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    集氣管道CO2內(nèi)腐蝕影響因素分析

    2016-06-20 09:53:56
    關(guān)鍵詞:管段集輸管徑

    王 坤

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

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    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(jī)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(jìn)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(jìn)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(dá)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(jī)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(jìn)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(dá)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(dá)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(dá)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。可以認(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(jìn)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(jìn)行管道清管或腐蝕點修復(fù)及防護(hù)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(xiàn)

    [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(jī)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(qiáng),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(jì),2013,7(3):37-39.

    (編輯:蔣龍)

    文獻(xiàn)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。

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