隨著國家對安全生產(chǎn)和環(huán)境保護要求的提高,油田公司加強了對天然氣管道的完整性管理,以降低管道泄漏發(fā)生率[1]。在所有失效的管道中,由內(nèi)腐蝕引起的失效高達50%[2]。未詳細進行內(nèi)腐蝕檢測或未使用正確的內(nèi)腐蝕評估方法是管道發(fā)生內(nèi)腐蝕失效事故的主要原因[3]。天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評價是一種重要的管道內(nèi)腐蝕評估手段[4]。國內(nèi)外專家針對內(nèi)腐蝕直接評價進行了大量的研究。美國腐蝕工程師協(xié)會(NACE)在大量研究基礎上建立了一系列針對天然氣管道的內(nèi)腐蝕直接評價(ICDA)標準[5]。汪江斌等[6]選擇適用于海管的多相流模型和腐蝕速率預測模型進行管道內(nèi)腐蝕評價,同時采用室內(nèi)模擬試驗驗證評價結(jié)果的可靠性。ZHAO等[7]修正了CO2腐蝕速率預測模型,提出了一種適用于含CO2段塞流海底管道內(nèi)腐蝕直接評價方法。LIAO等[8]將遺傳算法、粒子群算法、反向傳播與管道內(nèi)腐蝕直接評價方法相結(jié)合,得到了一種基于人工神經(jīng)網(wǎng)絡的管道內(nèi)腐蝕速率預測方法。ICDA的核心內(nèi)容是多相流模型和腐蝕速率預測模型,針對單一的CO2工況,已經(jīng)有大量的腐蝕預測模型[9-11],當管道輸送介質(zhì)中含有H2S時,若仍采用CO2腐蝕速率預測模型,則預測的腐蝕速率會與實際腐蝕速率相差較大,無法得到管內(nèi)的真實情況。因此,亟需在ICDA中改進腐蝕速率預測模型,提高腐蝕速率預測準確率,為直接評價推薦準確數(shù)據(jù),提升內(nèi)腐蝕直接評價效率。作者以NACE在2010年發(fā)布的NACE SP0110-2010Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines(WG-ICDA)標準為指導,在WG-ICDA的間接評價環(huán)節(jié)引入CO2-H2S腐蝕速率預測模型和積水概率參數(shù),形成了改進的含H2S天然氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法,并對某含H2S天然氣管道進行了預測,以期為含H2S多相流管道內(nèi)腐蝕直接評價提供理論依據(jù)和實踐經(jīng)驗。

1. WG-ICDA流程

WG-ICDA方法不僅可以評估濕天然氣管道內(nèi)部已經(jīng)發(fā)生或可能發(fā)生的腐蝕情況,確定每個區(qū)域內(nèi)腐蝕可能性,而且可以將評估結(jié)果納入濕天然氣管道內(nèi)腐蝕完整性管理和風險管理計劃,從而提高含H2S管道系統(tǒng)的完整性。

WG-ICDA主要包括預評價(收集資料)、間接評價(多相流腐蝕模擬計算)、直接評價(現(xiàn)場開挖)、后評價(確定再次評價時間)四個環(huán)節(jié),如圖1所示。

圖 1WG-ICDA流程

Figure 1.WG-ICDA process

2. 實例演示

以某含H2S天然氣管道(以下稱管道)為例,參考NACE SP0110-2010標準,確定天然氣管道的完整性。

2.1 預評價

該管道于2009年投運,設計使用壽命25 a,全長3.4 km,管材為L245NB管線鋼,管徑為108 mm,壁厚為5 mm,無內(nèi)涂層和保溫層,設計壓力為9 MPa,入口壓力為8.10 MPa,出口壓力為7.50 MPa,入口溫度為29 ℃,輸送氣量為9.773 6×104m3/d,產(chǎn)水量為1 m3/d。輸送氣中H2S體積分數(shù)為0.11%, CO2體積分數(shù)為1.52%。查詢管道運行記錄得知,全線無雙向流動歷史、無增壓、加熱等導致管道運行狀態(tài)發(fā)生變化的設備；對化學抑制劑注入點及閥門位置進行了確認,發(fā)現(xiàn)目標管道無上述分區(qū),因此將整條管道作為一個ICDA評價區(qū)域進行評價。

