沖蝕作用下CO₂分壓對(duì)集輸氣管線內(nèi)腐蝕的影響規(guī)律

　　　　　　　——以大慶油田徐深6集氣站集輸管線為例

摘　要：我國(guó)部分油氣田集輸管線中CO₂與水含量較高，同時(shí)由于提高輸運(yùn)流速，集輸管道CO₂腐蝕日趨嚴(yán)重，掌握流場(chǎng)誘導(dǎo)下CO₂腐蝕速率的變化規(guī)律對(duì)腐蝕防護(hù)與定期檢測(cè)具有重要意義。為此，以大慶油田徐深6集氣站一集輸天然氣管線為分析對(duì)象，首先基于Norsok腐蝕模型預(yù)測(cè)CO₂分壓對(duì)其內(nèi)腐蝕速率的影響，再應(yīng)用計(jì)算流體動(dòng)力學(xué)方法(CFD)對(duì)管道內(nèi)流場(chǎng)進(jìn)行分析，并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)的內(nèi)腐蝕測(cè)厚數(shù)據(jù)，得出沖蝕作用下CO₂分壓對(duì)集輸天然氣管線內(nèi)腐蝕的影響規(guī)律：集輸天然氣管線內(nèi)，湍流作用在內(nèi)流道劇烈變化區(qū)域(彎頭、T形管處)，湍動(dòng)能升至最大75m²／s²，對(duì)CO₂局部腐蝕具有明顯的促進(jìn)作用；流體介質(zhì)的流型與流速會(huì)對(duì)管道內(nèi)壁的CO₂均勻腐蝕產(chǎn)生較強(qiáng)促進(jìn)作用；管道內(nèi)壁在CO₂分壓重腐蝕區(qū)間內(nèi)(0.02～0.20MPa)，CO₂的腐蝕程度隨CO₂分壓的增大呈線性加劇，隨后其最大腐蝕速率保持在0.75mm／a，并趨于平緩，而最小腐蝕速率保持在0.62mm／a，穩(wěn)中有升。研究結(jié)果可作為預(yù)測(cè)集輸管線重點(diǎn)部位運(yùn)行壽命的參考依據(jù)，使得管道腐蝕防護(hù)與定期檢測(cè)更為精確省時(shí)。

關(guān)鍵詞：天然氣管道  CO₂分壓  腐蝕  沖蝕作用  影響  流場(chǎng)  計(jì)算流體動(dòng)力學(xué)

Effect of CO₂ partial pressure on the corrosion in flow and transport lines under the erosion action：A case studv from the Xushen-6 Gas Station in the Daqing Oil Field

Abstract：The content of CO₂ and water is rather high in the gathering and transportation lines in some oil and gas flelds.Moreover,the operating presSure needs to be enhanced at the gathering and transmission stations to improve the flow rate in the llnes.This leads to the increasingly serious result of the CO₂ dominated corrosion in the lines．Therefore，to master the changing law of CO₂ dominated corrosion induced by flow field is of great significance to corrosion prevention &control and regular inspection．In view of this,a case study was Illade of made of a pipeline at the Xushen-6 Gas Station in the Daqing Oil Field．First，based on the Norsok corrosion model，the effect of CO₂ partlal preSsure was predicted on the cormsion rate at the inner side wall of this pipeline．Then，the computational fluid dynamics(CFD)module was used to analyze the flow field in the pipeline；and in combination with the pipe wall thickness，it is disclosed that how the partial CO₂ pressure influences the internal corrosion in a pipeline under the erosion action．In a pipe line，erosion accelerates the partial CO₂ corrosion distinctly in the specific parts such as tees or elbows with a violent change of turbulent flow，the kinetic energy of which increases to the rBaximum value of 75m²／s²；flow pattems and veloclty exacerbate the CO₂ corrosion evenly at the inner wall of the pipe．With the CO₂ partial pressure increasing，the average CO₂ corrosion rate sharpkt rises in the pipe line．but when the CO₂ content reaches a saturation value in a gas water transport line，the CO₂ corrsion will tend towards stability and the expected CO₂ corrosion rate rises on the whole．During the severe CO₂ corrosion interval(0.02-O.20MPa)，the CO₂ corrosion level enlarges linearly with the increase of CO₂ partial pressure，subsequently，the maximum of the cormsion rate holds a value of 0.75mm/year and the rnjllimum of the corrosion rate is kept at 0.62mm／year．This study will provide a reference for predicting the life span of the key parts of a pipeline and also help improve the efficiency of corrosion prevention&control and regular inspection of pipelines.

