基于管線積液的腐蝕位置預測研究

陳冰清王躍社何仁洋黃 輝

（1．西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室 西安 710049）

（2．中國特種設備檢測研究院 北京 100029）

基于管線積液的腐蝕位置預測研究

陳冰清1王躍社1何仁洋2黃 輝2

（1．西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室 西安 710049）

（2．中國特種設備檢測研究院 北京 100029）

隨著油田開采率地不斷提高，油氣含水率也愈來愈高。長距離輸送管道輸送原油時不免攜帶有較高的水量，從而引起管道腐蝕，腐蝕會嚴重影響經濟效益甚至人身安全。本文通過液滴攜帶機理研究實際工程管道運輸過程中形成積液的情況從而預測腐蝕可能性，通過計算預測可能存在積液發生腐蝕的位置并與實際中發生腐蝕的位置做對比。經驗證，在腐蝕嚴重段的7處位置有4處預測準確。結果表明，此預測研究模型具有工程指導意義。

液滴攜帶 積液 管道腐蝕

1 前言

石油化工行業是我國國民經濟的重要基礎和支柱產業，在經濟發展中占有舉足輕重的地位。其中長距離輸油管線的運輸情況直接影響到石油行業的經濟效益，而它又是遭遇腐蝕破壞的重要環節之一。隨著油田深入開發進入中后期，采出液的含水率也在不斷上升。由于長距離輸送地勢跌宕起伏以及油水的非浸潤性，加之當油相無法提供足夠的動能帶走水滴時，水滴便開始沉積，形成以水為主的積液。管道內的積液為輸油管道內的電化學腐蝕提供了一定的環境，長此以往，便會發生腐蝕。

若能針對管道的敷設預測出其可能存在積液的位置，從而預防腐蝕的發生。很多研究學者也做了相關的研究，并針對不同的兩相流環境提出不同的腐蝕預測模型。Hollenberg[1]和Oliemans[2]分別于1987年和1992年提出了一種油相帶走管壁上積液的臨界流速模型。他們基于以下假設：油水均勻分散、單液滴尺寸、將液滴視作固體顆粒來處理、管壁光滑、管線水平敷設。他們認為在一定的流速條件下能夠產生足夠大的湍動能使大液滴分散來防止沉淀。而B．F．M． Pots[3]發現液滴沉降與液膜厚度取決于油相，僅僅只有臨界流速無法應用到所有環境中。Snuverink[4]等人用弗勞德數來修正臨界速度，然而他們提出的此模型適用于臨界傾角低于5°且流動為湍流的情況。Brauner[5]和Barnea[6]提出一種以油相為主，水為離散相的計算方法來預測油水分散流的臨界流速模型。

本文針對實際工程中特定輸油管線的流動特性，采用了一種在給定輸量情況下避免出現積液現象的臨界傾角的預測模型，在已知流動條件下，存在一個在湍流力作用下不會導致液滴破裂的最大直徑，和在重力作用下保持懸浮、不會沉降的最大液滴直徑。此兩個直徑值相等被定義為油包水分散系中的臨界流速。將管道的實際流速與此臨界流速相比，以確定是否有油水分層流動從油包水分散溶液分離形成。并計算出臨界傾角，將管道實際傾角與臨界傾角相比，來預測管道可能有積液并發生腐蝕的位置，并與實際工程檢測數據對比，判斷模型的可行性。

2 臨界傾角預測模型

2.1 湍流力作用下的最大液滴直徑

根據含水率的大小，可分為稀分散系和稠分散系，根據以下公式來確定兩種體系中液滴的最大直徑。

●2.1.1 稀分散系

在稀分散系流動條件下，水滴懸浮于連續油相中獨立運動，油水間作用力占主導地位。

式中：

εw——含水率，無量綱；

ρm——油水混合物密度，kg/m3；

ρo——連續相（油）密度，kg/m3。

根據Brauner模型，最大水滴直徑dmax可以表示為：

式中：

D ——管徑，m；

Weo——油相的韋伯數，無量綱；

Reo——油相的雷諾數，無量綱。

式中：

Uo——油相速度（在本例中為連續相），m/s；

Usw——水相折算速度，

Uso——油相折算速度，

Qw——水相體積流量，m3/s；

Qo——油相體積流量，m3/s；

A ——管道截面積，m2/s；

ηo——油相動力粘度，Pa·s；

σ ——水相表面張力，N/m；

τ ——剪切應力，N/m2。

如式（8）所示，韋伯數表示液滴慣性力表面張力的比值。盡管管流中的湍流區段不均勻且呈各向異性，但經論證，當dmax＜0．1D時，可依式（2）計算兩相流系統中稀分散相的dmax。

對液體系統來說，當連續相與分散相的密度近似相等時，εw＜1。

●2.1.2 稠分散系

采用稠分散系計算的條件為：烴相中所攜帶的水滴并未完全懸浮且存在較強的相互作用力。此方法適用于以下幾種情況：1）任何原因導致含水率升高。2）油水混合物密度與油相密度相差較大。

