比工程現(xiàn)場內(nèi)檢測數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，在油水體積比處于腐蝕速率敏感區(qū)間時，應(yīng)用改進(jìn)的NORSOK模型，其對于腐蝕速率的預(yù)測結(jié)果要明顯優(yōu)于原有NORSOK模型的預(yù)測結(jié)果。

[1] 柴成文，路民旭，張國安．濕氣管線的頂部腐蝕與防護(hù)對策[J]．腐蝕與防護(hù)，2007，28（4）：167–170．

[2] 崔銘偉，曹學(xué)文．腐蝕缺陷對中高強(qiáng)度油氣管道失效壓力的影響[J]．石油學(xué)報，2012，33（6）：1086–1092．

[3] BIAN J，JIANG W M，TENG L，et al．Structure improvements and numerical simulation of supersonic separators[J]．Chemical Engineering and Processing，2016，110（12）：214–219．

[4] BIAN J，JIANG W M，HOU D Y，et al．Condensation characteristics of CH4–CO2mixture gas in a supersonic nozzle [J]．Powder Technology，2018，293（5）：1–11．

[5] 楊雪，吳先策．液體石油管道內(nèi)腐蝕直接評價方法[J]．管道技術(shù)與設(shè)備，2011，15（2）：48–50．

[6] 高強(qiáng)，費雪松，羅鵬，等．干氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法與應(yīng)用[J]．油氣儲運，2011，30（12）：913–916．

[7] 崔銘偉，曹學(xué)文．不同鋼級腐蝕管道剩余強(qiáng)度分析方法的對比[J]．油氣儲運，2012，31（7）：486–490．

[8] 崔銘偉，封子艷，韓建紅，等．多相流動狀態(tài)下CO2分壓對X70鋼CO2腐蝕的影響[J]．遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報，2015，28（2）：62–68．