沖蝕作用下CO₂分壓對集輸氣管線內腐蝕的影響規(guī)律

　　　　　　　——以大慶油田徐深6集氣站集輸管線為例

摘　要：我國部分油氣田集輸管線中CO₂與水含量較高，同時由于提高輸運流速，集輸管道CO₂腐蝕日趨嚴重，掌握流場誘導下CO₂腐蝕速率的變化規(guī)律對腐蝕防護與定期檢測具有重要意義。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象，首先基于Norsok腐蝕模型預測CO₂分壓對其內腐蝕速率的影響，再應用計算流體動力學方法(CFD)對管道內流場進行分析，并結合現場的內腐蝕測厚數據，得出沖蝕作用下CO₂分壓對集輸天然氣管線內腐蝕的影響規(guī)律：集輸天然氣管線內，湍流作用在內流道劇烈變化區(qū)域(彎頭、T形管處)，湍動能升至最大75m²／s²，對CO₂局部腐蝕具有明顯的促進作用；流體介質的流型與流速會對管道內壁的CO₂均勻腐蝕產生較強促進作用；管道內壁在CO₂分壓重腐蝕區(qū)間內(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。研究結果可作為預測集輸管線重點部位運行壽命的參考依據，使得管道腐蝕防護與定期檢測更為精確省時。

關鍵詞：天然氣管道  CO₂分壓  腐蝕  沖蝕作用  影響  流場  計算流體動力學

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程中，作為伴生氣而存在的CO₂溶于水后，會嚴重腐蝕油套管和集輸管線^[1]。美國的Little Creek油田在未采取抑制CO₂腐蝕措施的油井套管不到5個月便腐蝕穿孔，腐蝕速率高達12.7mm／a。而中國石油吉林油田萬五井投產不到3年，油套管即被CO₂氣體腐蝕，致使800m油管掉落井下，油井報廢^[2]。四川、長慶、塔里木及南海西部等的油氣田都因嚴重的CO₂腐蝕造成了一定的經濟損失。

我國部分油氣田油氣管線中CO₂與水含量較高，同時由于提高輸運流速，高速流場下集輸管道CO₂腐蝕問題日趨嚴重^[3]。管道內壁材料在遭受CO₂腐蝕以后，表面會形成一層腐蝕產物膜，延緩腐蝕的進行。但當腐蝕情況發(fā)生在高強湍流場中時，尤其是管道內壁面不光滑的情況下^[4]，流動的氣體會對設備內壁構成強烈的沖刷，除促進腐蝕反應的物質交換外，還將使得腐蝕產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相接觸，導致較高的腐蝕速率，同時也會促使局部腐蝕的發(fā)生^[5]。

因此，掌握流場誘導下CO₂腐蝕速率的變化規(guī)律，對腐蝕防護與定期檢測具有重要意義。本文以中國石油大慶油田徐深6集氣站一集輸管線為研究對象，基于Norsok腐蝕模型和計算流體動力學方法，研究沖蝕作用下CO₂分壓對集輸天然氣管線內腐蝕的影響。

1　理論基礎

1．1　CO₂腐蝕預測模型

在CO₂腐蝕預測方面，國內外學者已研究設計了多種預測模型^[6-7]。筆者主要基于Norsok　M506模型，它依據大量的低溫實驗室數據與高溫現場數據而建立，是目前國內外唯一的CO₂腐蝕預測標準。模型中考慮了腐蝕產物膜的影響，在100～150℃之間較為接近實際工況^[8]。該模型在不同溫度下的CO₂腐蝕速率(mm／a)表達式見式(1)～(3)。

在20、40、60、80、90、120和150℃條件下：

式中K_t為常數，與溫度和腐蝕產物膜相關；S為管壁切應力，Pa；fCO₂為CO₂的逸度，bar；f(PH)_t為pH值對腐蝕速率的影響因子。對于實際工況溫度下的腐蝕速率可通過在所測溫度及所規(guī)定溫度值問作線性插值得到。Norsok M506腐蝕模型是以實驗數據為基礎而建立的，對于腐蝕過程中化學及電化學反應的熱力學及動力學等機理考慮過少，可以用于預測材料的均勻腐蝕速率。

1．2　流體動力學模型

在使用流體動力學方法對含CO₂的天然氣管道內流場進行模擬時，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動^[9]。計算中每一相使用Euler方法描述和處理，假設各相共享相同的壓力，對水相與氣相求解連續(xù)性方程和動量方程。除采用基本流體力學方程進行控制外，亦引入湍流模型來求解管線中的低含水天然氣，建立了基于標準k-e模型下的局部兩相流湍流預測模型。

設天然氣為可壓縮相，通過求解單獨的動量方程與處理穿過區(qū)域的每一流體的體積分數來模擬含CO₂與水相的天然氣在管道中輸運時的流場狀態(tài)，執(zhí)行方程通過有限體積法在直角坐標系中離散求解，以確保其守恒。壓力、沉積濃度、湍動能及耗散率定義在控制單元內的普通節(jié)點處。速度定義在標量單元面(交錯單元格中心)與普通節(jié)點間。管壁內節(jié)點處的速度、湍流元、流體及沉積濃度設置為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)，管道材質為20G，管徑為89mm，運行壓力15.1MPa，溫度55℃，氣相中含水率為0.001336％。管線各段長度見表l。