在上述情形中，油相流量Qo具有足以阻斷水滴（流量為Qw）聚結的紊流能量。根據Brauner[7]理論，在聚結水相中，表面能量產生的速度與由流動油相提供的紊流能量的生成速度成正比，見式（9）～ 式（12）。

式中：

CH——常數，數量級為1；

在各向同性均勻湍流中，湍流動能與湍流能量耗散率e相關。e如式（13）所示。

將式（11）和式（13）代入式（9）得到：

式（14）中下標dense代表在稠油水分散系情況下，f為范寧摩擦系數。稠分散系下所使用的參數與稀分散系相同。

在給定的流體系統和運行條件下，可存在的最大液滴直徑為通過稀分散系或稠分散系方法［式（2）和式（14）］計算所得的兩個值中的較大者，即：

2.2 重力的影響

通過重力和湍流力平衡可以得出重力的作用，見式（16）：

公式中弗勞德數（Fro）可由式（17）～式（18）得出：

式中：

β ——管道的傾角，（°）；圖示臨界傾角；

g ——重力加速度，取9．81m/s2；

f ——湍流摩阻系數，無量綱，由式（19）可計算。

水平或近水平（傾角小）的管道，重力的影響占主導作用。

水滴直徑大于臨界水滴直徑dcσ時液滴向管壁遷移，dcσ計算見式（20）～式（22）。

任意傾角的管道dcrit均可保守估計為：

Brauner建立了烴相或油相攜帶水準則。當油相紊流強度足以維持水相液滴直徑dmax（該尺寸應小于液滴分離尺寸dcrit，即dmax＜dcrit）時，分層流會向穩定油包水分散溶液轉變[5]。

2.3 兩相分層流模型

當液態石油管道中完全充滿液相（沒有明顯氣相）時，選擇兩相分層流模型。假設兩相流體完全分開，一相流動于管道中上部，另外一相處于管道底部。在兩相分層流模型中，分別列出兩組守恒方程來描述動量守恒、質量守恒以及能量守恒，一組表示油相，另外一組表示水相。管內流層分布如圖1所示。

如圖1所示，對每相列出質量守恒方程和動量守恒方程。

圖1 油水兩相分層流動示意圖

●2.3.1 質量守恒方程組

式中：

Ao——油相所占管道截面積，m2/s；

Aw——水相所占管道截面積，m2/s；

假設油水界面到管道底部距離為h，則水相所占管道截面積計算如（27）所示。

式中：

●2.3.2 動量守恒方程組

對于每一層，取微元柱體，見圖1，根據壓力梯度、切應力、重力的平衡關系，可建立如下方程：

對于水相：

對于油相：

式中：

Ao——油層所占的橫截面積，m2；

Aw——水層所占的橫截面積，m2；

τo——管壁上油的剪切力，N/m2；

τw——管壁上水的剪切力，N/m2；

τi——相界面的剪切力，N/m2；

So——管道圓周與油相的接觸長度，m；

Sw——管道圓周與水相的接觸長度，m；

Si——相界面的接觸周長，m；

ρw——油水混合物密度，kg/m3。

在油水兩相中，壓降相同，則消去壓力梯度項可化為：

依據Taitel和 Dukler模型，剪切應力可由Blasius-type公式估算，見式（32）和式（33）。

式中：

f——范寧摩阻系數，由式（34）和式（35）確定。

式中：

υo——油的粘度，m2/s；

υw——水的粘度，m2/s。

常數C和n取值為：層流時，C＝16，n＝1；紊流時，C＝0．046，n＝0．2。

應當指出，油水的雷諾數計算基于等效水力直徑，由流速較快層決定[7]。當油水兩相表面的速度處于可比較水平時，油水界面可以視為自由面。當兩相速度不同時，油水界面必須包括到流速較快相的濕界中。與氣液兩相流類似，液液兩相流動流速不同時，見式（36）～ 式（42）。

當Uo＞ Uw時，

當Uo＜ Uw時，

當Uo＝Uw時，

層間界面剪切力可由式（42）得出。

式中：

ρ ——流速較快層的密度，kg/m3；

fi——流速較快層的摩阻系數。

動量平衡方程中的所有參數均可表示為界面高度的函數。因此，在油、水流速給定的條件下，對方程求解即可得出界面高度，并計算積水量和壓降。

3 計算結果與分析

3.1 管道基本情況

所評價管道全長302．2km，外徑426mm、壁厚8mm、內徑410mm，管道為X52螺旋埋弧焊鋼管，輸送介質為高含水原油。管道的相關參數見表1，原油和水的物性參數見表2。

表1 管道相關參數

表2 原油和水的物性參數

3.2 計算結果與分析

根據計算模型求得，在給定輸量及現場一些條件下，計算所得的管道臨界傾角為6．9°。下一步是生成管道實際傾角圖，并將管道臨界傾角疊加在圖上，以便確定直接檢測/檢查相關位置點。海拔高度剖面由全球衛星定位系統GPS和管道檢測儀共同確定。GPS可確定具體位置和地面海拔，管道檢測儀可確定管道埋深。管道實際傾角大小可由這些數據計算得來。對于每一段，實際傾角可由式（43）得到：