2.2 間接評價

WG-ICDA中間接評價的目的是確定每個評價區(qū)域中易于腐蝕或處于內(nèi)部腐蝕的子段,并確定其與管道長度和高程的關系。為此,需要采用OLGA軟件進行多相流模擬,以確定每個子段的流量參數(shù),并使用CO2-H2S腐蝕速率預測模型和積水概率來確定腐蝕敏感點。

OLGA軟件是世界公認的工業(yè)標準多相流分析軟件,由ScandPower(SPT)集團(挪威)[12]開發(fā)。在該模型中,多相流模擬基于由三個連續(xù)性方程、兩個動量方程和一個混合能量方程[13]組成的雙流體物理模型。OLGA軟件的模型不僅包括氣相和液相[14],還包括液滴場[15],這是一個擴展的兩相流體模型。

三個連續(xù)性方程為質(zhì)量守恒方程,見式(1)~(3)。

氣相：

液相：

液滴：

式中：V為各相的體積分數(shù),%；G為各相的可能質(zhì)量源,g；ρ為密度,g/cm3；v為各相的流速,m/s；A為管道的橫截面積,m2；ψg為氣液傳質(zhì)速率(液體蒸發(fā)轉(zhuǎn)化為氣體為正), m/s；ψe為液滴夾帶率,%；ψd為液滴沉積速率,m/s。下標g、L和D分別代表氣相、液膜和液滴。

兩個動量方程為動量守恒方程,見式(4)~(5)。

氣液兩相流：

液體：

式中：α為管道與垂直方向之間的傾角,°；P為壓力,105Pa；vr為相對速度,m/s；S為各相界面的潤濕周長,m；g是重力加速度,m/s2。下標g、L和i分別表示氣相、液相和氣液相之間的界面。

一個混合能量方程見式(6)。

式中：E為每單位質(zhì)量流體的內(nèi)能,J；h為標高,m；HS為質(zhì)量源的焓,J；U為管壁傳熱系數(shù),W/(m2·K)。

上述物理模型生成了一系列系數(shù)相當復雜的耦合一階非線性一維偏微分方程。這兩種流體模型大多采用有限差分交錯網(wǎng)格貢獻元法求解。

OLGA根據(jù)“最小滑移準則”判斷兩種流型。“最小滑移準則”是指在給定壓降下,選擇氣液線速度差最小或氣體速度最高的流型(以最小化持液率)。

常用的CO2-H2S腐蝕速率預測模型是LI等[16]研究的腐蝕速率預測模型,見式(7)。

式中：C,a,b,c,m為常數(shù)；Ea、E為活化能,J/mol；R為氣體常數(shù),J/(K·mol)；T為溫度,K；v為液體流速,m/s；為H2S分壓,MPa；為CO2分壓,MPa。

基于管道的基礎信息,利用計算流體力學方法,建立管道的里程-高程模型,將管道劃分為1 100個節(jié)點,對管道內(nèi)部流動狀態(tài)和流動參數(shù)進行模擬,得到管道沿線溫度、壓力、流速、持液率等流動參數(shù)的變化規(guī)律,如圖2所示。

圖 2管道沿線流動參數(shù)的預測結(jié)果

Figure 2.Predicted results of flow parameters along the pipeline: (a) temperature and pressure; (b) partial pressure of CO2and H2S; (c) flow rate; (d) liquid holdup

通過多相流計算得到管道的起點壓力為8.05 MPa,終點壓力為7.45 MPa,起點溫度為29 ℃,與實際值的誤差分別為0.55%、0.55%和0%,誤差均小于1%,這說明模擬結(jié)果具有較好的準確性。隨著管線里程的增加,壓力呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢,溫度波動變化較大,但整體呈逐漸降低的趨勢,這符合熱力學規(guī)律。管道沿線CO2和H2S分壓的變化規(guī)律與壓力的變化規(guī)律一致。由于高程的波動,流體流速波動較大,同一里程時,氣體流速與液體流速的變化規(guī)律相反。持液率隨管線高程變化而起伏,持液率最高可達0.2。