為了便于討論，將9截管段分為4個部分，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。用流動模型計算出來的壓力、溫度、液體流速以及管壁剪切力來計算腐蝕速度。

根據實際工況條件，劃分非結構網格^[11]，設氣相輸運為準連續(xù)過程，龜相的輸運方程在Euler框架中求解。根據集氣站單井進站實際工況，對現場管段進行簡化處理，建立二維網格模型，同時對流動參數變化大的區(qū)域(彎頭與T形管)，進行加密網格處理。為了更好地模擬低含水天然氣在管道壁面附近的流動，劃分網格部分對所有管道內壁附近增加4層邊界層網格結構。

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

3　模擬結果分析

3．1　CO₂腐蝕結果分析

現場實際操作加入緩蝕劑(ZDl-l油氣井氣液兩相高級緩蝕劑)延緩管道的腐蝕，本文在Norsok經驗模型中考慮了緩蝕劑的作用，引入影響因子對腐蝕速率進行控制，對圖l所示管線進行了腐蝕預測。將腐蝕預測結果在第一個T形管處分開顯示。圖2給出了CO₂分壓為0.0496MPa時，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)腐蝕模擬結果。

由計算數據可以得出，在管道的人口水平管道處，平均腐蝕速率保持在0.49mm／a，隨著流體介質從L0管段流入Ll管段，管道由水平管段轉為鉛直管段，平均腐蝕速率升高，保持在0.55mm／a。在第一個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T形管處介質流體合流，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管段處達到穩(wěn)定。按照NACE標準RP-0775-91^[12]中對腐蝕程度的規(guī)定，該條集氣站管線腐蝕率大于0.254mm／a，已發(fā)生極嚴重腐蝕。中國特種設備檢測研究院于2011年利用OLYMPUS 38DLPLUS超聲波測厚儀對該管線的重點管段處(彎頭及T形管)進行檢測，由于重點管段處的腐蝕情況略高于平均腐蝕預測率，故該模擬結果與現場工況的檢測結果較吻合^[13]，從而說明本文采用模擬方法是可行的，為下面繼續(xù)分析CO₂分壓對腐蝕速率的影響奠定基礎。

有關CO₂分壓對管線鋼的腐蝕速率關系在很多文獻中已有闡述，但大多僅針對材料屬性而開展研究，并未在實驗環(huán)境中引入高速流場?；谟蜌夤I(yè)中根據CO₂分壓判斷CO₂腐蝕性的經驗規(guī)律，55℃時，選取不同的CO₂分壓進行管線內腐蝕速率的模擬對比，腐蝕速率的結果趨勢與圖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CO₂分壓處于0.02～0.08MPa時，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CO₂分壓大于0.08MPa時，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。

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

經過集氣站前脫水干燥塔的預處理，天然氣中的水相含量相對較少，當CO₂分壓增加到一定程度時，H⁺與HCO₃^—濃度都較高，這時大量的HCO^—一方面阻止HCO₃進一步電離，另一方面對溶液的pH值改變起到一種緩沖^[15]，這也是當CO₂分壓大于0.08MPa時，腐蝕速率相對平緩的原因。

3．2　流場沖刷結果分析

介質在管道輸運過程中，由于其內部流道的變化，局部的流速會遠遠高于整體流速，加之紊流作用影響，因此必定會加劇影響腐蝕速率。圖1所示管線的內流場模擬結果見圖4、5所示。

從圖4可以看出，在管道第一個彎頭處水平管段轉為鉛直管段，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T形管處的介質分流導致平均流速由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變小(圖2)。在第二個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流體在L7段處的鉛直下降，此時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管段處達到穩(wěn)定。

由于結構的變化，彎頭迎著來流方向的內弧面首先承受流體的沖刷，且流體速度達到最大，表明該位置的沖刷破壞危險性較高。與此同時，彎頭迎流側中上部位置形成局部湍流，湍流強度有明顯增強，湍流動能數在彎頭區(qū)域處達到最大值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，正對著來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形管內最大流速發(fā)生在來流支管主流區(qū)域和與主流管道垂直的支管道內遠離主流一側的區(qū)域，而與主流方向一樣的另一條支管道內的流速則相對平緩。同時，渦流程度也在垂直主管道的支管道中靠近主流的一側以及支管道與主管道銜接部位的拐角處有了較大提高，湍流動能數也達到了該管線的峰值。

4　結論

筆者通過模擬分析大慶油田徐深6集氣站一集輸天然氣管線內腐蝕與流場變化情況，得出以下結論：

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

2)流體介質的流型與流速會對管道內壁的CO₂均勻腐蝕產生促進作用。

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CO₂在輸運天然氣水相中達到飽和值時，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)研究結果可作為預測集輸管線重點部位運行壽命的參考依據，使得現場管道的腐蝕防護與定期檢測更為精確省時。

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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：北京交通大學機械與電子控制工程學院

  中國特種設備檢測研究院