基于多相流模拟的原油输送管道内腐蚀预测分析

孙中泽

（西安石油大学，陕西 西安 710065）

某些矿物质离子的流体经常存在于油田和天然气产品中，很容易导致形成碳酸钙和碳酸镁等结垢物质。水垢腐蚀产物的碳酸盐和其它杂质沉积形成在各种管道中，并在不同程度和形式上发生管道腐蚀。

在石油及天然气开发的过程中，煤炭煤气或天然气油田往往包含一定数量的二氧化碳气体，这是油田和天然气输送管道表面腐蚀的重要原因。原油输送管道的内腐蚀可以造成巨大的经济损失和严重的环境污染。造成中国的石油和天然气田含有高水平的二氧化碳，由于二氧化碳的腐蚀发生损伤的例子很多。例如，早期开采的北部老山丘结构的二氧化碳含量为4.2%，经过一年多的运行，3口高产油井的油管因严重腐蚀而报废；北方油田58口井的二氧化碳含量为4.2%，一年半后，N80管被废弃，最终导致油井停产；雅哈气田于2000年投产，二氧化碳含量在0.6%～1%，自2002年以来，地面管道多次钻孔和泄漏；塔里木盆地北部气田的二氧化碳含量在2.31%～6.27%，经过16个月的生产，距离井口150m的流水线和输送管道受到严重腐蚀；等等。腐蚀产生后果有许多，如管道破裂、穿孔和管壁厚度减小等等。随着管道使用寿命的延长，产生的气体含水率增加，腐蚀环境逐渐恶化，腐蚀沿管道延伸。每个管道截面的平均腐蚀速率可达0.79 mm／年。

为了避免意外情况发生和防腐措施的需要，有必要提前考虑二氧化碳的腐蚀，然后预测二氧化碳腐蚀速率，以便提供早期预警和保证生产油田和天然气管道运输的正常运行。

1 腐蚀计算软件及模型

1.1 OLGA腐蚀模型

OLGA软件是世界一流的动态多相流仿真及计算软件。目前，OLGA软件腐蚀模块主要包括Norsok M-506模型、De Waard 95模型和IFE顶部腐蚀模型。

Norsok M-506模型和DW 95模型是更保守的模型，因为只考虑对衰变生成物膜的部分抑制。在这两个模型中，在限定的温度范围内，随着温度上升腐蚀速度增加，直到温度上升导致腐蚀生成物的形成。无论哪一种模型都包含大量的实验数据，Norsok M-506模型比DW 95模型更注意高温及低pH环境下的腐蚀生成物膜。

本文使用OLGA软件腐蚀模块来建模和模拟流水线。该模型考虑了工作压力、平均温度、平均流量及流量条件的变化，以及沿管道腐蚀速度的变化。可以使用腐蚀模块来计算下列pH值：不含腐蚀生成物的凝缩水，饱和碳酸铁凝缩水，以特定碳酸盐浓度形成的水。以下主要采用Norsok M-506模型和Waard 95模型，采用普金气田的装配线作为原型，建立计算流量和腐蚀率的电脑化输油管道模型。

1.2 管道参数

本文以我国某原油输送管道为原型进行建模，管道所在的区域是高原和盆地之间的过渡区域，它受到沿线地质构造和岩石的影响。管道内不同位置的流动状态也会发生变化，表现为各种流体流动。

1.3 介质参数

这条管道是气田收集和输送的管道，用于石油和天然气的混合输送。混合物中含有大量的二氧化碳和重质碳氢化合物。在腐蚀计算的例子中，油和气体的混合物的含水率设定为10%，使用PVTsim来定义组成。生成相应的流文件。这个管道的入口温度是40℃，输出压力为6MPa，流量是30 kg／s。管道周围环境温度为25℃、土壤温度和管道中没有添加缓蚀剂。

2 二氧化碳内腐蚀影响因素分析

由于研究的对象是多相流动，压力和温度的变化对流动模式的变化有很大的影响。因此，在研究单一影响因素时，必须建立一个简单的模型，以确保设计参数的变化不会导致流动模型的重大变化。

2.1 温度的影响

简单的分析表明，水平原油输送管道可能有层流，而向上倾斜的原油输送管道可能有淤泥流。为了保证研究的可比性，分别考虑了两种流动模式下管道的腐蚀程度。将二氧化碳的摩尔分数设置为0.5%。利用管道模型的计算，不同温度下原油输送管道流量模型的分布是相同的。温度的变化并没有改变管道内的流动状态。选择管道入口50m（层流）和150m（淤泥流）的两个位置来研究腐蚀速率随温度的变化。用NORSOK模型计算出的腐蚀速度，无论是在层流下的管段还是在流内，都比用De Waard模型计算出的腐蚀速度高。腐蚀速率计算模型NORSOK温度增加时出现的趋势，先下降然后上升达到顶峰，温度60℃左右；当De Waard模型使用线性相关，腐蚀速率随着温度升高并达到最高温度计算 （90℃左右），腐蚀速率也最高。

