多相流管道CO₂内腐蚀影响因素研究

Study on Influence Factors of CO₂ Internal Corrosion in Multiphase Flow Pipeline

摘要: 油田伴生气或者天然气中CO₂是导致集输管道和相关设备腐蚀失效的重要因素，相关研究表明，管道的CO₂腐蚀现象比较复杂，受到多种因素的共同作用和影响，但主要以操作压力、CO₂分压、温度和流型的影响为主。OLGA软件的腐蚀模块可以对多相流管道的CO₂腐蚀进行计算。本文对影响管道CO₂腐蚀的主要参数进行总结分析，并以普光气田的地面集输管道为原型，使用OLGA软件分析和研究了操作压力、CO₂分压、温度和流型的变化对管道内腐蚀速率的影响规律，为管道CO₂腐蚀的预测和防护提供参考。

Abstract: Corrosion of metallic materials caused by environmental effects could lead to destruction or deterioration. In the oil and gas industry, there is always CO₂ in the fields which makes the gathering and transportation pipelines and associated equipment failure and, or even dangerous accidents and causing huge economic losses and serious environmental pollution. Therefore, study on the CO₂ corrosion of multiphase flow pipeline is very necessary. Previous studies have shown that CO₂ corrosion is very complex and influenced by many factors. The corrosion module of OLGA can calculate and predict the corrosion rate. In this paper, various parameters were analyzed, and a computer model has been built based on the gathering pipeline of Puguang gas field to study the influence of temperature, pipeline diameter, operation pressure, CO₂ partial pressure and pipe inclination on the corrosion rate.

1. 引言

CO₂腐蚀是引起石油工业中的设备和管道产生破坏的重要因素之一，我国一些油气田的CO₂含量较高，南海某气田CO₂含量高达30%，如此高的CO₂含量极易引起管道的腐蚀破坏，引起生产安全和环境污染。因此，有必要研究CO₂的腐蚀规律，预测CO₂的腐蚀速率，为油气田安全生产和管道输送的正常运行提供预警和保障。重点研究温度、管径、操作压力、CO₂分压等参数对管道CO₂内腐蚀的影响规律。

2. OLGA软件简介

OLGA软件是现在世界领先的全动态多相流模拟计算软件，该软件能够数值仿真多相流管线中油、气、水的运动状态，而且包含了挪威研究院关于CO₂腐蚀的研究成果以及其他一些CO₂腐蚀预测模型。目前，OLGA软件中的腐蚀模块主要包含有三种多相流腐蚀预测模型，分别为：NORSOK模型、De Waard 95 (DW 95)模型和IFE顶部腐蚀(top-of-line)模型。

NORSOK 模型给出的腐蚀速率为pH、温度、CO₂分压和壁面剪切应力的函数：

$\text{CR}=\text{f}\left(\text{pH},\text{T}\right)\text{*g}\left(\text{T}\right)\text{*h}\left(P_{C{O}_2},\text{τ}\right)$ (1)

DW 95模型给出的腐蚀速率模型如下：

$\text{CR}=\frac{1}{\frac{1}{V_r}+\frac{1}{V_m}}\times F_{\text{scale}}$ (2)

式中，V_r为基于反应速度限制的最大腐蚀速率，它是温度、CO₂分压、pH的函数：Vr = f (T, pH, P CO₂)；V_m为基于质量转移速率限制的最大腐蚀速率，它是CO₂分压、液体流速以及水力直径的函数，V_m = C*P CO₂*UL0.8*DH0.2；F_scale为腐蚀因子，为温度和CO₂分压的函数，F_scale = g (T, P CO₂)。

3. CO₂内腐蚀的数值仿真

在油气混输管道中，影响CO₂腐蚀速率的因素有很多 [1] [2]，这些因素相互联系共同影响CO₂腐蚀，其中以操作压力，CO₂分压和温度对CO₂腐蚀的影响最为严重。本节采用合适的管道模型和输送介质建立输送含CO₂多相流的仿真模型，重点研究操作压力 [3]、CO₂分压 [4]、温度 [5] 等因素对CO₂内腐蚀的腐蚀速率影响规律。由于研究对象为多相流动 [6] [7] [8] [9]，压力和温度等的变化对于流型改变影响很大，因此在进行单一影响因素研究时应建立简单模型 [10]，确保研究参数的变化不会引起大的流型改变，确保结果的可比性。

3.1. 温度的影响

根据多相流动基本理论，水平管路极有可能出现层流流动，而上倾管路则可能会出现段塞流，为保证研究具有可比性，分别考虑两种流型下温度变化对管道腐蚀速率的影响。设置CO₂的摩尔百分比为0.5%。采用图1的管道模型计算，不同温度对应的管路流型分布相同，如图2所示。

Figure 1. The pipeline profile used to study the influence of temperature

图1. 研究温度影响采用的管道路由

Figure 2. The profile of flow regime

图2. 管道流型分布

因此，温度变化并没有改变管道中的流动状态，选取距管道入口50 m处(层流)和150 m处(段塞流)两个位置，分别考察其腐蚀速率随温度的变化情况。50 m处和150 m处的腐蚀速率随温度变化规律如图3和图4所示。