Key words：narural gas pipeline，CO₂ partial pressure，corrosion，erosion，impact，flow field，computational fluid dynamics(CFD)

在油氣開采和集輸過(guò)程中，作為伴生氣而存在的CO₂溶于水后，會(huì)嚴(yán)重腐蝕油套管和集輸管線^[1]。美國(guó)的Little Creek油田在未采取抑制CO₂腐蝕措施的油井套管不到5個(gè)月便腐蝕穿孔，腐蝕速率高達(dá)12.7mm／a。而中國(guó)石油吉林油田萬(wàn)五井投產(chǎn)不到3年，油套管即被CO₂氣體腐蝕，致使800m油管掉落井下，油井報(bào)廢^[2]。四川、長(zhǎng)慶、塔里木及南海西部等的油氣田都因嚴(yán)重的CO₂腐蝕造成了一定的經(jīng)濟(jì)損失。

我國(guó)部分油氣田油氣管線中CO₂與水含量較高，同時(shí)由于提高輸運(yùn)流速，高速流場(chǎng)下集輸管道CO₂腐蝕問(wèn)題日趨嚴(yán)重^[3]。管道內(nèi)壁材料在遭受CO₂腐蝕以后，表面會(huì)形成一層腐蝕產(chǎn)物膜，延緩腐蝕的進(jìn)行。但當(dāng)腐蝕情況發(fā)生在高強(qiáng)湍流場(chǎng)中時(shí)，尤其是管道內(nèi)壁面不光滑的情況下^[4]，流動(dòng)的氣體會(huì)對(duì)設(shè)備內(nèi)壁構(gòu)成強(qiáng)烈的沖刷，除促進(jìn)腐蝕反應(yīng)的物質(zhì)交換外，還將使得腐蝕產(chǎn)物膜難以在金屬表面上形成，裸露的金屬表面直接與腐蝕性介質(zhì)相接觸，導(dǎo)致較高的腐蝕速率，同時(shí)也會(huì)促使局部腐蝕的發(fā)生^[5]。

因此，掌握流場(chǎng)誘導(dǎo)下CO₂腐蝕速率的變化規(guī)律，對(duì)腐蝕防護(hù)與定期檢測(cè)具有重要意義。本文以中國(guó)石油大慶油田徐深6集氣站一集輸管線為研究對(duì)象，基于Norsok腐蝕模型和計(jì)算流體動(dòng)力學(xué)方法，研究沖蝕作用下CO₂分壓對(duì)集輸天然氣管線內(nèi)腐蝕的影響。

1　理論基礎(chǔ)

1．1　CO₂腐蝕預(yù)測(cè)模型

在CO₂腐蝕預(yù)測(cè)方面，國(guó)內(nèi)外學(xué)者已研究設(shè)計(jì)了多種預(yù)測(cè)模型^[6-7]。筆者主要基于Norsok　M506模型，它依據(jù)大量的低溫實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)與高溫現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)而建立，是目前國(guó)內(nèi)外唯一的CO₂腐蝕預(yù)測(cè)標(biāo)準(zhǔn)。模型中考慮了腐蝕產(chǎn)物膜的影響，在100～150℃之間較為接近實(shí)際工況^[8]。該模型在不同溫度下的CO₂腐蝕速率(mm／a)表達(dá)式見式(1)～(3)。

在20、40、60、80、90、120和150℃條件下：

式中K_t為常數(shù)，與溫度和腐蝕產(chǎn)物膜相關(guān)；S為管壁切應(yīng)力，Pa；fCO₂為CO₂的逸度，bar；f(PH)_t為pH值對(duì)腐蝕速率的影響因子。對(duì)于實(shí)際工況溫度下的腐蝕速率可通過(guò)在所測(cè)溫度及所規(guī)定溫度值問(wèn)作線性插值得到。Norsok M506腐蝕模型是以實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)而建立的，對(duì)于腐蝕過(guò)程中化學(xué)及電化學(xué)反應(yīng)的熱力學(xué)及動(dòng)力學(xué)等機(jī)理考慮過(guò)少，可以用于預(yù)測(cè)材料的均勻腐蝕速率。