2.2 管径的影响

在研究管道直径变化对腐蚀率的影响时，需要确认管道直径的变化不会对流模造成太大的影响。变更排气管直径的温度系数的计算使用上一节的定义。排气管的直径为0.3、0.4、0.5、0.6及0.7m，二氧化碳分压的0.1%，解决了输入排气管道的温度在30℃，输出压力为6 MPa，混合物的含水量是1%。当管道系统稳定运行时，观察管道直径不同时的流图分布。计算结果表明，无论是层流还是拥塞流，管道直径的增大都会导致管道腐蚀速率的降低。事实上，管道的入口流量保持不变，管道直径的增加会减少气体。液体介质的流动反过来又导致腐蚀速率总体呈下降趋势。同样，NORSOK模型计算的腐蚀速率较高，De Waard模型计算的腐蚀速率对管道直径的变化更为敏感。

2.3 二氧化碳分压的影响

在温度对原油数中修正管路模型时，将主要变量二氧化碳分压设置为为：0.1%，0.2%，0.3%，0.4%，0.5%，0.6%，0.7%，0.8%。在规定的条件下，二氧化碳分压的变化不影响原油管道流量模型的分布，即水平截面为层流，下降部分是泥浆流，拐点是带有流动过渡管截面的层流。为了确保参数的可比性，在管道入口选择了50m（层流）和150m（泥流）两个位置。在层流管线中，随着二氧化碳分压的增加，以两个模型计算的管线腐蚀率直线上升，变化规律比较一致。同样，NORSOK模型的计算结果比De Waard的计算结果高出约1mm／a。二氧化碳的分压越高，两者的差距就越大。

在稠密流动的情况下，随着二氧化碳的分压增加，由两个模型计算出的管道腐蚀率直线增加，变化规律比较一致。二氧化碳的分压变高的话，两个模型的计算结果的差距就会变大，最小差距可能达到1mm／a，最大差距可能达到约3.5 mm／a。同时，在距离管口110m的位置产生污泥流。在各种分压下，最大腐蚀率出现在管道入口的114m处，表明整个管道的最大腐蚀率出现在拥塞流模型中。比宇宙拥挤流的位置稍晚一些。

2.4 原油输送管道倾角的影响

首先，分析了层流下管道倾角对腐蚀速率的影响。先前采用的管道模型进一步修改，以确保管道段的层流向上 （或向下），并将管道出口压力降低到1MPa。将管道的波纹倾角设置为0°、±5°、±10°等。Norsok模型计算的倾斜原油管道腐蚀速率分布、向下倾斜的原油输送管道的腐蚀速率高于向上倾斜的原油输送管道的腐蚀速率。以倾斜管上部（距管口150m）的中心点为例，当管的倾斜面开始变大时，腐蚀速度就会慢慢降低。达到10°倾斜角度也继续上升，腐蚀速度慢慢地上升，最终不变化，第一水平的下降后开始恢复。

3 基于风险分析的腐蚀位置确定

风险分析方法用于分析第二节油田输油管的位置。沿着管道获取各种流参数后，可以确定沿管道的各个地方的腐蚀损伤概率。腐蚀风险值可以用下式计算。腐蚀的风险＝腐蚀的默认概率×默认的结果，腐蚀，风险的分配，可以根据风险的程度，从沿着二氧化碳腐蚀管道的各种地方取得，需要详细的检查。

在各种管道操作和环境中，在计算腐蚀风险时需要考虑各种参数。如果输油管中有水和二氧化碳的薄膜，就有可能发生腐蚀。水膜的滞留时间，可以通过计算结果数据的水膜率来推测。对于各种各样的操作参数来说，随着时间的推移，流水线有可能变短、中度、变长。各参数的风险计算采用了相对风险。也就是说，在考虑水膜速度的情况下，将与最大速度对应的风险等级设定为0，将最小风险等级设定为100。腐蚀速度和侵蚀速度的比率，最大值对应于风险水平，最小值对应于风险水平，等级是0。根据这个，可以计算出管道各计算节点的腐蚀灵敏度分布。

4 结论

OLGA软件的腐蚀模块可以计算和预测二氧化碳在多相管道中的内部腐蚀。二氧化碳管道的腐蚀率受到很多因素的影响。多相管线的腐蚀率随着管线直径的增加，二氧化碳的分压和管线工作压力的增加而增加。插头管道的二氧化碳腐蚀率比层流管道的要高。当输油管道是层流，原油运输到自上而下的倾角是比原油输送管道腐蚀向上倾斜率越高，其中，当流水线俯冲，腐蚀率波动是随着时间的推移和科管道腐蚀率向上倾斜的本质不变；在此基础上，采用直接评价多相管道腐蚀和腐蚀风险分析的方法，对可能发生腐蚀的管道位置进行预测。