隨著國家對安全生產和環境保護要求的提高,油田公司加強了對天然氣管道的完整性管理,以降低管道泄漏發生率[1]。在所有失效的管道中,由內腐蝕引起的失效高達50%[2]。未詳細進行內腐蝕檢測或未使用正確的內腐蝕評估方法是管道發生內腐蝕失效事故的主要原因[3]。天然氣管道內腐蝕直接評價是一種重要的管道內腐蝕評估手段[4]。國內外專家針對內腐蝕直接評價進行了大量的研究。美國腐蝕工程師協會(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腐蝕評價,同時采用室內模擬試驗驗證評價結果的可靠性。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、反向傳播與管道內腐蝕直接評價方法相結合,得到了一種基于人工神經網絡的管道內腐蝕速率預測方法。ICDA的核心內容是多相流模型和腐蝕速率預測模型,針對單一的CO2工況,已經有大量的腐蝕預測模型[9-11],當管道輸送介質中含有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據,提升內腐蝕直接評價效率。作者以NACE在2010年發布的NACE SP0110-2010 Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines(WG-ICDA)標準為指導,在WG-ICDA的間接評價環節引入CO2-H2S腐蝕速率預測模型和積水概率參數,形成了改進的含H2S天然氣管道內腐蝕直接評價方法,并對某含H2S天然氣管道進行了預測,以期為含H2S多相流管道內腐蝕直接評價提供理論依據和實踐經驗。 

1.   WG-ICDA流程

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

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(現場開挖)、后評價(確定再次評價時間)四個環節,如圖1所示。 

圖  1  WG-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 6×104 m3/d,產水量為1 m3/d。輸送氣中H2S體積分數為0.11%, CO2體積分數為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發生變化的設備；對化學抑制劑注入點及閥門位置進行了確認,發現目標管道無上述分區,因此將整條管道作為一個ICDA評價區域進行評價。 

2.2   間接評價

WG-ICDA中間接評價的目的是確定每個評價區域中易于腐蝕或處于內部腐蝕的子段,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,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標準多相流分析軟件,由ScandPower(SPT)集團(挪威)[12]開發。在該模型中,多相流模擬基于由三個連續性方程、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。 

三個連續性方程為質量守恒方程,見式(1)~(3)。 

氣相： 

液相： 

液滴： 

式中：V為各相的體積分數,%；G為各相的可能質量源,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為氣液傳質速率(液體蒸發轉化為氣體為正), 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,105 Pa；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為每單位質量流體的內能,J；h為標高,m；HS為質量源的焓,J；U為管壁傳熱系數,W/(m2·K)。 

上述物理模型生成了一系列系數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格貢獻元法求解。 

OLGA根據“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；Ea、E為活化能,J/mol；R為氣體常數,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個節點,對管道內部流動狀態和流動參數進行模擬,得到管道沿線溫度、壓力、流速、持液率等流動參數的變化規律,如圖2所示。 

圖  2  管道沿線流動參數的預測結果

Figure  2.  Predicted results of flow parameters along the pipeline: (a) temperature and pressure; (b) partial pressure of CO2 and 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%,這說明模擬結果具有較好的準確性。隨著管線里程的增加,壓力呈現逐漸下降的趨勢,溫度波動變化較大,但整體呈逐漸降低的趨勢,這符合熱力學規律。管道沿線CO2和H2S分壓的變化規律與壓力的變化規律一致。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。 

根據多相流計算得到的流動參數,結合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,結果如圖3所示。根據GB/T 23258-2020《鋼質管道內腐蝕控制規范》,將管道腐蝕分為了四個區域。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,極嚴重腐蝕區域集中在管道前500 m,這也是開挖著重關注的區域。 

圖  3  管道沿線腐蝕速率的預測結果

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果

Figure  4.  Predicted results of ponding probability along the pipeline

根據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,推斷管道內腐蝕類型為H2S和CO2共同腐蝕,內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API 570 Piping Inspection Code: Inspection,Repair, Alteration and Rerating of In-Service Piping Systems,在管道輸送條件(腐蝕介質含量、壓力、溫度)沒有大波動的情況下,管道系統的剩余壽命按式(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.   結論

基于改進后的內腐蝕直接評價方法,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,運行相對穩定,未出現超溫超壓運行工況； 

（2）基于多相流模擬結果、CO2-H2S腐蝕速率預測模型和積水概率,并結合NACE SP 0110-2010腐蝕評價標準和GB/T 27512-2011埋地鋼質管道風險評估方法,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果可知,現場開挖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