1．2　流體動(dòng)力學(xué)模型

在使用流體動(dòng)力學(xué)方法對(duì)含CO₂的天然氣管道內(nèi)流場(chǎng)進(jìn)行模擬時(shí)，采用Euler-Euler多相流模型，模擬由水相與氣相共同組成并相互作用的運(yùn)動(dòng)^[9]。計(jì)算中每一相使用Euler方法描述和處理，假設(shè)各相共享相同的壓力，對(duì)水相與氣相求解連續(xù)性方程和動(dòng)量方程。除采用基本流體力學(xué)方程進(jìn)行控制外，亦引入湍流模型來(lái)求解管線中的低含水天然氣，建立了基于標(biāo)準(zhǔn)k-e模型下的局部?jī)上嗔魍牧黝A(yù)測(cè)模型。

設(shè)天然氣為可壓縮相，通過(guò)求解單獨(dú)的動(dòng)量方程與處理穿過(guò)區(qū)域的每一流體的體積分?jǐn)?shù)來(lái)模擬含CO₂與水相的天然氣在管道中輸運(yùn)時(shí)的流場(chǎng)狀態(tài)，執(zhí)行方程通過(guò)有限體積法在直角坐標(biāo)系中離散求解，以確保其守恒。壓力、沉積濃度、湍動(dòng)能及耗散率定義在控制單元內(nèi)的普通節(jié)點(diǎn)處。速度定義在標(biāo)量單元面(交錯(cuò)單元格中心)與普通節(jié)點(diǎn)間。管壁內(nèi)節(jié)點(diǎn)處的速度、湍流元、流體及沉積濃度設(shè)置為0。方程離散求解采用耦合SIMPLE算法^[10]。

2　工況模型

工況以大慶油田徐深6集氣站為例(圖1)，管道材質(zhì)為20G，管徑為89mm，運(yùn)行壓力15.1MPa，溫度55℃，氣相中含水率為0.001336％。管線各段長(zhǎng)度見表l。

為了便于討論，將9截管段分為4個(gè)部分，定義L0與L1管段為P0部分；L2、L3與L4管段定義為Pl部分；L5管段為P2部分；L6、L7與L8管段為P3部分。用流動(dòng)模型計(jì)算出來(lái)的壓力、溫度、液體流速以及管壁剪切力來(lái)計(jì)算腐蝕速度。

根據(jù)實(shí)際工況條件，劃分非結(jié)構(gòu)網(wǎng)格^[11]，設(shè)氣相輸運(yùn)為準(zhǔn)連續(xù)過(guò)程，龜相的輸運(yùn)方程在Euler框架中求解。根據(jù)集氣站單井進(jìn)站實(shí)際工況，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)管段進(jìn)行簡(jiǎn)化處理，建立二維網(wǎng)格模型，同時(shí)對(duì)流動(dòng)參數(shù)變化大的區(qū)域(彎頭與T形管)，進(jìn)行加密網(wǎng)格處理。為了更好地模擬低含水天然氣在管道壁面附近的流動(dòng)，劃分網(wǎng)格部分對(duì)所有管道內(nèi)壁附近增加4層邊界層網(wǎng)格結(jié)構(gòu)。

計(jì)算域的人口(圖1中管線最左邊)采用壓力進(jìn)口條件，給定各相的壓力、體積含量及來(lái)流的湍流強(qiáng)度和水力直徑。出口(圖1中管線最右邊)設(shè)為壓力出口，全流道內(nèi)與流體相接觸的壁面上均采用無(wú)滑移壁面條件。

3　模擬結(jié)果分析

3．1　CO₂腐蝕結(jié)果分析

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際操作加入緩蝕劑(ZDl-l油氣井氣液兩相高級(jí)緩蝕劑)延緩管道的腐蝕，本文在Norsok經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭锌紤]了緩蝕劑的作用，引入影響因子對(duì)腐蝕速率進(jìn)行控制，對(duì)圖l所示管線進(jìn)行了腐蝕預(yù)測(cè)。將腐蝕預(yù)測(cè)結(jié)果在第一個(gè)T形管處分開顯示。圖2給出了CO₂分壓為0.0496MPa時(shí)，上分支管線(表1中L0、Ll、L2、L3、L4、L6、L7與L8)與下分支管線(表1中L0、Ll、L5、L6、L7與L8)腐蝕模擬結(jié)果。

