王　坤

（中國石油大學(xué)（北京）機械與儲運工程學(xué)院，北京　102249）

?

集氣管道CO2內(nèi)腐蝕影響因素分析

王坤

（中國石油大學(xué)（北京）機械與儲運工程學(xué)院，北京102249）

摘要針對氣田集輸管道CO2內(nèi)腐蝕情況較為嚴(yán)重的狀況，對某集輸管道CO2內(nèi)腐蝕的各影響因素進行逐一分析，采用WAARD95模型建立管道CO2內(nèi)腐蝕模型，計算分析管道內(nèi)的介質(zhì)溫度、CO2含量、管道運行壓力、管徑的變化對管道CO2內(nèi)腐蝕速率變化的影響程度及規(guī)律，得出結(jié)論：隨著介質(zhì)溫度的升高及CO2含量的上升管道內(nèi)腐蝕速率會增大，且CO2含量的變化對管道內(nèi)腐蝕速率的影響最大；管道運行壓力的變化不會對管道內(nèi)腐蝕造成較大影響；而管徑對不同傾角的管段腐蝕情況的影響不同。并提出應(yīng)針對不同管道實際情況制定相應(yīng)的清管方案和防腐措施的建議。

關(guān)鍵詞集氣管道CO2內(nèi)腐蝕WAARD95模型CO2含量壓力管徑

修訂回稿日期：2016-03-29

0　引言

某氣田集輸管道內(nèi)腐蝕情況較為嚴(yán)重，且隨著輸送介質(zhì)內(nèi)CO2濃度逐漸增高，加之管道受當(dāng)時的制管工藝、焊接工藝等水平限制，該段管線在CO2含量較高的氣質(zhì)條件下長期運行后，根據(jù)管道智能檢測的結(jié)果顯示，其內(nèi)腐蝕狀況正在不同程度地加重。筆者利用適用的管道CO2內(nèi)腐蝕計算模型，對該集輸管道的CO2內(nèi)腐蝕影響因素進行分析研究，找出單一因素對管道的CO2內(nèi)腐蝕影響規(guī)律，分析不同因素對管道內(nèi)腐蝕的影響程度。

1　管道參數(shù)

某集輸管道全長18.74 km，管道規(guī)格為D325× 10，設(shè)計壓力為7.85 MPa，設(shè)計輸送量為200× 104m3/d。管道的管材為20#鋼，內(nèi)徑為305 mm，壁厚為10 mm，腐蝕余量為1.5 mm，粗糙度為2.8e-5 m，鋼熱容為500 J/（kg·K），導(dǎo)熱系數(shù)為50 W/（m·K），密度為7 800 kg/m3。

目前運行管段起點壓力為7.264 MPa，終點壓力為5.195 MPa，實際流量為30 kg/s，介質(zhì)中CO2摩爾分?jǐn)?shù)約為4.8％，不含H2S，水的質(zhì)量比重約占5％，具體介質(zhì)組分情況見表1。

表1　介質(zhì)組分表

2　建立模型

該集輸管道的CO2內(nèi)腐蝕計算選用的是WAARD95模型，該模型是目前應(yīng)用最為廣泛的一種基于半經(jīng)驗的CO2腐蝕速率模型，在低于100℃的條件下，其計算結(jié)果與實際數(shù)據(jù)吻合度很高［1- 2］。WAARD95模型的表達式為：

其中，

式中，vcorr為腐蝕速率，mm/a；vr為反應(yīng)速率，mm/a；vm為傳質(zhì)速率，mm/a；t為介質(zhì)溫度，℃；為CO2分壓，Pa；pHact為實際pH值；pHCO2為CO2飽和溶液的pH值；U為介質(zhì)的液相流動速率，m/s；d為直徑，m。

3　計算結(jié)果

管道的CO2內(nèi)腐蝕過程是十分復(fù)雜的電化學(xué)過程，影響管道CO2內(nèi)腐蝕的環(huán)境因素包括管道內(nèi)輸送介質(zhì)溫度、CO2含量、壓力、管徑、pH值、水溶液中的金屬離子、細(xì)菌含量、蠟含量等［3-4］。由于管道內(nèi)pH值、水溶液中的金屬離子、細(xì)菌及蠟含量因素的腐蝕機理十分復(fù)雜，WAARD95模型不適用于這些因素下的腐蝕速率計算。因此選擇介質(zhì)溫度、CO2含量、壓力、管徑4個管道運行工況參數(shù)對管道內(nèi)腐蝕的影響進行分析，明確這些因素對腐蝕產(chǎn)生的影響規(guī)律。

3.1介質(zhì)溫度

隨著介質(zhì)溫度的升高，管道內(nèi)腐蝕速率逐漸增大。這種變化在下傾管段尤為顯著，當(dāng)管道輸送介質(zhì)溫度由20℃增加到50℃時，管道內(nèi)腐蝕速率從0.293 mm/a增加到0.348 mm/a，增幅達18.8％；在上傾管段，當(dāng)管道輸送介質(zhì)溫度由20℃增加到50℃時，管道內(nèi)腐蝕速率從0.060 mm/a增大到0.067 mm/a，增幅僅為11.7％。由此看出管道內(nèi)介質(zhì)溫度的升高會使管道內(nèi)腐蝕速率顯著增大，且在下傾管段受影響更大（圖1）。