根據(jù)多相流計算得到的流動參數(shù),結(jié)合LI等提出的CO2-H2S腐蝕速率預測模型,計算得到管道沿線的腐蝕速率,結(jié)果如圖3所示。根據(jù)GB/T 23258-2020《鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕控制規(guī)范》,將管道腐蝕分為了四個區(qū)域。由圖3可知,管道腐蝕速率的變化范圍為0.008 ~0.389 mm/a,隨著里程的增加腐蝕速率整體趨勢是逐漸降低的,極嚴重腐蝕區(qū)域集中在管道前500 m,這也是開挖著重關注的區(qū)域。

圖 3管道沿線腐蝕速率的預測結(jié)果

Figure 3.Predicted results of corrosion rates along the pipeline

通過管道沿線實際傾角和臨界傾角相對大小計算得到積水概率,結(jié)果如圖4所示。從圖4可知,23%管段積水概率為1,在直接評價時,應該重點關注。

圖 4管道沿線積水概率的預測結(jié)果

Figure 4.Predicted results of ponding probability along the pipeline

根據(jù)預測的腐蝕速率和積水概率,推薦了5個開挖點,如表1所示。

2.3 直接評價

采用超聲波測厚的方法對5個開挖點進行直接評價,并與預測的腐蝕速率進行對比。超聲波測厚的結(jié)果如表2所示。

從表2可知,在5個開挖點管道的最大壁厚損失率都超過了60%,屬于極嚴重腐蝕,最大腐蝕速率為0.337 mm/a。通過對比分析開挖點的腐蝕速率與預測的腐蝕速率可知,管道屬于極嚴重腐蝕管道,應立即開展防護措施。

2.4 后評價

本次評價建立在含H2S天然氣管道的資料收集分析基礎上,推斷管道內(nèi)腐蝕類型為H2S和CO2共同腐蝕,內(nèi)腐蝕程度為極嚴重腐蝕。

在多相流模擬、CO2-H2S腐蝕速率預測模型和積水概率分析基礎上,確定了管道的內(nèi)腐蝕敏感段。通過超聲波測厚檢測證實,該管線屬于極嚴重腐蝕,符合推斷,因此本次評價是有效的。

根據(jù)NACE SP0110-2010標準,再評價時間間隔應為剩余使用壽命的一半。而根據(jù)API 570Piping Inspection Code:Inspection,Repair,Alteration and Rerating of In-Service Piping Systems,在管道輸送條件(腐蝕介質(zhì)含量、壓力、溫度)沒有大波動的情況下,管道系統(tǒng)的剩余壽命按式(8)計算。

式中：Nf為管道剩余壽命；δ為管道經(jīng)腐蝕后實際壁厚；δ'為滿足管道設計壓力條件下的最小壁厚。

由此計算得到各開挖點處管道剩余壽命和再評價時間間隔見表3。管道再評價時間為各開挖點處再評價時間間隔最小值即1 a。

3. 結(jié)論

基于改進后的內(nèi)腐蝕直接評價方法,確定了含H2S天然氣管道的主要腐蝕影響因素與腐蝕風險等級,主要評估結(jié)論包括：

（1）含H2S天然氣管道入口壓力約為8.1 MPa,入口溫度約為29 ℃,出口壓力約7.50 MPa,設計壓力為9 MPa,運行相對穩(wěn)定,未出現(xiàn)超溫超壓運行工況；

（2）基于多相流模擬結(jié)果、CO2-H2S腐蝕速率預測模型和積水概率,并結(jié)合NACE SP 0110-2010腐蝕評價標準和GB/T 27512-2011埋地鋼質(zhì)管道風險評估方法,確定了目標管線的腐蝕速率與腐蝕程度,并推薦了5個開挖點；

（3）通過超聲波測厚的結(jié)果可知,現(xiàn)場開挖5個點均屬于極嚴重腐蝕,最大腐蝕速率為0.337 mm/a；

（4）含H2S天然氣管道再評價時間間隔為1 a。

文章來源——材料與測試網(wǎng)