随着国家对安全生产和环境保护要求的提高,油田公司加强了对天然气管道的完整性管理,以降低管道泄漏发生率[1]。在所有失效的管道中,由内腐蚀引起的失效高达50%[2]。未详细进行内腐蚀检测或未使用正确的内腐蚀评估方法是管道发生内腐蚀失效事故的主要原因[3]。天然气管道内腐蚀直接评价是一种重要的管道内腐蚀评估手段[4]。国内外专家针对内腐蚀直接评价进行了大量的研究。美国腐蚀工程师协会(NACE)在大量研究基础上建立了一系列针对天然气管道的内腐蚀直接评价(ICDA)标准[5]。汪江斌等[6]选择适用于海管的多相流模型和腐蚀速率预测模型进行管道内腐蚀评价,同时采用室内模拟试验验证评价结果的可靠性。ZHAO等[7]修正了CO2腐蚀速率预测模型,提出了一种适用于含CO2段塞流海底管道内腐蚀直接评价方法。LIAO等[8]将遗传算法、粒子群算法、反向传播与管道内腐蚀直接评价方法相结合,得到了一种基于人工神经网络的管道内腐蚀速率预测方法。ICDA的核心内容是多相流模型和腐蚀速率预测模型,针对单一的CO2工况,已经有大量的腐蚀预测模型[9-11],当管道输送介质中含有H2S时,若仍采用CO2腐蚀速率预测模型,则预测的腐蚀速率会与实际腐蚀速率相差较大,无法得到管内的真实情况。因此,亟需在ICDA中改进腐蚀速率预测模型,提高腐蚀速率预测准确率,为直接评价推荐准确数据,提升内腐蚀直接评价效率。作者以NACE在2010年发布的NACE SP0110-2010Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines(WG-ICDA)标准为指导,在WG-ICDA的间接评价环节引入CO2-H2S腐蚀速率预测模型和积水概率参数,形成了改进的含H2S天然气管道内腐蚀直接评价方法,并对某含H2S天然气管道进行了预测,以期为含H2S多相流管道内腐蚀直接评价提供理论依据和实践经验。

1. WG-ICDA流程

WG-ICDA方法不仅可以评估湿天然气管道内部已经发生或可能发生的腐蚀情况,确定每个区域内腐蚀可能性,而且可以将评估结果纳入湿天然气管道内腐蚀完整性管理和风险管理计划,从而提高含H2S管道系统的完整性。

WG-ICDA主要包括预评价(收集资料)、间接评价(多相流腐蚀模拟计算)、直接评价(现场开挖)、后评价(确定再次评价时间)四个环节,如图1所示。

图 1WG-ICDA流程

Figure 1.WG-ICDA process

2. 实例演示

以某含H2S天然气管道(以下称管道)为例,参考NACE SP0110-2010标准,确定天然气管道的完整性。

2.1 预评价

该管道于2009年投运,设计使用寿命25 a,全长3.4 km,管材为L245NB管线钢,管径为108 mm,壁厚为5 mm,无内涂层和保温层,设计压力为9 MPa,入口压力为8.10 MPa,出口压力为7.50 MPa,入口温度为29 ℃,输送气量为9.773 6×104m3/d,产水量为1 m3/d。输送气中H2S体积分数为0.11%, CO2体积分数为1.52%。查询管道运行记录得知,全线无双向流动历史、无增压、加热等导致管道运行状态发生变化的设备；对化学抑制剂注入点及阀门位置进行了确认,发现目标管道无上述分区,因此将整条管道作为一个ICDA评价区域进行评价。

2.2 间接评价

WG-ICDA中间接评价的目的是确定每个评价区域中易于腐蚀或处于内部腐蚀的子段,并确定其与管道长度和高程的关系。为此,需要采用OLGA软件进行多相流模拟,以确定每个子段的流量参数,并使用CO2-H2S腐蚀速率预测模型和积水概率来确定腐蚀敏感点。

OLGA软件是世界公认的工业标准多相流分析软件,由ScandPower(SPT)集团(挪威)[12]开发。在该模型中,多相流模拟基于由三个连续性方程、两个动量方程和一个混合能量方程[13]组成的双流体物理模型。OLGA软件的模型不仅包括气相和液相[14],还包括液滴场[15],这是一个扩展的两相流体模型。

三个连续性方程为质量守恒方程,见式(1)~(3)。

气相：

液相：

液滴：

式中：V为各相的体积分数,%；G为各相的可能质量源,g；ρ为密度,g/cm3；v为各相的流速,m/s；A为管道的横截面积,m2；ψg为气液传质速率(液体蒸发转化为气体为正), m/s；ψe为液滴夹带率,%；ψd为液滴沉积速率,m/s。下标g、L和D分别代表气相、液膜和液滴。

两个动量方程为动量守恒方程,见式(4)~(5)。

气液两相流：

液体：

式中：α为管道与垂直方向之间的倾角,°；P为压力,105Pa；vr为相对速度,m/s；S为各相界面的润湿周长,m；g是重力加速度,m/s2。下标g、L和i分别表示气相、液相和气液相之间的界面。