由計(jì)算數(shù)據(jù)可以得出，在管道的人口水平管道處，平均腐蝕速率保持在0.49mm／a，隨著流體介質(zhì)從L0管段流入Ll管段，管道由水平管段轉(zhuǎn)為鉛直管段，平均腐蝕速率升高，保持在0.55mm／a。在第一個(gè)T形管處管段的腐蝕速率有了一定程度的變小，L2與L4鉛直管線的腐蝕速率減至0.52mm／a，L3與L5水平管線的腐蝕速率減至0.45mm／a。在第二個(gè)T形管處介質(zhì)流體合流，腐蝕速率也增至0.50mm／a，在L7段處的管道鉛直下降，腐蝕速率升到0.55mm／a，最后在L8管段處達(dá)到穩(wěn)定。按照NACE標(biāo)準(zhǔn)RP-0775-91^[12]中對(duì)腐蝕程度的規(guī)定，該條集氣站管線腐蝕率大于0.254mm／a，已發(fā)生極嚴(yán)重腐蝕。中國(guó)特種設(shè)備檢測(cè)研究院于2011年利用OLYMPUS 38DLPLUS超聲波測(cè)厚儀對(duì)該管線的重點(diǎn)管段處(彎頭及T形管)進(jìn)行檢測(cè)，由于重點(diǎn)管段處的腐蝕情況略高于平均腐蝕預(yù)測(cè)率，故該模擬結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)工況的檢測(cè)結(jié)果較吻合^[13]，從而說(shuō)明本文采用模擬方法是可行的，為下面繼續(xù)分析CO₂分壓對(duì)腐蝕速率的影響奠定基礎(chǔ)。

有關(guān)CO₂分壓對(duì)管線鋼的腐蝕速率關(guān)系在很多文獻(xiàn)中已有闡述，但大多僅針對(duì)材料屬性而開展研究，并未在實(shí)驗(yàn)環(huán)境中引入高速流場(chǎng)?；谟蜌夤I(yè)中根據(jù)CO₂分壓判斷CO₂腐蝕性的經(jīng)驗(yàn)規(guī)律，55℃時(shí)，選取不同的CO₂分壓進(jìn)行管線內(nèi)腐蝕速率的模擬對(duì)比，腐蝕速率的結(jié)果趨勢(shì)與圖2相似，只是模擬的最大平均腐蝕速率和最小平均腐蝕速率不同，因此圖3給出這兩個(gè)腐蝕速率隨CO₂分壓(0.0248、0.0372、0.0496、0.0744、0.0992、0.1488、0.1982MPa)的變化規(guī)律。當(dāng)CO₂分壓處于0.02～0.08MPa時(shí)，20G管線鋼的最大平均腐蝕速率及最小平均腐蝕速率隨CO₂分壓的增加而迅速增大，當(dāng)CO₂分壓大于0.08MPa時(shí)，最大平均腐蝕速率趨于平緩，而最小平均腐蝕速率穩(wěn)中有升。

根據(jù)亨利定律，隨著CO₂分壓的升高，CO₂在天然氣雜質(zhì)水中的溶解度升高，pH值因此而降低，H⁺的去極化作用增強(qiáng)^[9]。這在一方面會(huì)加速碳鋼的腐蝕，另一方面由流場(chǎng)誘導(dǎo)的極強(qiáng)的湍流強(qiáng)度和大的傳質(zhì)特性使得腐蝕性離子向金屬壁面的傳輸能力增強(qiáng)，大的壁面切應(yīng)力作用使保護(hù)膜與金屬基體結(jié)合能力變差，從而引起裸露的金屬表面直接與腐蝕性介質(zhì)相接觸，導(dǎo)致高的腐蝕速率^[14]。

經(jīng)過(guò)集氣站前脫水干燥塔的預(yù)處理，天然氣中的水相含量相對(duì)較少，當(dāng)CO₂分壓增加到一定程度時(shí)，H⁺與HCO₃^—濃度都較高，這時(shí)大量的HCO^—一方面阻止HCO₃進(jìn)一步電離，另一方面對(duì)溶液的pH值改變起到一種緩沖^[15]，這也是當(dāng)CO₂分壓大于0.08MPa時(shí)，腐蝕速率相對(duì)平緩的原因。

