多相流管道CO2內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)研究

楊 婧，李 盼，田愛民，張 靜，袁玉曉，梁昌晶

1.中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司第一采油廠，河北任丘 062552

2.中國石油華北油田公司質(zhì)量安全環(huán)保處，河北任丘 062552

3.中國石油華北油田公司工程技術(shù)部，河北任丘 062552

近年來，我國油氣管道實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，截止到2017年年底，總里程達(dá)到12.5×104km。油氣管道在服役的同時也面臨著風(fēng)險，統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，腐蝕已成為危害管道安全、引起管道失效的首要因素，其中因CO2腐蝕引起的管道內(nèi)腐蝕問題時有發(fā)生[1-2]。目前，國內(nèi)外對CO2的腐蝕行為和腐蝕機(jī)理進(jìn)行了大量的研究。張清等[3]發(fā)現(xiàn)：CO2溶于水后形成的H2CO3的酸性大于其他強(qiáng)酸，且隨著CO2分壓的上升，腐蝕明顯加速。De Warrd等[4]和Ogundele[5]等都發(fā)現(xiàn)CO2腐蝕主要是陰極H2CO3和的還原反應(yīng)。Muhammadu等[6]通過將實驗數(shù)據(jù)和軟件模擬進(jìn)行對比，對CO2腐蝕預(yù)測模型進(jìn)行了有效修正。蔡峰等[7]通過對X70鋼在高溫高壓反應(yīng)釜中的腐蝕行為進(jìn)行研究，得到了多相流環(huán)境下X70鋼的腐蝕形態(tài)和腐蝕機(jī)理。

對于油氣管道而言，采用智能內(nèi)檢測器對腐蝕情況進(jìn)行檢測是管道完整性管理的重要組成部分，其結(jié)果對壁厚減薄、剩余壽命以及剩余強(qiáng)度的預(yù)測具有重要意義，但在現(xiàn)場實際工況中，很多管道由于管徑變化較大、沒有收發(fā)球裝置、管道輸量不足、地勢起伏等因素?zé)o法下入內(nèi)檢測儀器。針對這類管道，美國腐蝕工程師協(xié)會（NACE） 推薦使用內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)（以下簡稱ICDA）。高強(qiáng)等[8]利用內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)，計算得到了干氣管道（中國南部某天然氣管道）積水聚集處的每日臨界傾角；葛楊志等[9]利用內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)，得到了濕氣管道流型轉(zhuǎn)換與管道腐蝕速率之間的關(guān)系；董培林等[10]以崖城海底管道為研究對象，對兩種模型進(jìn)行了腐蝕預(yù)測，發(fā)現(xiàn)利用內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)得到的腐蝕速率變化曲線與間接檢測結(jié)果基本一致，內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)對腐蝕預(yù)防具有一定的參考價值。綜上所述，內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)在濕氣、干氣以及液體管道都有一定應(yīng)用，但目前在油氣水多相流管道中尚缺乏實際應(yīng)用。因此，以NACE在2016年發(fā)布的SP0116《多相流管道內(nèi)腐蝕直接評價方法》為指導(dǎo)[11]，以某海底多相流混輸管道為例，采用軟件模擬，對間接檢測結(jié)果進(jìn)行重點分析，以期為多相流內(nèi)腐蝕直接評價提供理論依據(jù)和實踐經(jīng)驗。

1 ICDA步驟

ICDA的原理是利用腐蝕模型，通過輸入多相流的環(huán)境參數(shù)，對管道沿程的溫度、壓力、流型、氣液表觀流速等參數(shù)進(jìn)行測試，識別出具有高風(fēng)險的腐蝕區(qū)域，并通過腐蝕速率解釋當(dāng)前狀態(tài)下腐蝕的分布情況，具體的評價流程見圖1。ICDA的評價分為四個步驟：預(yù)評價、間接檢測、詳細(xì)檢測和后評價。

圖1 ICDA評價流程

（1）預(yù)評價：收集和整理管道在設(shè)計、施工、檢測、驗收、投產(chǎn)、運行、維搶修等階段的運行數(shù)據(jù)，對ICDA進(jìn)行可行性分析，并根據(jù)實際工況對管段進(jìn)行劃分。

（2）間接檢測：該步驟是整個ICDA的重中之中，利用SP0116中的方法，通過軟件對影響管道內(nèi)腐蝕的因素進(jìn)行敏感性分析，通過腐蝕模型對管道中容易出現(xiàn)腐蝕的位置進(jìn)行預(yù)測。