式中：

Δ（elevation）——計算兩點的高程差，m；

Δ（distance）——計算兩點的直線距離，m。

高程剖面和實際傾角剖面圖見圖2，根據現場所測作圖，起始點是106km。圖3詳細標識出了嚴重腐蝕區段的實際傾角值大于臨界傾角值的位置點。表3列出了具體的定性檢測結果。

圖2 管道實際傾角和高程剖面示意圖

圖3 283～285km嚴重腐蝕區段管道實際傾角和高程示意圖

表3 示例-檢測結果

3.3 現場分析

在上述所測區段，上山的實際傾角數據如圖3所示，臨傾角線是6．9°的粗實線。本例中，超過臨界傾角的部位與實際檢測的腐蝕部位做了對比見表3。管道沿線大于此角的位置是積液發生最有可能的位置，也是該管線運行的危險位置，應重點加大檢測比例。

根據高程檢測及流場分析結果，選取高程相對低洼點和上坡抬頭段的地方探坑進行腐蝕組合檢測，泄漏和發現的腐蝕缺陷大致位于“V”字形的底部和抬頭段。如表（3）所示，在嚴重腐蝕管段，選取管道實際傾角大于臨界傾角的7處可能腐蝕位置進行檢測，有4處位置發生腐蝕泄漏。說明，該管線高程變化出現“V”字形更容易出現腐蝕，應是檢測的重中之重。

4 結論

本文針對實際工程中特定輸油管線的流動個性，基于液滴動力學與多相流動力學耦合特性的液滴攜帶機理，建立積液預測模型，計算出攜帶水的臨界傾角為6．9°，并結合工程實例，選擇嚴重腐蝕區段7處積液預測的位置，與現場腐蝕檢測結果對比，有4處位置預測準確，結果說明該管線高程變化出現“V”字形更容易出現腐蝕，應重點檢測。由此，該計算模型具有一定的工程指導意義。

[1] Davies J T．Calculation of critical velocities to maintain solids in suspension in horizontal pipes[J]．Chemical Engineering Science，1987，42(7)：1667-1670.

[2] Hollenberg J F，Olimens R V A．Prediction of Flow Conditions to Minimize Corrosion [R]．Shell Report，1992.

[3] Pots B，Hendriksen E，Hollenberg J F．What are the Real Influences of Flow on Corrosion?[A]．CORROSION[C]．San Diego，California．NACE-06591，2006.

[4] Snuverrink H，Lansink O，Duijvestijn P E M．Liquid/ Liquid Oil/Water Flow in Pipes: Entrainment of Settled Water by Flowing Oil in Pipes[R]．Shell Report，1987.

[5] Brauner N．The Prediction of Dispersed Flows Boundaries in Liquid-Liquid and Gas-liquid Systems[J]．International Journal of Multiphase Flow，2001，27(5)：885-910.

[6] Barnea D．A Unified Model for Predicting Flow-Pattern Transitions for the Whole Range of Pipe Inclinations[J]．International Journal of Multiphase Flow, 1987，13(1)：1-12.

[7] Brauner N，Moalcm Maron D．Two-Phase Liquid-Liquid Stratified Flow[J]．Physico Chemical Hydrodynamics 1989，11(4)：487-506.

[8] Bernardus F．Prediction of Corrosion Rates of the Main Corrosion Mechanisms in Upstream Applications[A]. CORROSION[C]．Houston，Texas．NACE-05550，2006. Corrosion，2005.

[質檢公益性行業科研專項：No．201410027]

Study on the Prediction of Corrosion Location Based on the Water Accumulation in Pipeline

Chen Bingqing1Wang Yueshe1He Renyang2Huang Hui2
(1. State Key Laboratory of Multiphase Flow in Power Engineering, Xi'an Jiaotong University Xi'an 710049)
(2. China Special Equipment Inspection and Research Institute Beijing 100029)

With the constantly increasing of the production rate in oil field, water content in oil and gas becomes more and more high obviously. Large water content is always unavoidably contained in the long distance crude oil pipeline transportation. So as to cause the pipeline corrosion which can seriously affects the economic benefits and even personal safety. Based on the mechanism of the droplets carrying, this article studied the water accumulation in the actual engineering pipeline transportation and predicted the possibly corrosion location. Compared the possible corrosion position predicted by calculation with feld corrosion test results, 4 corrosion locations at a total 7 predicted location were accurately, which had certain current signifcance to engineering.

Droplets carrying Water Accumulation Pipeline Corrosion

X933．4

B

1673-257X（2017）03-0037-05

10．3969/j．issn．1673-257X．2017．03．007

陳冰清(1992～)，女，碩士，從事石油工程中的多相流動與腐蝕研究工作。

2016-12-21）