3．2　流場(chǎng)沖刷結(jié)果分析

介質(zhì)在管道輸運(yùn)過(guò)程中，由于其內(nèi)部流道的變化，局部的流速會(huì)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于整體流速，加之紊流作用影響，因此必定會(huì)加劇影響腐蝕速率。圖1所示管線的內(nèi)流場(chǎng)模擬結(jié)果見圖4、5所示。

從圖4可以看出，在管道第一個(gè)彎頭處水平管段轉(zhuǎn)為鉛直管段，氣體流型發(fā)生較大變化^[16]，這也是平均腐蝕速率升高并保持在0.55mm／a的原因。而第一個(gè)T形管處的介質(zhì)分流導(dǎo)致平均流速由T形管入口處的35m／s下降為出口處各支線管段中的15m／s左右(圖3)，管壁切向流速的減少引起管段的CO₂腐蝕速率也隨之相應(yīng)變小(圖2)。在第二個(gè)T形管處的的合流引起L6管段的流量增加，流速再度增至35m／s左右，使得CO₂腐蝕速率也隨之增高直至介質(zhì)流體在L7段處的鉛直下降，此時(shí)流型與流速的變化再度引起腐蝕速率升到0.55mm／a，最后在1.8管段處達(dá)到穩(wěn)定。

由于結(jié)構(gòu)的變化，彎頭迎著來(lái)流方向的內(nèi)弧面首先承受流體的沖刷，且流體速度達(dá)到最大，表明該位置的沖刷破壞危險(xiǎn)性較高。與此同時(shí)，彎頭迎流側(cè)中上部位置形成局部湍流，湍流強(qiáng)度有明顯增強(qiáng)，湍流動(dòng)能數(shù)在彎頭區(qū)域處達(dá)到最大值75m²／s²(圖5)。由于流體的慣性作用，流體沿著彎頭的弧度向前流動(dòng)，正對(duì)著來(lái)流方向的彎頭外弧面上方的直管段位置，也承受了較大的沖刷作用；T形管內(nèi)最大流速發(fā)生在來(lái)流支管主流區(qū)域和與主流管道垂直的支管道內(nèi)遠(yuǎn)離主流一側(cè)的區(qū)域，而與主流方向一樣的另一條支管道內(nèi)的流速則相對(duì)平緩。同時(shí)，渦流程度也在垂直主管道的支管道中靠近主流的一側(cè)以及支管道與主管道銜接部位的拐角處有了較大提高，湍流動(dòng)能數(shù)也達(dá)到了該管線的峰值。

4　結(jié)論

筆者通過(guò)模擬分析大慶油田徐深6集氣站一集輸天然氣管線內(nèi)腐蝕與流場(chǎng)變化情況，得出以下結(jié)論：

1)流場(chǎng)沖刷在介質(zhì)流向突變處(三通管及彎頭)對(duì)CO₂局部腐蝕具有較明顯的促進(jìn)作用。即使添加了緩蝕劑，20G管線鋼也發(fā)生了極嚴(yán)重的CO₂腐蝕。

2)流體介質(zhì)的流型與流速會(huì)對(duì)管道內(nèi)壁的CO₂均勻腐蝕產(chǎn)生促進(jìn)作用。

3)隨著CO₂分壓的增高，管線鋼的CO₂平均腐蝕速率也隨著迅速升高，當(dāng)CO₂在輸運(yùn)天然氣水相中達(dá)到飽和值時(shí)，腐蝕速率趨于穩(wěn)定，但其整體的腐蝕期望速率仍然略有增加。

4)研究結(jié)果可作為預(yù)測(cè)集輸管線重點(diǎn)部位運(yùn)行壽命的參考依據(jù)，使得現(xiàn)場(chǎng)管道的腐蝕防護(hù)與定期檢測(cè)更為精確省時(shí)。

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本文作者：崔鉞  蘭惠清  何仁洋  白曉旭  黃輝

作者單位：北京交通大學(xué)機(jī)械與電子控制工程學(xué)院

  中國(guó)特種設(shè)備檢測(cè)研究院