（3）詳細(xì)檢測：針對間接檢測的結(jié)果，按照嚴(yán)重程度和分級確定無損檢測的數(shù)量和順序，驗證間接檢測結(jié)果。

（4）后評價：總結(jié)前三個步驟，驗證評價過程的有效性，確定再次評價的間隔時間。

2 實例計算

2.1 預(yù)評價

以渤海油田某海底管道為研究對象，該管道投產(chǎn)于2008年，全長9.8km，采用X65管線鋼，立管和水平管的管道規(guī)格均為D355.6 mm、壁厚14 mm，無內(nèi)涂層和保溫層，輸送方式為多相流混輸，其中：日輸油量為355 m3/d，氣液比為2 365，含水率為5%，CO2摩爾分?jǐn)?shù)為3.27%，不含H2S，入口平臺距海面高度20 m，入口壓力6.5 MPa，入口溫度16.3℃，出口壓力6 MPa，海床溫度18.5℃，管內(nèi)不添加緩蝕劑。此外，管道全線無雙向流動歷史，不存在增壓和加熱設(shè)備，無清管接收器等裝置，因此在評價過程中將整條管道劃分為一個ICDA區(qū)域，管道沿線高程如圖2所示。

圖2 管道沿線高程

管道在進(jìn)行ICDA時，對照表1的要求完成了該管道的可行性分析。

表1 管道ICDA可行性分析

2.2 間接檢測

2.2.1 De Warrd模型

針對CO2腐蝕，SP0116推薦了多種模型，包括De Warrd模型、Norsok M506模型和Top-of-line模型。其中Top-of-line模型適用于凝析氣對管頂?shù)母g，不適合本實例；而Norsok M506模型是基于高溫現(xiàn)場和低溫室內(nèi)試驗建立的經(jīng)驗?zāi)Ｐ?，適用于高溫（100～150℃） 和高pH值環(huán)境下的腐蝕速率預(yù)測，不適合低溫環(huán)境的腐蝕預(yù)測，故在此采用De Warrd模型來分析管道當(dāng)前的運行狀況。腐蝕預(yù)測公式如下：

式中：Vcorr為腐蝕速率，mm/a；Vr為金屬活化反應(yīng)的腐蝕速率，mm/a；Vm為受到物質(zhì)傳遞反應(yīng)的腐蝕速率，mm/a；T為溫度，K；PCO2為CO2分壓，取1×10-3MPa；pHactual為腐蝕溶液的pH值；pHCO2為對應(yīng)CO2分壓條件下的pH值；U為管輸介質(zhì)流速，m/s；d為管道直徑，m。

該模型充分考慮了介質(zhì)流速、環(huán)境溫度、pH值及腐蝕電化學(xué)和動力學(xué)的影響，經(jīng)研究表明，在腐蝕環(huán)境溫度低于85℃的條件下，預(yù)測數(shù)據(jù)與實際誤差較小。

2.2.2 軟件模擬

采用OLGA軟件輸入預(yù)評價得到的管道數(shù)據(jù)進(jìn)行多相流模擬，得到了各類因素隨管道里程的變化曲線。由圖3可知，溫度和壓力數(shù)據(jù)在兩側(cè)立管處波動較大，平管處流體壓力隨管道里程的增加呈下降趨勢，摩阻損失主要來源于管道內(nèi)壁與流體之間產(chǎn)生的沿程摩阻，流體溫度隨管道里程的增加而上升，在0.598 km處達(dá)到18.5℃，此后一直維持在海床溫度。

圖3 管道沿線溫度、壓力變化

由圖4可知：氣相表觀流速在立管入口處變化較大，在平管處隨管道里程的增加呈逐漸增大趨勢，但整體變化不大；液相表觀流速在兩側(cè)立管及平管起伏的地方有波動，主要原因是由于地勢的變化以及液相重力勢能向動能轉(zhuǎn)換。

圖4 管道沿線氣相、液相表觀流速變化

由圖5可知（其中，流型1、2、3分別代表分層流、環(huán)狀流、段塞流）：氣液兩相流型在兩側(cè)立管處為環(huán)狀流，在6.87～7.83 km處為段塞流，其余平管部分為分層流。經(jīng)研究表明：分層流狀態(tài)下，液相在下，氣相在上，基本上只發(fā)生電化學(xué)腐蝕；環(huán)狀流狀態(tài)下，由于氣液兩相不斷沖刷基材表面，導(dǎo)致金屬表面的鈍化膜和腐蝕產(chǎn)物膜產(chǎn)生孔洞，形成疏松多孔狀態(tài)，加快了腐蝕速率；段塞流一般形成于管道低洼上坡段，由于低洼處的液體聚集較多，當(dāng)氣液比較大時，容易形成段塞流，段塞流造成的腐蝕最為嚴(yán)重，同時因存在一定量的CO2，使該段的流體酸性更強(qiáng)，腐蝕更加嚴(yán)重。此外，管道內(nèi)的持液率隨兩側(cè)立管及地形起伏變化，其中在兩側(cè)立管以及6.87～7.83 km低洼上坡段持液率的波動最大。