可以看出，不管是层流还是段塞流状态下的管段，NORSOK模型所计算的腐蚀速率均要高于De Waard模型计算出的腐蚀速率；采用NORSOK模型计算的腐蚀速率随温度的升高呈现先增大后减小的趋势，在温度约为 60 ℃ 时达到最大值；采用De Waard模型计算时，腐蚀速率随温度的升高而线性增大，在达到计算的最高温度时(约90℃)腐蚀速率也最大。

Figure 3. The corrosion rate of the position 50 m away from the inlet

图3. 距入口50 m处腐蚀速率

Figure 4. The corrosion rate of the position 150 m away from the inlet

图4. 距入口150 m腐蚀速率

3.2. 操作压力影响

继续修改3.1节中的管道模型，改变管道的出口压力，分别设置为1 MPa、2 MPa、3 MPa、4 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa以及8 MPa，设置CO₂分压为0.1%，管道入口温度为 30 ℃ 。

首先考察管道内的流型分布，当出口压力为1 MPa时，管道全线为层流流动；当出口压力设置为2 MPa时，在管道的入口处和爬坡管段产生段塞流，其余水平管路为层流流动；当出口压力设置为3 MPa~8 MPa时，管路的流型分布与图2相同。

为分析相同流型下的腐蚀速率，分别选取出口压力为1 MPa~8 MPa时距离管道入口50 m处(层流流动)和出口压力为2 MPa~8 MPa时距离管道入口150 m的位置(段塞流)进行分析。

Figure 5. The corrosion rate of 50 m away from the inlet with various pressures

图5. 距入口50 m处腐蚀速率随压力变化情况

图5是距离管道入口50 m位置处的腐蚀速率随压力变化规律，在该位置管道内为层流流动，当压力由1 MPa逐渐增加至8 MPa时，NORSOK模型计算的腐蚀速率增加，其增加的速率逐渐趋于缓和；De Waard模型计算的腐蚀速率线增加后略微减小，变化比较平缓。在压力接近4 MPa时腐蚀速率最大。可以明显看出，随着压力增大，两种模型的计算结果也相差的越来越多。

Figure 6. The corrosion rate of 150 m away from the inlet with various pressures

图6. 距入口150 m处腐蚀速率随压力变化情况

图6是据入口150 m处的腐蚀规律，在该点管道内为段塞流。当压力由2 MPa逐渐增加至8 MPa时，两种模型计算出的腐蚀速率均是逐渐增大的，NORSOK模型的计算结果增加很明显，而De Waard模型的计算结果变化幅度很小，因此两种方法的计算结果相差也越来越大。同时，比较这两张图可以看出，发生段塞流时管道的腐蚀速率比层流时管道腐蚀速率要大得多。

3.3. CO₂分压的影响

本节研究CO₂分压变化对腐蚀速率的影响规律。修改温度研究中的管道模型，主要变量为CO₂分压，分别设置CO₂分压为总压力(6 MPa)的0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%、0.6%、0.7%、0.8%、0.9%以及1.0%。同样的，首先考察不同分压下管路的流动状态，计算表明流型分布与图2相同。

流型分布结果表明，在所设定的条件下，CO₂分压的改变并没有影响管路的流型分布，即水平段为层流；上倾段为段塞流；拐点处为层流至段塞流的过渡管段。为保证参数的可比性，选择距离管道入口50 m (层流)和150 m (段塞流)处两个位置进行结果分析。距管道入口50 m处(层流)两种计算模型对应的管道腐蚀速率曲线如图7所示，距管道入口50 m处(段塞流)两种计算模型对应的管道腐蚀速率曲线如图8所示。

Figure 7. The corrosion rate of 50 m away from the inlet with various CO₂ partial pressures

图7. 距管道入口50 m处腐蚀速率随CO₂分压变化情况

图中的曲线表明，在层流管道，随着CO₂分压的增加，两种模型计算的管道腐蚀速率均线性增加，变化规律比较一致。同样的，NORSOK模型计算结果比De Waard的计算结果约高1 mm/y，并且两者只差随着CO₂分压的增大而增大。

对于段塞流的情况，随着CO₂分压的增加，两种模型计算的管道腐蚀速率均线性增加，变化规律也比较一致。两种模型计算结果偏差随CO₂分压增加而增加，最小相差1 mm/y，而最大可以达到约3.5 mm/y。

同时，段塞流产生位置在距离管道入口110 m处，在各种分压下，最大腐蚀速率都出现在距离管道入口114 m处，这表明整个管道的最大腐蚀速率出现在段塞流流型中，并且在空间上略滞后于段塞流出现的位置。

Figure 8. The corrosion rate of 150 m away from the inlet with various CO₂ partial pressures

图8. 距管道入口150 m处腐蚀速率曲线随CO₂分压变化情况

4. 总结

论文使用OLGA软件中腐蚀模块的NORSOK模型和De Waard模型计算和研究混输管道的CO₂内腐蚀规律。针对不同的研究参数合理的建立和修改管道模型，研究了诸如温度、操作压力、CO₂分压等单一因素的改变对管道内腐蚀速率的影响规律，研究表明：

1) 无论是层流还是段塞流流型，OLGA软件中的NORSOK模型都比De Waard模型计算的腐蚀速率高，在使用过程中需要明确各个模型的适应范围，本文以NORSOK模型的仿真结果为准。

2) 在60摄氏度时，管道内腐蚀速率达到最大值，随着CO₂分压和管道操作压力的增大而增大；

3) 相同操作条件下，发生段塞流的管道其CO₂腐蚀速率远高于层流的管道。