圖1　不同介質(zhì)溫度下沿線管道內(nèi)腐蝕速率變化圖

3.2 CO2含量

隨著CO2含量的上升，管道內(nèi)腐蝕速率快速增加，但在不同的管段其變化速率不同。在管道下傾段，當(dāng)CO2含量由6.8％增加到8.8％時，管道內(nèi)腐蝕速率從0.403 mm/a增大到0.509 mm/a，增幅達26.3％；在管道上傾段，當(dāng)CO2含量由6.8％增加到8.8％時，管道內(nèi)腐蝕速率從0.082 mm/a增大到0.105 mm/a，增幅達28.7％。由此可看出管道內(nèi)CO2含量增加會顯著影響管道內(nèi)腐蝕狀況（圖2）。

圖2　不同CO2含量下沿線管道內(nèi)腐蝕速率變化圖

3.3管道運行壓力

管道運行壓力的變化不會對管道內(nèi)腐蝕狀況造成較大影響，不論是管道的上傾段還是下傾段，隨著壓力的增大，管道內(nèi)腐蝕速率幾乎沒有變化?？梢哉J(rèn)為，改變管道的運行壓力對降低管道內(nèi)腐蝕速率沒有作用（圖3）。

圖3　不同運行壓力下沿線管道內(nèi)腐蝕速率變化圖

3.4管徑

管徑的不同會引起不同的管道內(nèi)腐蝕情況，從管道沿線內(nèi)腐蝕速率計算結(jié)果來看，大管徑可以在一定程度上緩和管道的內(nèi)腐蝕情況，但從計算結(jié)果來看，管徑對不同傾角的管段腐蝕情況帶來的影響不同。在上傾管段，大管徑可以有效降低管道的內(nèi)腐蝕速率，但隨著管徑的繼續(xù)增大，管道內(nèi)腐蝕速率沒有繼續(xù)大幅下降。而在下傾管段，隨著管徑的增大，管道內(nèi)腐蝕速率呈現(xiàn)出先減小后增大的變化趨勢，但變化幅度控制在3％以內(nèi)。這是由于管道內(nèi)介質(zhì)流態(tài)發(fā)生了改變，上傾管段的流態(tài)為層流，下傾管段的流態(tài)為斷塞流，斷塞流導(dǎo)致了管道內(nèi)CO2內(nèi)腐蝕速率的增大［5-6］，見圖4。

圖4　不同管徑沿線管道內(nèi)腐蝕速率變化圖

4　結(jié)論

1）采用WAARD95模型對集氣管道CO2內(nèi)腐蝕情況進行了模擬和計算，經(jīng)過計算可以得出，管道CO2內(nèi)腐蝕速率受到多種因素影響，且不同因素的影響程度不同。

2）隨著介質(zhì)溫度的升高，管道內(nèi)腐蝕速率逐漸增大；隨著CO2含量的上升，管道內(nèi)腐蝕速率快速增加；管道運行壓力的變化不會對管道內(nèi)腐蝕狀況造成較大影響；管徑對不同傾角的管段腐蝕情況帶來的影響不同。

3）管道內(nèi)CO2含量（分壓）的變化對管道CO2內(nèi)腐蝕速率的影響最大，當(dāng)管道內(nèi)CO2含量增大30％時，管道內(nèi)腐蝕速率增加約28％。

4）對于內(nèi)腐蝕速率較大的下傾管段應(yīng)及時采取防腐措施，避免管段出現(xiàn)因腐蝕造成的穿孔和泄漏等事故。在進行管道清管或腐蝕點修復(fù)及防護時，應(yīng)充分考慮不同因素對管道CO2內(nèi)腐蝕的影響，針對不同管道的實際情況制定有針對性的清管方案和防腐措施。

參考文獻

［1］De Waard C，Lotz U，Dugstad A. Influence of Liquid Flow Velocity on CO2Corrosion：a Semi-Empirical Model：Corrosion/95［C］. Houston：NACE，1995：128.

［2］冷亞梅.含CO2多相流內(nèi)腐蝕研究［D］.青島：中國石油大學(xué)（華東），2013.

［3］鄭家燊，呂戰(zhàn)鵬.二氧化碳的腐蝕機理及影響因素［J］.石油學(xué)報，1995，16（7）：134-139.

［4］朱世東，白真權(quán)，林冠發(fā)，等.影響油氣田CO2腐蝕速率的因素研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2008（5）：6-10.

［5］趙學(xué)清，王志強，董靜雅.基于OLGA的CO2腐蝕模擬研究：2013年中國國際管道會議論文集［C］.北京：石油工業(yè)出版社，2013：144-146.

［6］張林，張波，馬永明.天然氣管道沖蝕能量規(guī)律分析［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟，2013，7（3）：37-39.

（編輯：蔣龍）

文獻標(biāo)識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）02-0054-03

doi：10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 02. 014

作者簡介：王坤（1992-），碩士研究生，研究方向為油氣田完整性管理。E-mail：bibberwhut@163.com。