圖5 管道沿線持液率和氣液兩相流型變化

由圖6可知，兩側(cè)立管及低洼上坡段管道的腐蝕速率最大，兩側(cè)立管的腐蝕速率均在0.55 mm/a以上，水平管段低洼上坡段的腐蝕速率在0.36～0.51 mm/a之間，其余部位的腐蝕速率相對較小，管道的平均腐蝕速率為0.48 mm/a，整體腐蝕速率＞0.254 mm/a，對照NACE RP-0775中的評判標(biāo)準(zhǔn)，屬于極嚴(yán)重腐蝕狀態(tài)。綜上所述，管道的腐蝕程度與持液率、氣液兩相流型以及氣液兩相表觀流速等流動參數(shù)都有較大關(guān)聯(lián)。

圖6 管道沿線高程與腐蝕速率變化

2.3 詳細(xì)檢測

間接檢測的結(jié)果表明，腐蝕較嚴(yán)重的區(qū)域集中在兩側(cè)立管及6.87～7.83 km的低洼上坡段處。受現(xiàn)場工藝條件的限制，海底平管無法進(jìn)行內(nèi)檢測，因此對兩側(cè)立管采用超聲相控陣技術(shù)對壁厚減薄情況進(jìn)行檢測，檢測結(jié)果如圖7所示。

圖7 超聲相控陣檢測結(jié)果

由圖7可知，在兩側(cè)立管共發(fā)現(xiàn)25處壁厚減薄現(xiàn)象，其中16處的壁厚減薄在20%～39%之間，屬于中等程度壁厚減??；9處的壁厚減薄在40%～59%之間，屬于嚴(yán)重程度壁厚減薄。經(jīng)計算，管道的平均腐蝕速率為0.402 mm/a，與之前的軟件模擬結(jié)果基本保持一致。

2.4 后評價

間接檢測和詳細(xì)檢測的結(jié)果對比發(fā)現(xiàn)：上述ICDA過程具有較高的有效性，其誤差范圍滿足SP0116的相關(guān)要求（壁厚損失的誤差不超過20%），證明了間接檢測模型的準(zhǔn)確性。由于該海底管道腐蝕較為嚴(yán)重，建議加密再評估的頻率，剩余壽命根據(jù)TSG D7003—2010《壓力管道定期檢驗規(guī)則-長輸（油氣）管道》中的規(guī)定計算：

式中：TR為剩余壽命，a；Pf為經(jīng)計算得到的缺陷點處管道失效壓力（在此選用ASME B31G-2009計算），MPa；MAOP為最大允許運行壓力，MPa；Py為管道屈服壓力，MPa；t為壁厚，mm；Rc為腐蝕速率，mm/a。

經(jīng)計算，所有缺陷點中剩余壽命最小的為2.13a，按照GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》中的規(guī)定，再評估時間應(yīng)為剩余壽命的一半，因此確定再評估時間間隔為1年。

3 結(jié)論

（1）通過應(yīng)用OLGA軟件，采用De Warrd模型對含CO2的多相流管道進(jìn)行內(nèi)腐蝕直接評價發(fā)現(xiàn)：管道的腐蝕程度與持液率、氣液兩相流型以及氣液兩相表觀流速等流動參數(shù)都有較大關(guān)聯(lián)；在兩側(cè)立管及6.87～7.83 km低洼上坡段處的腐蝕最為嚴(yán)重。與現(xiàn)場立管的檢測結(jié)果對比后，發(fā)現(xiàn)間接檢測與軟件模擬的結(jié)果基本保持一致，平均腐蝕速率為0.402 mm/a，驗證了ICDA評價過程的有效性。

（2）模型的選擇和修正是內(nèi)腐蝕直接評價正確與否的關(guān)鍵，今后應(yīng)加強(qiáng)評價頻率，在實際工況的條件下定期修正腐蝕動力學(xué)相關(guān)參數(shù)，從而提高腐蝕預(yù)測的準(zhǔn)確性，為管道腐蝕控制和延長壽命提供理論依據(jù)。