一个混合能量方程见式(6)。

式中：E为每单位质量流体的内能,J；h为标高,m；HS为质量源的焓,J；U为管壁传热系数,W/(m2·K)。

上述物理模型生成了一系列系数相当复杂的耦合一阶非线性一维偏微分方程。这两种流体模型大多采用有限差分交错网格贡献元法求解。

OLGA根据“最小滑移准则”判断两种流型。“最小滑移准则”是指在给定压降下,选择气液线速度差最小或气体速度最高的流型(以最小化持液率)。

常用的CO2-H2S腐蚀速率预测模型是LI等[16]研究的腐蚀速率预测模型,见式(7)。

式中：C,a,b,c,m为常数；Ea、E为活化能,J/mol；R为气体常数,J/(K·mol)；T为温度,K；v为液体流速,m/s；为H2S分压,MPa；为CO2分压,MPa。

基于管道的基础信息,利用计算流体力学方法,建立管道的里程-高程模型,将管道划分为1 100个节点,对管道内部流动状态和流动参数进行模拟,得到管道沿线温度、压力、流速、持液率等流动参数的变化规律,如图2所示。

图 2管道沿线流动参数的预测结果

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

通过多相流计算得到管道的起点压力为8.05 MPa,终点压力为7.45 MPa,起点温度为29 ℃,与实际值的误差分别为0.55%、0.55%和0%,误差均小于1%,这说明模拟结果具有较好的准确性。随着管线里程的增加,压力呈现逐渐下降的趋势,温度波动变化较大,但整体呈逐渐降低的趋势,这符合热力学规律。管道沿线CO2和H2S分压的变化规律与压力的变化规律一致。由于高程的波动,流体流速波动较大,同一里程时,气体流速与液体流速的变化规律相反。持液率随管线高程变化而起伏,持液率最高可达0.2。

根据多相流计算得到的流动参数,结合LI等提出的CO2-H2S腐蚀速率预测模型,计算得到管道沿线的腐蚀速率,结果如图3所示。根据GB/T 23258-2020《钢质管道内腐蚀控制规范》,将管道腐蚀分为了四个区域。由图3可知,管道腐蚀速率的变化范围为0.008 ~0.389 mm/a,随着里程的增加腐蚀速率整体趋势是逐渐降低的,极严重腐蚀区域集中在管道前500 m,这也是开挖着重关注的区域。

图 3管道沿线腐蚀速率的预测结果

Figure 3.Predicted results of corrosion rates along the pipeline

通过管道沿线实际倾角和临界倾角相对大小计算得到积水概率,结果如图4所示。从图4可知,23%管段积水概率为1,在直接评价时,应该重点关注。

图 4管道沿线积水概率的预测结果

Figure 4.Predicted results of ponding probability along the pipeline

根据预测的腐蚀速率和积水概率,推荐了5个开挖点,如表1所示。

2.3 直接评价

采用超声波测厚的方法对5个开挖点进行直接评价,并与预测的腐蚀速率进行对比。超声波测厚的结果如表2所示。

从表2可知,在5个开挖点管道的最大壁厚损失率都超过了60%,属于极严重腐蚀,最大腐蚀速率为0.337 mm/a。通过对比分析开挖点的腐蚀速率与预测的腐蚀速率可知,管道属于极严重腐蚀管道,应立即开展防护措施。

2.4 后评价

本次评价建立在含H2S天然气管道的资料收集分析基础上,推断管道内腐蚀类型为H2S和CO2共同腐蚀,内腐蚀程度为极严重腐蚀。

在多相流模拟、CO2-H2S腐蚀速率预测模型和积水概率分析基础上,确定了管道的内腐蚀敏感段。通过超声波测厚检测证实,该管线属于极严重腐蚀,符合推断,因此本次评价是有效的。

根据NACE SP0110-2010标准,再评价时间间隔应为剩余使用寿命的一半。而根据API 570Piping Inspection Code:Inspection,Repair,Alteration and Rerating of In-Service Piping Systems,在管道输送条件(腐蚀介质含量、压力、温度)没有大波动的情况下,管道系统的剩余寿命按式(8)计算。

式中：Nf为管道剩余寿命；δ为管道经腐蚀后实际壁厚；δ'为满足管道设计压力条件下的最小壁厚。

由此计算得到各开挖点处管道剩余寿命和再评价时间间隔见表3。管道再评价时间为各开挖点处再评价时间间隔最小值即1 a。

3. 结论

基于改进后的内腐蚀直接评价方法,确定了含H2S天然气管道的主要腐蚀影响因素与腐蚀风险等级,主要评估结论包括：

（1）含H2S天然气管道入口压力约为8.1 MPa,入口温度约为29 ℃,出口压力约7.50 MPa,设计压力为9 MPa,运行相对稳定,未出现超温超压运行工况；

（2）基于多相流模拟结果、CO2-H2S腐蚀速率预测模型和积水概率,并结合NACE SP 0110-2010腐蚀评价标准和GB/T 27512-2011埋地钢质管道风险评估方法,确定了目标管线的腐蚀速率与腐蚀程度,并推荐了5个开挖点；

（3）通过超声波测厚的结果可知,现场开挖5个点均属于极严重腐蚀,最大腐蚀速率为0.337 mm/a；

（4）含H2S天然气管道再评价时间间隔为1 a。

文章来源——材料与测试网